Démantèlement, contenu local et Loi sur le pétrole de 2027 : le plan et le fonds de démantèlement, la réalisation du démantèlement, la formation et l’emploi de personnel vietnamien, les biens et services vietnamiens, les ventes sur le marché intérieur, la sécurité, l’environnement et l’assurance, la transition vers la loi n° 10/2026/QH16 au 1er mars 2027 et ses conséquences possibles pour les contrats existants, et les recoupements avec l’éolien en mer et le captage du carbone

Pourquoi le démantèlement est anticipé

Les gisements en production du Vietnam vieillissent. De nombreuses installations en mer des bassins de Cuu Long et de Nam Con Son ont été construites dans les années 1980 et 1990, et plusieurs gisements approchent du terme de leurs contrats initiaux ou l’ont dépassé. La préoccupation de l’État est que le coût de l’enlèvement des plateformes, du bouchage des puits et de la remise en état des fonds marins ne retombe pas sur le budget si un contractant se retire ou fait défaut. La loi de 2022 répond à cette préoccupation en exigeant que le démantèlement soit planifié tôt et financé pendant la production, au moyen d’un fonds détenu par la partie étatique, plutôt que laissé à la charge du bilan du contractant en fin de vie du gisement (FAQ 114).

Le plan de démantèlement

L’article 50 de la loi n° 12/2022/QH15 impose au contractant d’établir un plan de démantèlement des installations de la zone contractuelle, qui est examiné et approuvé par le MOIT, avec la participation de Petrovietnam ; en vertu de la résolution du Gouvernement n° 66.6/2025/NQ-CP, certaines approbations de ce type sont déléguées à PVN jusqu’au 28 février 2027. Le plan doit être soumis par l’intermédiaire de PVN dans un délai d’un an à compter de la première production commerciale et mis à jour au moins un an avant la fin du contrat ou de la production du gisement (FAQ 114). L’article 51 du décret n° 45/2023/ND-CP régit l’établissement et le contenu du plan, qui, en pratique, identifie les installations à enlever, les méthodes, le calendrier, le coût estimé et les mesures environnementales et de sécurité.

Le plan n’impose pas nécessairement l’enlèvement complet de toutes les structures. L’article 55 du décret permet à l’autorité d’approuver le maintien en place d’installations, le report du démantèlement ou sa réalisation partielle ou totale, lorsque les conditions prévues par le décret sont remplies ; la réutilisation d’une plateforme pour un nouveau développement ou, à l’avenir, pour un projet de stockage du carbone est le type de cas dans lequel un enlèvement partiel ou un report peut être sollicité. Une décision de maintien en place d’installations transfère des responsabilités continues, et les responsabilités postérieures à la fermeture introduites par la loi de 2027 sont susceptibles de peser sur ces décisions.

Le fonds de démantèlement

L’article 51 de la loi impose au contractant de constituer un fonds garantissant l’obligation de démantèlement dans un délai d’un an à compter de la première production commerciale de pétrole ou de gaz de la zone contractuelle. Les contributions sont versées annuellement, sur la base du plan de démantèlement approuvé, à Petrovietnam, qui gère le fonds ; chaque contractant contribue au prorata de sa participation, et les contributions constituent des coûts recouvrables au titre du contrat. Les contributions doivent être achevées avant la fin du contrat ou de la phase de production du gisement. Tant que les fonds ne sont pas utilisés, Petrovietnam les dépose auprès d’une banque commerciale dans laquelle l’État détient une participation de contrôle, et les intérêts, déduction faite des obligations financières afférentes, sont ajoutés au fonds.

Si le fonds est insuffisant au moment du démantèlement, les contractants doivent verser le complément ; s’il subsiste un excédent une fois le démantèlement achevé, il est restitué aux parties au contrat selon les stipulations de celui-ci. Les articles 52 à 54 du décret n° 45/2023/ND-CP régissent le calcul des contributions, la gestion et l’utilisation du fonds et sa liquidation finale. Les contributions étant recouvrables, elles sont en réalité financées sur la production et réduisent le profit petroleum des années au cours desquelles elles sont versées ; étant liées à l’estimation des coûts du plan, une mise à jour du plan comportant une estimation plus élevée augmente la contribution annuelle.

La réalisation du démantèlement

L’article 52 de la loi impose que le démantèlement soit réalisé conformément au plan approuvé lorsque le contrat prend fin, lorsque la production d’un gisement cesse ou lorsque des installations ne sont plus nécessaires, et l’article 59, paragraphe 7, fait de l’enlèvement des installations, équipements et navires pétroliers une obligation du contractant. Le fonds finance les travaux approuvés. Lorsque la durée du contractant prend fin et que Petrovietnam ou une autre entité reprend le gisement en vertu de l’article 41, l’obligation de démantèlement et le fonds suivent les installations, et l’accord de transfert devrait déterminer qui supporte quelles responsabilités, y compris pour les puits déjà bouchés et pour les installations maintenues en place.

L’acquéreur d’une participation dans un gisement en production hérite de sa quote-part de l’obligation de démantèlement. L’audit d’acquisition (due diligence) devrait porter sur le plan approuvé et sa dernière estimation des coûts, le solde du fonds, les contributions versées par chaque partie, tout différend relatif à l’estimation et la répartition contractuelle de la responsabilité au titre du démantèlement entre le cédant et l’acquéreur, que le droit vietnamien laisse aux parties à condition que l’obligation envers l’État soit respectée.

Contenu local : formation, main-d’œuvre, services et technologie

Le régime vietnamien du contenu local est principalement contractuel. L’article 30 impose que tout contrat pétrolier comporte des engagements en matière de formation, un fonds de recherche et le recours prioritaire à la main-d’œuvre et aux services vietnamiens, et ces engagements constituent des variables des offres lors d’un cycle d’attribution. L’article 59, paragraphe 3, oblige le contractant à transférer de la technologie, à former et à employer des travailleurs vietnamiens et à protéger leurs droits légitimes, et l’article 59, paragraphe 12, impose au contractant de sélectionner les fournisseurs de services et de biens pétroliers selon des procédures concurrentielles, équitables, transparentes et efficaces conformes au contrat et de rendre compte de la sélection à Petrovietnam (FAQ 114). En pratique, les propres filiales de services de Petrovietnam, dans le forage, les services techniques, la construction et le transport maritime, sont de sérieux concurrents pour l’obtention des contrats, et un opérateur doit démontrer à PVN que ses achats ont respecté le contrat.

Les spécialistes étrangers sont employés selon les règles ordinaires en matière de permis de travail, qui prévoient des exemptions et des procédures simplifiées dans certains cas (Les permis de travail du personnel étranger), et les salariés vietnamiens de l’opérateur relèvent du Code du travail, de l’assurance sociale et du règlement intérieur du travail de l’opérateur (chapitre 4). Le transfert de technologie à des parties vietnamiennes peut nécessiter un enregistrement en vertu de la loi sur le transfert de technologie (Transfert de technologie et licences).

Ventes sur le marché intérieur, sécurité, environnement et assurance

L’article 59, paragraphe 8, impose au contractant, lorsque le Gouvernement l’exige, de vendre sa part de gaz naturel issue des projets de développement gazier sur le marché vietnamien selon les modalités convenues, et de vendre sa part de brut au Vietnam à des prix compétitifs sur le plan international. Les raffineries nationales et les centrales électriques au gaz dépendent de cette obligation, et les contrats de vente de gaz sont négociés en fonction de celle-ci. L’article 59, paragraphe 10, impose au contractant de partager les infrastructures existantes avec des tiers par voie d’accord lorsque cela ne perturbe pas ses opérations, et l’article 59, paragraphe 11, de permettre dans la zone contractuelle d’autres activités liées aux ressources qui n’entravent pas les opérations pétrolières.

La sécurité est régie par l’article 8 de la loi et par le chapitre V du décret n° 45/2023/ND-CP (articles 39 à 44), qui régissent la gestion de la sécurité, l’évaluation des risques et l’intervention d’urgence pour les installations pétrolières sous la supervision du MOIT. L’article 49 restreint le torchage et l’éventage du gaz. Les évaluations de l’impact environnemental pour le développement des gisements et les licences environnementales pour l’exploitation sont requises en vertu de la loi n° 72/2020/QH14, et les contractants doivent maintenir une capacité d’intervention en cas de déversement d’hydrocarbures en vertu de la réglementation du Premier ministre relative à la lutte contre les déversements d’hydrocarbures. L’assurance des installations, des puits, de la pollution et de la responsabilité civile envers les tiers est traitée dans le contrat pétrolier et dans le programme d’assurance de l’opérateur en vertu du droit vietnamien des assurances ; la couverture requise devrait être vérifiée au regard du contrat concerné, et un placement par l’intermédiaire ou aux côtés d’assureurs vietnamiens peut être exigé.

La transition vers la loi n° 10/2026/QH16

La loi n° 10/2026/QH16 sur le pétrole entre en vigueur le 1er mars 2027 et remplace la loi n° 12/2022/QH15. Les déclarations publiques du MOIT de septembre 2026 décrivent cinq changements essentiels : une décentralisation accrue au profit de l’autorité de gestion étatique et la délégation de pouvoirs à Petrovietnam, avec des procédures simplifiées et une supervision renforcée, les pouvoirs relatifs à la défense, à la sécurité et à la force majeure restant aux autorités compétentes ; des incitations supplémentaires pour les gisements de petite taille et marginaux et pour les projets en eaux profondes et éloignés des côtes, ainsi que l’encouragement de la récupération assistée et de la production de fin de gisement ; un cadre pour le captage et le stockage du carbone, l’énergie en mer et les services de haute technologie liés aux opérations pétrolières, y compris les infrastructures partagées ; des contrats plus souples qui protègent les intérêts des contractants et permettent de prolonger la durée du contrat et d’ajuster les engagements de travaux, avec des règles sur le traitement des coûts de Petrovietnam lorsqu’il exécute des obligations pour le compte de l’État ; et des règles de comptabilité, d’audit et de régularisation des coûts alignées sur la pratique internationale. Les comptes rendus de la loi mentionnent également des dispositions relatives aux crédits carbone et aux responsabilités postérieures à la fermeture.

Les conséquences de la loi pour les contrats existants dépendent de ses dispositions transitoires et du décret d’application, que le MOIT a diffusé à l’état de projet en 2026 en vue de son adoption au plus tard le 1er mars 2027. Le MOIT a indiqué que la loi respecte le principe de non-rétroactivité, ce qui signifie ordinairement que les contrats approuvés et signés sous l’empire de la loi de 2022, ainsi que leurs conditions fiscales, continuent de s’appliquer, tandis que les procédures conduites après le 1er mars 2027, telles que les approbations de plans, les avenants, les prolongations et les cessions, suivent la nouvelle loi. La possibilité pour les contractants existants d’opter pour les nouvelles incitations et le traitement des demandes en cours devraient être vérifiés au regard du texte définitif avant de se fonder sur une quelconque hypothèse. Les contractants qui négocient des prolongations ou de nouveaux contrats fin 2026 devraient examiner s’il convient de les conclure avant ou après le changement.

Éolien en mer et captage du carbone : les points de rencontre des régimes

Deux nouvelles activités partageront avec le pétrole l’espace maritime du Vietnam. L’éolien en mer relève de la production d’électricité régie par la loi n° 61/2024/QH15 sur l’électricité, entrée en vigueur le 1er février 2025 et comportant des dispositions spécifiques à l’éolien en mer, ainsi que par les lois sur la mer et sur l’investissement relatives à l’utilisation des zones maritimes (FAQ 93). Les dispositions de la Loi sur le pétrole de 2027 relatives à l’énergie en mer concernent les installations et infrastructures liées aux opérations pétrolières, et non l’éolien en mer en tant que tel ; un projet éolien reste donc soumis au régime de l’électricité même lorsqu’il utilise une plateforme ou un couloir de canalisations pétrolières. Les conflits d’utilisation des zones maritimes entre l’éolien et les blocs pétroliers sont résolus au moyen de la planification spatiale maritime et des approbations des autorités compétentes.

Le captage et le stockage du carbone ne disposaient d’aucun cadre juridique spécifique au Vietnam. La loi n° 10/2026/QH16 introduit des règles relatives à la localisation du captage du carbone, aux responsabilités de ceux qui captent et stockent le carbone, à l’utilisation partagée des infrastructures et à la sécurité, limitées aux activités directement liées aux opérations pétrolières, telles que la réinjection de dioxyde de carbone dans des réservoirs épuisés. Le détail figurera dans le décret d’application. Un investisseur qui envisage un projet de CCS dans un gisement vietnamien devrait considérer ce cadre comme nouveau et non éprouvé, et s’attendre à ce que la répartition de la responsabilité à long terme au titre du stockage, et son articulation avec le démantèlement et les responsabilités postérieures à la fermeture, constitue la question centrale.