Contrats pétroliers et conditions fiscales : le contrat de partage de production et les autres formes contractuelles, le PSC type, la sélection des contractants, l’approbation et l’IRC, la durée du contrat et les périodes d’exploration, les plafonds de recouvrement des coûts, le profit petroleum, l’impôt sur les sociétés de 25 % à 50 %, la taxe sur les ressources naturelles, le droit à l’exportation et les redevances, les blocs bénéficiant d’incitations, les cessions de participations et les droits de Petrovietnam, avec un calcul illustratif du profit oil

Les formes contractuelles

L’article 29 de la loi n° 12/2022/QH15 fait du contrat de partage de production (PSC ; hợp đồng chia sản phẩm dầu khí) la forme standard et autorise d’autres types de contrats pétroliers dont les conditions principales sont fixées par le Premier ministre. Dans le cadre d’un PSC, les contractants financent et réalisent l’exploration, le développement et la production à leurs propres risques ; en cas de production, ils recouvrent leurs coûts sur une part plafonnée de celle-ci et partagent le solde, le profit petroleum, avec la partie étatique, Petrovietnam, dans les proportions convenues. En l’absence de découverte commerciale, les contractants supportent la perte (FAQ 111).

Sous l’empire de la Loi sur le pétrole de 1993, des contrats étaient également conclus sous forme de coentreprises et d’accords d’exploitation conjointe dans lesquels les filiales de Petrovietnam prenaient des participations aux côtés de contractants étrangers, et certains montages anciens ont pris la forme de contrats de coopération commerciale. Plusieurs grands gisements en production sont encore régis par de tels contrats, qui continuent de produire effet selon leurs propres conditions en vertu des dispositions transitoires de la loi de 2022. En pratique, un nouveau contrat est un PSC conforme aux conditions types, Petrovietnam ou sa filiale d’exploration et de production rejoignant souvent les parties contractantes après une découverte commerciale en vertu de l’article 39.

Le PSC type

Le décret n° 45/2023/ND-CP annexe un modèle de contrat de partage de production et, en annexe B, sa procédure comptable. L’article 30 de la loi énumère les mentions principales que tout contrat doit comporter, notamment les parties, la zone contractuelle et sa restitution, le programme de travaux et les engagements financiers minimaux, la durée et ses phases, le recouvrement des coûts et le partage du profit petroleum, les droits et obligations des parties, les engagements en matière de formation, un fonds de recherche et le recours prioritaire à la main-d’œuvre et aux services vietnamiens (FAQ 114), le démantèlement, le règlement des litiges et le droit applicable, qui est le droit vietnamien. L’article 34 prévoit que le contrat est rédigé en vietnamien et dans une langue étrangère convenue, normalement l’anglais, les deux versions faisant également foi.

Le modèle est un point de départ plutôt qu’un texte figé. Les soumissionnaires sont mis en concurrence sur les variables que le dossier d’appel d’offres laisse ouvertes, généralement le programme de travaux, le partage du profit petroleum, les bonus lorsque le dossier d’appel d’offres les prévoit et les engagements de formation et de recherche, et le contrat négocié peut s’écarter du modèle dans les limites de la loi. L’article 4 permettant aux pratiques internationales de l’industrie pétrolière de combler les lacunes lorsque le droit vietnamien est muet et à condition de ne pas lui être contraires, les stipulations propres du contrat relatives aux opérations conjointes, à la comptabilité et aux opérations à risque exclusif (sole risk) revêtent une importance réelle.

La sélection des contractants

Le chapitre III de la loi et le chapitre III du décret n° 45/2023/ND-CP régissent la sélection. L’article 15 prévoit quatre méthodes. L’appel d’offres ouvert est la règle pour les blocs ouverts. L’appel d’offres restreint invite un nombre limité de sociétés qualifiées dans les cas autorisés par l’article 19. L’offre concurrentielle (chào thầu cạnh tranh) est utilisée lorsqu’un bloc ne figure pas dans le plan de sélection des contractants en cours et qu’au moins deux sociétés qualifiées proposent de contracter pour celui-ci (article 20). La désignation directe est réservée par l’article 21 à trois cas : un bloc lié à la défense ou à la sécurité nationales ; un bloc pour lequel une seule société qualifiée propose un contrat après qu’un avis public de 30 jours n’a suscité aucun autre intérêt ; et la proposition d’un contractant existant de réaliser des investissements supplémentaires dans sa zone contractuelle dans le cadre d’un nouveau contrat faisant suite à l’expiration du contrat en cours. Les appels d’offres ouverts et restreints suivent un plan de sélection des contractants approuvé pour le bloc (article 17).

Les soumissionnaires doivent disposer de la capacité financière, de la capacité technique et de l’expérience des opérations pétrolières requises par le dossier d’appel d’offres, ou soumissionner au sein d’un consortium qui les réunit (article 16), et doivent constituer une garantie de soumission (article 25). Les offres sont évaluées selon les critères et méthodes de l’article 22, et le résultat de la sélection est approuvé en vertu de l’article 23. Les sociétés vietnamiennes et étrangères soumissionnent dans les mêmes conditions. Le soumissionnaire retenu négocie ensuite le contrat avec Petrovietnam sur la base de son offre et du modèle.

Approbation, IRC et avenants

Une fois négocié, le contrat est examiné par le MOIT et approuvé par le Premier ministre en vertu de l’article 26 ; l’approbation du contrat tient lieu d’approbation de la politique d’investissement au sens de la loi sur l’investissement. Le contrat est signé après l’approbation, puis le MOIT délivre le certificat d’enregistrement de l’investissement aux contractants en vertu de l’article 27. Les modifications du contrat ou du groupe de contractants sont apportées par avenant, approuvé de la même manière lorsque la loi l’exige, et reflétées dans un IRC modifié (article 28). Les litiges sont réglés par la négociation, puis par l’arbitrage ou la juridiction désignés dans le contrat (article 37), qui, pour les contrats conclus avec des parties étrangères, est couramment l’arbitrage international (L’arbitrage étranger et l’exécution des sentences).

Durée, périodes d’exploration et restitution

L’article 31 fixe la durée maximale d’un contrat pétrolier à 30 ans, dont la période d’exploration ne peut excéder cinq ans ; pour les blocs figurant sur la liste du Premier ministre des blocs bénéficiant d’incitations et d’incitations spéciales, les limites sont de 35 ans et de dix ans. Avec l’approbation du MOIT, le contrat et la période d’exploration peuvent chacun être prolongés de cinq ans au plus, et le Premier ministre peut accorder davantage dans des cas particuliers tels que des exigences de défense ou une géologie complexe. Une découverte de gaz qui ne peut être développée faute de marché ou de gazoduc peut être conservée pendant cinq ans au plus, avec deux années supplémentaires possibles, avant de devoir être développée ou restituée (FAQ 112).

L’article 32 régit la zone contractuelle : le contractant restitue des superficies à la fin de chaque phase d’exploration selon les stipulations du contrat, peut étendre la zone dans des cas déterminés et peut regrouper des découvertes et des gisements qui chevauchent plusieurs blocs. Au moins deux ans avant l’expiration du contrat, le contractant peut proposer des investissements supplémentaires et un nouveau contrat pour la zone (article 40) ; si aucun nouveau contrat n’est conclu, Petrovietnam ou une autre entité désignée reprend les gisements à l’expiration (article 41).

Recouvrement des coûts et profit petroleum

La production de chaque année est affectée d’abord aux prélèvements de l’État de type redevance, puis au recouvrement des coûts, le solde constituant le profit petroleum. L’article 33 plafonne la part de la production annuelle disponible pour le recouvrement des coûts à 50 % pour les blocs ordinaires, à 70 % pour les blocs bénéficiant d’incitations et à 80 % pour les blocs bénéficiant d’incitations spéciales (FAQ 113). Les coûts qui excèdent le plafond au cours d’une année sont reportés selon la procédure comptable du contrat. Les coûts recouvrables, leur répartition entre l’exploration, le développement et la production et les modalités de leur contrôle sont fixés par le contrat, la procédure comptable de l’annexe B du décret n° 45/2023/ND-CP et les règles de régularisation des coûts des articles 56 et 57 de la loi et de l’article 62 du décret ; Petrovietnam contrôle et régularise les coûts.

Le profit petroleum est partagé entre les contractants et Petrovietnam dans les proportions fixées par le contrat. Les partages sont couramment exprimés selon une échelle mobile qui attribue à l’État une part plus importante à mesure que la production journalière augmente, et les pourcentages constituent une variable essentielle des offres. La loi ne fixe aucun partage légal. La part de Petrovietnam revient à la partie étatique ; la part des contractants, avec leur cost oil, constitue leur droit à la production, qu’ils enlèvent et vendent ou, lorsque le Gouvernement l’exige, vendent au Vietnam (article 59, paragraphe 8).

Les prélèvements de l’État

Le droit à la production des contractants supporte ensuite l’impôt. L’impôt sur les sociétés sur la prospection, l’exploration et l’exploitation du pétrole et du gaz est perçu au taux de 25 % à 50 % en vertu de l’article 10, paragraphe 4, point a, de la loi n° 67/2025/QH15, le Premier ministre fixant le taux propre à chaque contrat en fonction de la localisation, des conditions et des réserves (FAQ 21). Chaque contrat est imposé séparément ; les pertes d’un contrat ne peuvent donc pas être imputées sur les bénéfices d’un autre. La taxe sur les ressources naturelles est perçue sur la production à des taux progressifs selon la production journalière moyenne en vertu de la résolution n° 1084/2015/UBTVQH13 : pour le brut, 10 % jusqu’à 20 000 barils par jour, puis 12 %, 14 %, 19 % et 24 %, jusqu’à 29 % au-delà de 150 000 barils par jour, et pour les projets encouragés de 7 % à 23 % ; pour le gaz naturel, 2 % jusqu’à 5 millions de mètres cubes par jour, 5 % jusqu’à 10 millions et 10 % au-delà, ou 1 %, 3 % et 6 % pour les projets encouragés. En pratique, la taxe sur les ressources naturelles est couramment prélevée en nature sur la production avant le recouvrement des coûts.

Le droit à l’exportation est perçu sur le brut exporté en vertu du tarif à l’exportation du décret n° 26/2023/ND-CP modifié, au taux de 10 % pour les blocs bénéficiant d’incitations et de 5 % pour les blocs bénéficiant d’incitations spéciales en vertu de l’article 54 de la Loi sur le pétrole. Une redevance de protection de l’environnement de 100 000 VND par tonne de brut et de 50 VND par mètre cube de gaz s’applique en vertu du décret n° 27/2023/ND-CP. Des bonus et autres paiements à Petrovietnam, tels que les bonus de signature, de découverte ou de production et les frais d’accès aux données, sont dus lorsque le dossier d’appel d’offres et le contrat les prévoient. Les paiements aux sous-traitants étrangers supportent l’impôt sur les entrepreneurs étrangers (L’impôt sur les entrepreneurs étrangers et les conventions fiscales).

Les blocs bénéficiant d’incitations

L’article 53 fixe les critères des deux niveaux d’incitations et l’article 54 leurs conditions. Un bloc ou un gisement ouvre droit aux incitations à l’investissement notamment s’il se situe en eaux profondes, loin des côtes ou dans des zones à la géographie particulièrement difficile ou à la géologie complexe ; s’il a été proposé aux conditions ordinaires du PSC sans susciter d’offres ; s’il est constitué de superficies restituées ; s’il s’agit d’un gisement marginal ; s’il ne peut atteindre l’efficacité minimale à la fin d’un contrat ordinaire ; ou s’il vise de nouveaux objectifs pétroliers inexplorés. Il ouvre droit aux incitations spéciales à l’investissement s’il a été proposé aux conditions incitatives sans susciter d’offres, s’il est constitué de superficies restituées dans le cadre d’un contrat incitatif, s’il s’agit d’un gisement marginal situé dans un bloc bénéficiant d’incitations, s’il ne peut atteindre l’efficacité minimale à la fin d’un contrat incitatif, ou s’il vise du pétrole non conventionnel. Le Premier ministre arrête la liste (article 53, paragraphe 3).

Les blocs bénéficiant d’incitations sont soumis à un CIT de 32 % et à un droit à l’exportation du brut de 10 % et peuvent recouvrer leurs coûts dans la limite de 70 % de la production annuelle ; les blocs bénéficiant d’incitations spéciales sont soumis à un CIT de 25 % et à un droit à l’exportation du brut de 5 % et peuvent recouvrer jusqu’à 80 % (article 54). Ils bénéficient également de la durée plus longue de 35 ans et de la période d’exploration de dix ans prévues à l’article 31. Les articles 56 et 57 du décret n° 45/2023/ND-CP mettent en œuvre les incitations, et l’article 55 de la loi et les articles 58 à 61 du décret ajoutent un régime distinct pour la production de fin de gisement des gisements, ensembles de gisements et blocs arrivant au terme de leurs contrats.

Cessions, changement de contrôle et droits de Petrovietnam

En vertu de l’article 36, un contractant peut céder tout ou partie de sa participation et de ses droits et obligations au titre du contrat, à condition que le cessionnaire s’engage à reprendre les droits et obligations du cédant, que les deux parties satisfassent aux exigences de la loi et que le cédant acquitte les impôts, redevances et droits afférents à la cession. La cession est approuvée par le Premier ministre sur examen du MOIT et prend effet au moyen d’un IRC modifié. Petrovietnam dispose d’un droit de préemption sur la cession en vertu de l’article 39, et son droit de participer après une découverte commerciale peut avoir déjà été exercé (FAQ 110). L’article 59, paragraphe 5, impose au contractant d’informer les autorités et PVN lorsqu’une cession de participations modifie son actionnariat, ce qui fait entrer les changements de contrôle indirects dans le régime de déclaration.

Un contrat de prise de participation (farm-in) devrait donc être subordonné à l’approbation du Premier ministre, à la renonciation de PVN à son droit de préemption ou à l’expiration de celui-ci et à la délivrance de l’IRC modifié, et devrait répartir la charge de l’impôt afférent à la cession. Les plus-values d’un cédant étranger sont imposées selon les règles du CIT applicables aux cessions de capital et de droits sur des projets, et les modalités de déclaration et de paiement devraient être réglées dans le contrat (L’imposition des cessions d’actions et des dividendes).

De l’offre au PSC signé

1. Examiner le bloc et le dossier d’appel d’offresSalle de données, statut du bloc au regard des incitations, méthode de sélection et variables ouvertes à la concurrence.
2. Constituer le consortiumConclure un accord de soumission conjointe et convenir des principes d’exploitation conjointe ; confirmer que le consortium satisfait aux critères de capacité et d’expérience (article 16).
3. Déposer l’offre avec la garantie de soumissionProgramme de travaux, partage du profit petroleum, bonus le cas échéant, engagements de formation et de recherche ; garantie de soumission en vertu de l’article 25.
4. Obtenir l’approbation du résultat de la sélectionÉvaluation en vertu de l’article 22 ; approbation du résultat en vertu de l’article 23.
5. Négocier le contrat avec PetrovietnamSur la base du PSC type et de la procédure comptable du décret n° 45/2023/ND-CP ; convenir des clauses de règlement des litiges et de droit applicable.
6. Examen et approbation du Premier ministreLe MOIT examine ; le Premier ministre approuve le contrat, ce qui tient lieu d’approbation de la politique d’investissement (article 26), et fixe le taux de CIT entre 25 % et 50 % pour un bloc ordinaire.
7. Signer, obtenir l’IRC et s’installerSigner avec PVN ; le MOIT délivre l’IRC (article 27) ; l’opérateur enregistre son bureau d’exploitation et ouvre le compte commun (article 38).