التعاليق

Sur la forme: -Il convient revoir l’ordre des termes définis au niveau de l’article 2 (Ex. Mentionner le GNL au niveau de la définition de l’ouvrage gazier (c) alors que le GNL fait l’objet du point (e) ) - le chapitre 2 comprenant un seul article; conviendrait t’il de le fusionner avec le chapitre premier. Sur la Fonds: La définition de l’ouvrage de distribution (o) prévoit la livraison par route et par rail; conviendrait il de prévoir m’en maritime ou d’en mettre une terminologie plus générique. -mentionner le projet « Gaz tonPower » serait susceptible d’atteindre le caractère intemporel d’une loi à un contexte déterminé.

الاسم : Latifi Omar

La lecture de ce projet de loi suscite des plusieurs interrogations par rapport à 3 axes essentiels : 1. Projet Gas to Power : • Le projet de texte loi doit être en harmonie avec le schéma institutionnel préconisé dans l’appel à manifestation d’intérêt lancé par l’ONEE et dont la feuille de route, selon la note de présentation du projet de loi a été approuvée par Sa Majesté le Roi. • La nature des missions conférées par l’Etat à l’ONEE pour mener le projet Gas to Power doit être détaillée dans le projet de loi. • De même, le projet de loi gagnerait à être précis sur le montage juridique préconisé par le projet Gas to Power à savoir les différentes sociétés de projet et non seulement se focaliser sur la société de Transport ; • Les dispositions du projet de loi doivent préciser que l’ONEE vendra le gaz naturel à l’opérateur du projet Gas to Power, principe de base même du projet Gas to Power. Le volet approvisionnement et sa sécurisation optimale constituent des éléments importants de ce projet de loi. Le schéma envisagé dans le projet de texte (article 9) fait juste référence à l’exercice de l’activité d’importation et d’achat de gaz naturel qui sont réservés à l’ONEE et aux distributeurs. Il est proposé de revenir à la création d’une "centrale d’achat" constituée par l’ONEE, les distributeurs et les grands consommateurs de gaz (industriels et producteurs d’électricité). Cette centrale d’approvisionnement sera responsable d’agréger tous les volumes de gaz naturel pour satisfaire la demande des consommateurs marocains conformément aux principes définis par l’Etat. Une telle organisation permettrait d’assurer au travers un acheteur unique, la compétitivité, la sécurité d’approvisionnement et la capacité d’optimisation des contrats gaziers. • Selon le projet de texte de loi, la Société de Transport du Gaz Naturel : STGN, assure l’activité de transport du gaz naturel et en détient le monopole. Toutefois, l’article 10 renvoie à l’article 63 et semble soustraire les ouvrages de transport qui seront réalisés et exploités dans le cadre du projet Gas to Power. D’ailleurs, les partenaires qui vont s’engager avec l’ONEE sur le projet Gas to Power ne seraient probablement pas intéressés par exploiter un réseau de transport incluant le Gazoduc Maghreb Europe (GME). • La création de la STGN avec des actifs dont dispose l’Etat y compris le GME (cf note de présentation) anticipe le devenir d’un ouvrage dont le cadre juridique est toujours en vigueur jusqu’en 2021 à savoir les accords correspondants ; • Les dispositions du projet de loi précise que la STGN, personne morale de droit privé, bénéficiera d’une concession au titre de laquelle les actifs de transport gazier détenus par l’Etat seront mis à sa disposition en vue de leur exploitation. Quel est l’intérêt économique pour l’Etat de mettre les actifs dont il dispose au capital de la STGN, y compris le GME et participations en tant qu’ONHYM ? Par ailleurs, si ces actifs deviennent des actifs propriétés de cette société, de point de vue juridique, il s’agit d’un transfert de propriété et non de concession. Les dispositions liées aux articles 10 et 11 doivent être revus pour préserver l’intérêt de l’Etat et maintenir une cohérence d’ensemble par rapport à l’esprit de concession. • Les missions dévolues à cette société soulèvent une question de fonds par rapport à l’obligation pour cette société « d’assurer le raccordement au réseau de transport, des distributeurs de gaz naturel, des exploitants des terminaux et des producteurs de gaz naturel à partir des gisements de gaz sur l’ensemble du territoire du Royaume ». Cette obligation normalement ne doit être « imposable » que dans le cas où l’investissement correspondant est économiquement rentable. • L’article 21 préconise l’octroie de la concession en fonction d’un certain nombre de critères dont « l’expérience professionnelle du soumissionnaire dans le domaine d’activité objet de la concession, particulièrement dans la distribution des GPL pour les industriels nationaux en ce qui concerne la concession relative à un ouvrage de distribution. La distribution des GPL et du gaz naturel constituent des métiers différents, et ce, hormis peut être la connaissance des clients potentiels. • Il est proposé de reprendre (comme dans l’ancienne version de ce projet de loi) la notion de clients éligibles qui fait une distinction entre les différents types de consommateurs en fonction de leur niveau de consommation en gaz naturel. L’objectif étant de permettre à ces consommateurs éligibles (ex ; les industriels grands consommateurs en gaz ou les producteurs d’électricité) d’acheter directement auprès de la centrale d’achat. De même les conditions de tarification peuvent être différentes selon les différents types de consommateurs. • La loi devrait prévoir une possibilité de dérogation à l’obligation d’accès pour des raisons liées à la nécessité de préserver la valeur des investissements réalisés par les détenteurs d’installations de stockage, de transport ou de distribution. Un benchmark international en la matière montre qu’une telle dérogation est préconisée. Cette dérogation sera évidemment assortie des modalités pratiques de son octroie. • La tarification à adopter doit préserver l’intérêt du client final et de l’ensemble des acteurs. La formule de tarification proposée se référant à la pondération des prix d’achat du gaz naturel et du GNL de différentes sources, n’est applicable que dans le contexte d’un acheteur unique sur le territoire national (cas de la centrale d’achat). Par ailleurs, la tarification envisagée risque de biaiser le système avec la possibilité de s’approvisionner en gaz auprès de producteurs locaux ou en gaz importé par canalisations, beaucoup moins coûteux que le GNL importé et regazéifié à JorfLasfar ; Comment le consommateur final peut-il bénéficier du différentiel qui en découle ? 2. Producteurs locaux de gaz naturel Actuellement la production locale de gaz est régie par le code des hydrocarbures qui autorise le détendeur d’une concession d’exploitation à produire, transporter et commercialiser son gaz à un consommateur final. Ce code régit également, en cas de découverte, les activités de transport, de distribution et de commercialisation de gaz. Le projet de loi sur le gaz naturel propose la création d’une société nationale de transport de gaz dont la mission serait d’assurer la réalisation et l’exploitation de tout ouvrage de transport de gaz naturel sur l’ensemble du territoire national et qui en détient le monopole. Il est clair que de telles dispositions, si elles sont mises en application, impacteront l’activité d’exploration au Maroc car :  la vente de gaz doit se faire obligatoirement au distributeur au lieu que le producteur négocie directement avec les clients potentiels comme c’est le cas aujourd’hui (cela suppose d’ailleurs une négociation entre le distributeur et le producteur);  le prix au consommateur final sera réglementé ; D’un autre côté, le texte préconise l’obligation pour le transporteur de raccorder les producteurs de gaz. 3. Les industriels gros consommateurs d’énergie Il est important de préconiser les meilleures conditions de transparence en matière de tarification et des possibilités d’approvisionnement pour ces consommateurs notamment de faire appel à la notion de « clients éligibles » dont le niveau de consommation en gaz dépasserait un seuil donné et qui moyennant une autorisation pourraient faire partie de la centrale d’achat. Il est clair que si le coût de gaz rendu consommateur n’est pas intéressant, ces clients n’envisageraient pas d’utiliser le gaz.

الاسم : Ahmed HALOUI

Observations et propositions sur l’Avant-projet de Loi n° 94-17 relative au secteur aval du Gaz Naturel. Je tiens tout d’abord à féliciter le Ministère chargé de l’Energie pour l’effort déployé pour l’élaboration de cet avant projet de loi (APL) et la qualité du travail effectué par les rédacteurs de ce texte. Avec ce projet, et après le travail non moins formidable et de qualité fourni par les structures du MEM chargées des énergies renouvelables durant toute une décennie, ce projet ajoute une nouvelle pierre à l’édifice juridique et institutionnel pour la mise en œuvre de la stratégie de diversification du bouquet énergétique de notre pays. De mon côté, je me permets de vous faire part de ma modeste contribution à ce projet en vous exposant quelques observations et propositions d’ordre juridique ci-après : 1. L’article 3 de l’avant-projet de loi annonce que « l’approvisionnement du pays en Gaz Naturel (GN), son stockage , son transpor t et sa distribution constituent des activités de service public ». Cet article ne mentionne pas expressément les autres activités du Secteur Aval du Gaz Naturel (SAGN), à savoir l’achat, l’importation, la liquéfaction, la regazéifaction, la réalisation et l’exploitation des ouvrages gaziers. Sans doute, « l’approvisionnement » englobe l’achat et l’importation et, dans ce cas, la loi aurait du citer ces deux activités au lieu et place du terme « approvisionnement » qui ne figure d’ailleurs pas parmi les termes définis par la loi dans son article 2. S’agissant des activités de liquéfaction, de regazéifaction, voire de la réalisation et de l’exploitation des ouvrages gaziers, s’agit-il d’un oubli ou bien d’une option de ne pas les ériger explicitement en services public au niveau de l’article 3? 2. Chapitre V : du régime de la concession. 2.1. Le régime de la concession s’applique à la réalisation et l’exploitation d’ouvrages gaziers. Par cette formulation, le régime de la concession pourrait être interprété comme s’appliquant à une partie seulement des éléments constitutifs du SAGN telle que défini par le a) de l’article 2. Par conséquent il nous semble plus opportun sur le plan juridique de parler de concession de l’exercice et de l’exploitation activités du SAGN érigées en service public plutôt que de concession de la réalisation de l’ouvrage gazier proprement dit et qui devrait obéir au régime juridique de droit commun en vigueur (ou à élaborer) applicable aux installations techniques et industrielles. Par conséquent, il est proposé de reprendre l’intitulé des chapitres 5 et 6 respectivement comme suit: - « Chapitre 5 : du régime de la concession du service public du gaz naturel ». Dans ce chapitre l’article 20 serait reformulé comme suit : « l’exercice et l’exploitation des activités du secteur aval du gaz naturel érigées en service public en vertu de la présente loi sont soumises au régime de la concession tel que déterminé par le présent chapitre ». Si cette proposition est admise, il y a lieu de compléter l’article 2 du projet par une définition de la concession au sens de la présente loi. - « Chapitre 6 : du régime administratif de la réalisation et de l’exploitation des ouvrages gaziers ». (au lieu et place de « l’autorisation de mise en exploitation » qui pourrait éventuellement devenir une section du chapitre 6). Cet intitulé aurait l’avantage d’englober également les ouvrages relatifs aux activités qui ne sont pas érigées explicitement en services publics et qui devraient néanmoins obéir au même régime administratif de droit commun pour leur construction en tant qu’infrastructures gazières. 2.2. La concession serait attribuée par appel à la concurrence sur la base d’un cahier des charges. L’article 20 ne précise pas les modalités d’appel à la concurrence pour l’attribution du contrat de concession. Ce dernier s’apparente très fortement au contrat de partenariat public-privé tel que défini par la loi 86-12 sur les PPP. En effet, dans le régime de concession proposé dans le projet de loi on retrouve tous les éléments du contrat de PPP. Dans ce cas, et dans un souci de faciliter au secteur privé une lecture cohérente de la réglementation marocaine en la matière et de rassurer les investisseurs étrangers quant à la politique de l’Etat en matière de PPP quelle qu’en soit l’appellation contractuelle, il est proposé, en ce qui concerne la concession, de se référer dans le projet de loi aux modes de passation prévus par la loi 86-12. Concrètement, il est proposé de modifier l’article 21 comme suit : « Pour l’attribution du contrat de concession par appel à la concurrence, il est fait application des procédures prévues par le titre 2 de loi 86-12 et des dispositions réglementaires prises pour son application, à l’exception des procédures prévues aux articles 5, 7 et 9 de ladite Loi ». 1.1. Le contenu du cahier des charges mentionné à l’article 22 est, sur le fond, complémentaire de celui du contrat de concession objet de l’article 23. Il est donc proposé de fusionner les deux contenus sous le même « chapeau » de contrat de concession. En revanche, la loi devrait à notre avis prévoir un autre type de cahier des charges qui serait dédié aux conditions d’organisation et de fonctionnement du service public du gaz concerné ainsi que l’organisation des relations contractuelles entre le concessionnaire et les usagers du service public. Le contenu de ce cahier des charges serait approuvé par voie réglementaire. 2. Enfin, une étude d’impact du projet de loi 94-17 paraît nécessaire en application du décret n°2-17-585 du 23 novembre 2017 relatif à l’étude d’impact devant accompagner certains projets de loi publié au BO n°6628 du 7 décembre 2017. Ahmed HALOUI, consultant juriste. 27/12/2017 مع متمنياتي لكم بالنجاح والتوفيق.

الاسم : Tayeb Amegroud

Nous vous remercions de nous avoir donné cette opportunité pour partager avec vous quelques réflexions, suggestions et commentaires du projet de loi relative au secteur aval du gaz naturel. Espérons que ces observations puissent retenir votre intérêt et ainsi contribuer à l’amélioration de ce projet de loi. 1. Prévoir une définition de service public et préciser les principes et les conditions devant régir son application aux entreprises de gaz naturel, notamment : ⁻ la continuité de la fourniture de gaz ; ⁻ la qualité et le prix des produits et des services fournis ; ⁻ l’accès non discriminatoire des tiers aux ouvrages gaziers ; ⁻ la sécurité d’approvisionnement ; ⁻ le développement équilibré du territoire. 2. Vu la taille du marché du gaz naturel au Maroc, il serait utile d’envisager la création d’une forme de "centrale d’achat" constituée par les distributeurs et les grands consommateurs de gaz (industriels et producteurs d’électricité) pour assurer la fonction d’acheteur unique jouissant d’un fort pouvoir de négociation vis-à-vis des fournisseurs internationaux. 3. La formule de tarification envisagée (article 42) se basant entre autre sur la pondération des prix d’achat du gaz naturel et du GNL de différentes sources, n’est applicable que dans le contexte d’un acheteur unique sur le territoire national. Dans le cas où l’option d’acheteur unique n’est pas retenue, cette formule ne pourrait pas être mise en œuvre puisqu’elle impliquerait que les distributeurs ayant contracté du gaz naturel avec des prix d’achat supérieurs à la moyenne pondérée, céderaient ce gaz à perte (typiquement les importateurs du GNL). 4. Les articles relatifs à la tarification semblent suggérer un tarif unique pour l’ensemble des consommateurs. La pratique internationale voudrait que le tarif appliqué soit définit en fonction du niveau et du profil de consommation, et du point de raccordement (Les consommateurs fournis directement à partir du réseau de transport n’ont pas à supporter les coûts de la distribution). 5. sera unique e prix de vente du gaz naturel par les distributeurs est fixé par l’autorité de régulation visée à l’article 40 selon un mode de calcul fixé par voie réglementaire. 6. La référence au projet dit « Gas to Power » semble suggérer qu’une catégorie d’utilisateurs du gaz naturel pour la production de l’électricité serait astreinte à l’utilisation du GNL uniquement (article 2), ce qui est de nature à perturber la structure du marché du gaz et éventuellement d’avoir un impact négatif sur ces consommateurs. 7. Le projet de loi sur le gaz se réfère à un projet particulier « Gaz to Power », qui n’est qu’au stade de développement ! On se demande s’il est utile dans cette loi de distinguer ce projet et l’ONEE en tant que producteur de l’électricité ? Une proposition serait de prévoir des conditions particulières pour l’utilisation du gaz naturel pour la production de l’électricité (gros consommateurs de gaz) pour accélérer le développement de la filière gaz naturel au Maroc. 8. Il semble que la notion de "consommateurs" pourrait utilement être définie de manière plus précise et différenciée dans le projet de loi. Il pourrait ainsi être envisagé de distinguer au niveau de la loi entre différentes catégories de consommateurs (usagers résidentiels et industriels) susceptibles d’être soumis chacun à des régimes différents. 9. Le quatrième alinéa de l’article 13 ne précise pas si le raccordement des industriels, gros consommateurs de gaz, relève de la STNG. Il s’agit notamment des producteurs de l’électricité à partir de cycles combinés. En effet, l’alimentation des centrales électriques en gaz naturel se fait uniquement à partir des réseaux de transport de haute pression. Cordialement Tayeb Amegroud

الاسم : Lahlou

Commentaires relatifs au projet de loi d’introduction du gaz naturel au Maroc Commentaires généraux - Le projet décrit d’une manière générale l’organisation et le mode de régulation du futur système gazier marocain. Ce système constitue un cas intermédiaire entre, par exemple, l’ancien système intégré verticalement en Europe avant 2000, et le système européen actuel, où l’accès des tiers aux réseaux est généralisé et les fonctions de transport/distribution au sens physique sont séparées des fonctions d’achat/revente du gaz. Le système envisagé a l’avantage d’une certaine simplicité, ce qui paraît adapté pour un projet en développement. - Optimisation et gestion du bilan gazier : le système semble conçu comme une juxtaposition de monopoles d’importation/vente de gaz avec un prix de vente de chaque distributeur régulé (sur la base du prix moyen national d’achat de l’ensemble des distributeurs). S’il n’y a qu’un seul distributeur cela peut fonctionner (dans la limite qu’il n’aura aucune incitation à minimiser son coût d’approvisionnement) ; s’il y en a plusieurs le système devrait tendre à ce que ces prix soient identiques (la marge d’un distributeur dépendant alors du prix d’achat de ses confrères) ceci ne serait pas de nature à favoriser la concurrence et l’indépendance des distributeurs, sauf à prévoir des contrats d’achats en commun ou une structure d’importation (centrale d’achat) commune d’autant plus que le Royaume doit chercher à minimiser son prix d’achat de gaz/GNL. Dans le schéma tel qu’il est prévu par le projet de Loi et à minima, il est important de prévoir la possibilité de faire des achats/ventes de gaz entre distributeurs . Pour que ce système fonctionne, il doit disposer d’outils de flexibilités : stockage propre (qui sera une donnée mais sera limité), flexibilité d’approvisionnements gazoducs (Algérie/Espagne) ou production locale, flexibilités sur les approvisionnements GNL (contrats moyen long terme, et surtout marché spot). Les interventions sur le marché du GNL requièrent des quantités suffisamment importantes, ce qui risque de ne pas être le cas pour les distributeurs, dans un premier temps (marché émergent). Un tel schéma, s’il est adopté risquerait d’augmenter le prix final du gaz puisque chacun des distributeurs devra disposer de son propre stockage. Avoir du stockage commun apportera plus de flexibilité au système et coutera moins cher à la collectivité. - Clients directement raccordés au réseau de transport (ce qui dans un premier temps devrait représenter l’essentiel des consommations, y compris si on traite séparément les centrales électriques de l’ONEE): on peut comprendre que c’est le distributeur de la zone concernée qui lui vend le gaz, même si le client n’est pas raccordé au réseau de distribution. Il me semble que cela devrait être précisé car structurant. - Commercialisation/Distribution : dans une telle Loi, il est logique de prévoir la distribution ; en pratique celle-ci devrait s’avérer assez limitée (au moins dans un premier temps) puisque l’essentiel des volumes de gaz sera celui des centrales électriques et des industriels. Pour un marché naissant, qui devrait concerner des clients industriels principalement, il vaut mieux prévoir une entité public ou public/privé qui se charge du transport et de la commercialisation du gaz. La mise en place de cette structure sera d’autant plus opportune, d’un point de vu économique et organisationnel, qu’elle pourrait être aussi en charge du stockage. - Stockage : il est important de prévoir un article dédié au stockage, composante importante du système. - Terminal/Stockage/transport : La séparation entre ces différentes composantes d’un système gazier ne serait pas compatible avec le développement d’un projet intégré, le projet Gas to Power. Commentaires spécifiques - Art 2 section a) et définition distribution : la vente de gaz n’apparaît pas comme une activité, on peut imaginer qu’elle est incluse dans la distribution (ce qui ne va pas nécessairement de soi, en UE il s’agit de 2 activités distinctes), mais ce n’est pas écrit comme cela. - Art 2 section a) : l’alinéa 2 redondant avec l’alinéa 1 qui couvre tout. - Art 2 sections m), n ): le terminal méthanier en fait-il partie ? - Art 2 section t) : Selon cet article, le Projet gas to power serait exclusivement approvisionné par du GNL. Pourquoi cette restriction alors qu’il pourrait y avoir d’autres sources d’approvisionnements gazoducs (Algérie/Espagne) et/ou production locale ? - Art 4 : la rédaction devrait être précisée sur (i) le partage de responsabilité (transporteurs/distributeur et entre distributeurs) de la sécurité d’approvisionnement (la STGN sera-t-il aussi tenu de constituer des réserves ?) et sur (ii) la notion de stock de sécurité en GNL (capacité de stockage très limitée). - Art 5 : rédaction à préciser compte tenu des contraintes que cela engendre et de la rédaction de l’article a). - Art 12 : compte tenu qu’il s’agira pendant de nombreuses années d’un système gazier limité, on pourrait imaginer, pour des raisons économiques, que la même société puisse traiter à la fois le transport, le stockage et le terminal (ou 2 des 3) - Art 13 alinéa 1: quelle infrastructure nécessaire à l’équilibre des flux ? - Art 13 alinéa 5: ok si l’Etat marocain met à disposition de la STGN le réseau de transport existant. - Art 13 : il serait assez logique que le STGN assure aussi l’activité de comptage de toutes les connexions/raccordement à son réseau, ce qui est l’usage dans la plupart des pays (homogénéité du comptage). Un autre schéma pourrait être plus adapté à un marché naissant qui consiste à prévoir une STGN (entité public ou public/privé) en charge du transport et de la commercialisation du gaz. La mise en place de cette structure sera d’autant plus opportune, d’un point de vu économique et organisationnel, qu’elle pourrait être aussi en charge du stockage. - Art 17 : rajouter achat/vente en gros (pour les besoins de l’équilibrage) - Art 20 : les 25 ans sont courts pour les activités d’infrastructures dont les durées de vie techniques et économiques sont bien plus importantes, la rentabilité économique du concessionnaire devra être assurée sur cette durée compte tenu qu’il n’y a pas d’engagement à prolongation ni à reprise par l’état. - Art 21 : L’engagement à assurer la sécurité d’approvisionnement devrait être exclu pour les concessions de transport, stockage et terminal méthanier. Cette obligation devrait être portée par une structure dédiée tel qu’une centrale d’achat. - Art 41 : terminal méthanier, transport et stockage plutôt qu’ouvrages gaziers ; rajouter les coûts de remises en état (puisque l’exploitation n’est pas garantie au-delà de 25 ans). - Art 42 : Il semblerait qu’il soit prévu un prix de gaz unique sur tout le territoire, alors que les coûts de distribution pourront être très variables, qu’il n’est pas logique qu’un client raccordé directement au réseau de transport supporte des coûts de distribution, que la structure du tarif de transport n’est pas établie… ; il serait préférable d’être au pluriel. On peut définir ainsi le coût moyen national d’achat du GN, mais en pratique il pourrait y a voir aussi des achats/ventes à l’ONEE, des exportations (pour besoins d’optimisation/équilibrage) ; comme indiqué en préambule les achats de gaz/GNL doivent être structurés pour que cela soit économiquement viable pour tous les acteurs. D’une façon générale, cet article très important a besoin d’être clarifié : o On peut comprendre que ce coût est le même pour tous les distributeurs. Si c’est bien le cas, les distributeurs ayant les coûts d’achat de gaz naturel les plus élevés seront pénalisés. Cela peut être vertueux, mais c’est problématique sur le plan économique. o On peut comprendre aussi (avec l’expression « pondérée par leurs quantités respectives ») que ce coût moyen est différencié par distributeur, auquel cas chaque distributeur se verra répercuter dans ses tarifs de vente de gaz ses coûts moyens d’achat de gaz. C’est moins vertueux, mais ç’est économiquement robuste. ð On pourrait peut-être suggérer un système hybride où le coût moyen du gaz qu’un distributeur puisse voir refléter dans son prix de vente de gaz soit son coût moyen d’achat sous réserve qu’il ne dépasse pas de plus de x% le coût moyen d’achat de l’ensemble des distributeurs… o De même, les modes de détermination des autres composantes des coûts devant être répercutées dans le prix de vente du gaz (transport, stockage, distribution, marges) ne sont pas clairement définis. Pour une meilleure maitrise des coûts et des risques, il est recommandé de prévoir une centrale d’achat qui aura la charge de l’achat et la vente au transporteur et/ou aux distributeurs. Cette central bénéficiera de l’effet volume et aura une vision globale des besoins du secteur. - Art 43 : En plus de l’expropriation prévoir aussi le droit de passage et de servitude. - Art 47 : rajouter stockage en plus du transport et de la distribution. - Art 48 : rajouter l’obligation de déclarations de travaux. - Art 59 : ne devrait s’appliquer qu’aux distributeurs. - Art 63 : Cet article donne la possibilité à l’ONEE de lancer et gérer l’appel à concurrence du projet gas to power. Ceci implique que le concessionnaire devrait se conformer à la Loi qui sépare les activités de transport (gazoduc), le stockage et le terminal alors que le projet gas to Power est un projet intégré. A clarifier.

الاسم : BOYER EZEKIEL

ENGIE SECRETARIAT GENERAL DU GOUVERNEMENT ROYAUME DU MAROC Paris, le 26 décembre 2017 Contact: Ezékiel BOYER, Senior Business Developer, ENGIE Afrique ezekiel.boyer@engie.com; Tel: +33.1.44.22.26.95 ENGIE 1, place Samuel de Champlain, Faubourg de l’Arche 92930 Paris La Défense Cedex, France T +33 (1) 44 22 00 00 ENGIE: a public limited company with a capital of 2,435,285,011 euros RCS Nanterre: 542 107 651 Corporate headquarters: 1, place Samuel de Champlain, 92400 Courbevoie - France Object : Projet de loi relative au secteur aval du Gaz Naturel Madame, Monsieur, Le 13 décembre 2017, le Secrétariat Général du Gouvernement du Maroc a publié sur son site internet pour consultation publique un Projet de loi relative au secteur aval du Gaz Naturel. Au nom du Groupe ENGIE, nous saluons cette démarche essentielle au développement d’un marché gazier aval efficace et bénéfique pour le Maroc. Nous avons le plaisir de vous adresser nos commentaires et contributions, sur la base de notre expérience de groupe international gazier. Nous nous tenons bien entendu à votre disposition pour tout complément, et ceci dans le but de mettre en place le cadre institutionnel le plus adapté. Remarque d’ordre général Le projet de loi traite notamment des grands principes d’organisation du marché et de la régulation. Ces principes, dans leur ensemble, apparaissent tout à fait fondés et inspirés des systèmes de régulation plus matures mis en place notamment en Europe. Nous aurons plaisir le cas échant à apporter nos contributions aux différents décrets d’application qui découleront de la présente loi. Préambule de la loi - Afin de répondre à l’un des deux objectifs majeurs du projet de loi est de donner un « fort signal incitatif aux investisseurs, en particulier étrangers », des mesures concrètes sont envisagées en la matière, tant pour l’incitation que la protection des investissements étrangers, et pourraient être précisées. Les articles du projet de loi sont peu explicites sur le sujet. On pourrait en particulier prévoir comme cela s’est fait dans de nombreux pays où un marché gazier a émergé des dispositifs fiscaux attractifs comme des exonération partielles ou totales de droits d’enregistrement, de droits de mutation, de droits de douanes ou encore des amortissements accélérés. - A juste titre, la notion de « service public » est placée au centre du projet de loi. Néanmoins, les obligations qui y seraient attachées pourraient être clairement précisées. Avant la mise en œuvre des décrets, la loi pourrait mentionner dans son préambule de grands principes généraux de service public comme la continuité, l’égalité de traitement des utilisateurs et la mutabilité, tout en adhérant à l’entreprise d’adaptation permanente du service public aux exigences de qualité et de performance. Enfin, ces engagements pourront prendre la forme d’un contrat de service public, comme cela est le cas dans certains pays, notamment en France. - Tarification au client final : comment sera déterminé le prix moyen du gaz ? Le distributeur sera-t-il libre dans ses choix d’approvisionnement entre les différentes sources de gaz (production locale, importation par réseau ou GNL) ? Cela mériterait d’être plus explicite. - L’allocation de la production locale entre les différents distributeurs / types de clients n’est pas clairement explicitée. Comment cela sera-t-il opéré, existera-t-il un ordre de priorité dans les allocations ? - Le préambule de la loi rappelle la feuille de route royale de 2014 et le projet « gas to power ». Il pourrait également être fait explicitement référence aux phases « gas to industry » et « gas to distribution » prévues par cette feuille de route. - Le préambule fait référence à des estimations de consommation pour environ 5 milliards de m3 par an, dont au départ environ 3,5 milliards de m3 pour alimenter les centrales électriques et environ 1,5 milliards de m3 pour fournir certaines industries. Une actualisation de ces chiffres serait utile, tant pour la consommation pour la production d’électricité afin de prendre en compte l’accélération du Maroc dans les énergies renouvelables, que pour la demande de l’industrie avec la perte potentielle de la consommation pour l’industrie du raffinage. - Il est précisé en préambule que l’activité de distribution de gaz sera un monopole au niveau d’une zone de consommation et sera régulée. Il nous semble important d’exclure de cette régulation les activités de livraison de gaz naturel à des clients non connectés aux réseaux, que ce soit pour des raisons d’éloignement ou du fait de consommations unitaires trop faibles. Il sera possible d’approvisionner ces clients avec du gaz porté, compressé sous forme de CNG (compressed natural gas) ou liquide sous forme de GNL (gaz naturel liquéfié). Ces activités seraient purement commerciales, dans un environnement de concurrence entre énergies, et ainsi ne nécessiteraient pas de régulation ad hoc. Titre I : du champ d’application et des définitions - Comme indiqué ci-dessus, les activités de gaz porté (CNG, GNL) pour les véhicules ou l’alimentation de clients ou zones éloignés du réseau de transport, constituant une activité marchande, devraient également être exclues du champ d’application de la loi. - On pourrait préciser, si c’est bien le cas, que l’exclusion relative au gaz naturel carburant (GNC) s’applique aux usages de mobilité (carburant pour les transports). - Enfin, le développement potentiel des activités de biogaz / biométhane, non évoqué dans la loi, pourrait faire l’objet d’une cadre réglementaire ad hoc ou d’une mention visant à moyen ou long terme à promouvoir l’usage de ce gaz vert. Titre II : de l’organisation du secteur aval du gaz naturel Chapitre 1 : principes généraux Article 3 : - Même remarque que précédemment sur la définition des obligations de service public. Article 4 : - Il conviendrait, sans doute dans les décrets d’application, d’expliciter clairement les obligations relatives à chaque acteur de la chaîne gazière en matière de sécurité d’approvisionnement et de constitution de réserves. De plus, les deux derniers alinéas nous semblent fortement liés et imbriqués (réserves en gaz naturel et stocks de sécurité). Article 5 : - L’établissement de comptes séparés par activité nous semble une mesure nécessaire pour une bonne régulation : il conviendrait là aussi dans les futurs décrets d’application de préciser les principes retenus dans la mise en œuvre d’une comptabilité dissociée par activité, de manière à ce qu’elle reflète bien les coûts supportés par chaque activité (répartition notamment des charges de fonctions supports et centrales). Article 6 : - On pourra faire référence aux notions d’accès transparent et non discriminatoire. Chapitre 2 : approvisionnement en gaz naturel et GNL Article 9 : - Comment traiter le cas d’un client industriel qui serait relié directement au réseau de transport ? A qui achèterait-il le gaz naturel, étant entendu que la société de transport n’a pas vocation à être un commercialisateur ? Le développement d’un marché de gros ou la commercialisation de gaz pour les non-distributeurs pourraient être envisagés, par exemple pour un segment de clients éligibles. Chapitre 3 : transport de gaz naturel Article 11 : - Il est fait référence à une possible mise à disposition de la STGN des actifs de transport propriété de l’Etat. Quel en serait le régime juridique ? Un affermage, une cession ? De plus, d’autres actifs indépendants seraient-ils concernés, comme par exemple le petit réseau de transport en aval du gisement de Meskala aujourd’hui opéré par l’ONHYM ? Article 12 : - Un même groupe pourrait-il être actionnaire de la STGN et également actionnaire, directement ou indirectement, d’autres sociétés exerçant des activités gazières au Maroc comme la distribution de gaz, une participation dans le terminal gazier ou la vente de GNL ? Article 13 : - Comme indiqué dans nos commentaires vis-à-vis de l’article 9, le raccordement de potentiels consommateurs directement connectés au réseau de transport, comme de grands clients industriels, n’est pas mentionné dans l’article. Ces cas seront-ils traités comme des cas particuliers ? Articles 14 & 15 : - Ces dispositions sont identiques aux pratiques européennes et s’avèrent très utiles à la planification. Le rôle et le pouvoir respectif de l’Etat et de l’autorité de régulation en matière d’autorisation / approbation des investissements devraient être clairement définis. Chapitre 4 : distribution de gaz naturel Article 17 : - Les conditions d’approvisionnement en gaz des distributeurs devraient être clairement définies (quelles obligations, quel accès à la production nationale, à quel prix, etc.). - Les conditions de fourniture de gaz naturel à l’ONEE par le distributeur « dans la limite de ses capacités disponibles » nécessiteraient également d’être précisées (obligations, quantités, etc.). - Le nombre de concessions par concessionnaire n’est pas défini, est-ce à penser qu’il ne sera pas limité ? - Envisage-t-on également une limitation de la taille des concessions ? Article 18 : - Il serait nécessaire, sans doute dans un décret d’application, de définir la notion « d’économiquement justifiées » par la mise en place d’un critère de rentabilité sur les opérations de raccordement de nouveaux clients (ex : VAN > 0) et la participation éventuelle de ces clients aux coûts de branchements et possibles extensions du réseau existant. Article 19 : - Le rôle du distributeur en matière de mise en œuvre des services et réserves de gaz naturel doit être clairement identifié, ainsi que le modèle économique associé à cette activité. Chapitre 5 : concession Article 20 : - Une durée de concession de 25 ans est tout à fait conforme aux pratiques du secteur d’activité. Article 21 : - Il serait nécessaire d’instaurer des critères précis (en qualité et quantité) et si possible mesurables pour l’ évaluation des offres, afin d’aller au-delà de généralités comme « la qualité de l’offre présentée par le soumissionnaire ». - L’expérience dans la distribution des Gaz de Pétrole Liquéfiés (GPL) pour les industriels nationaux ne nous semble pas être un critère très pertinent, s’agissant d’une activité bien différente de la distribution ou du transport de gaz naturel. Articles 22 et 23 : - La propriété et la responsabilité des ouvrages et installations gazières annexes devront être clairement établies, relevant, selon les cas, soit de la concession, des opérateurs gaziers ou des clients finals. - Il serait nécessaire que les dispositions relevant de la sécurité des biens et des personnes soient clairement explicitées dans le contrat de concession (SECURITE = PRIORITE N°1 d’un opérateur d’infrastructures gazières). - certaines clauses supplémentaires pourraient également être intégrées au contrat de concession, telles que : o les conditions de raccordement au réseau des clients finals, o les activités de comptage et services associés, o les caractéristiques du gaz distribué (nature, pression, pouvoir calorifique, odorisation éventuelle,...), o le régime d’exploitation des installations intérieures, o Les éventuelles raccordements des installations de biométhane. Article 29 : - Le délai d’autorisation de mise en service gaz maximum apparaît très important (6 mois) et devrait être raccourci et adapté selon le type d’ouvrage. Article 32 : - Les cas de force majeure devront être clairement explicités dans les clauses particulières du contrat de concession, afin de prévenir au maximum les situations potentielles de litiges. - Le risque de déchéance de la concession pour cause de mise en service retardée de 3 mois semble excessif et très contraignant pour l’ensemble des parties. Article 33 : - L’adoption de normes techniques proches des normes internationales existantes sera un plus en la matière pour attirer les investisseurs internationaux et in fine réduire les coûts des investissements et des équipements. Titre III : de la tarification Article 41 : - Les tarifs d’accès aux ouvrages devraient également inclure la charge d’amortissement des ouvrages. Article 42 : - Voir remarques précédentes sur les conditions d’approvisionnement en gaz naturel des distributeurs. Les conditions de fixation du prix du vente du gaz naturel par l’autorité de régulation conditionnent à la fois la rentabilité des distributeurs de gaz naturel et la compétitivité du gaz par rapport aux énergies concurrentes. Elles devront faire l’objet d’une concertation entre les parties prenantes (structure et grille tarifaire, niveau de prix au client final, modalités et périodicité des révisions et ajustement des prix, niveau de marge sur l’activité de fourniture de gaz, etc.). - Dans le même ordre d’idée, la notion de coût moyen appuyant la péréquation tarifaire devrait être sans doute plus détaillée. TITRE IV : du foncier des ouvrages gaziers Article 43 : - Il serait utile de prévoir que l’Etat autorisera également, le cas échéant, le droit de passage nécessaire à la bonne réalisation, la pose et l’exploitation des réseaux gaziers, sur les terrains relevant du domaine public ou privé, et ceci entre autres par le biais d’une déclaration d’utilité publique. Article 45 : - Les indemnisations des propriétaires des terrains devraient être intégrées aux coûts et donc à la base d’actifs régulés. Article 48 : - La notion de construction durable nécessiterait d’être précisée. - Sur les règles relatives aux pratiques culturales sur les bandes de servitude (limitation en hauteur et profondeur), les avis d’experts seront à considérer (ENGIE pourra contribuer en temps utile). - On pourra aussi préciser les distances de sécurité aux habitations à respecter. TITRE V : du contrôle technique Remarque générale : il serait utile de porter une attention particulière aux conditions d’habilitation des agents et/ou organismes agréés à réaliser des enquêtes de contrôles afin de s’assurer qu’ils ont toutes les connaissances et compétences requises pour réaliser leurs missions de manière optimale. TITRE VI : des sanctions Article 59 : - Cf. remarque article 32 , nécessité de définir précisément les cas de force majeure.

الاسم : كريم شانا

تحدد المادة 14 من مشروع القانون هذا مدة المخطط في 10 سنوات إلا أنه لكي يتوافق و التصور الحكومي يجب أن يكون المخطط في حدود خمس سنوات تنتهي بنهاية الولاية الحكومية

الاسم : Sound Energy plc

1- Primauté du Code des Hydrocarbures - les activités du secteur amont du gaz naturel ainsi que les infrastructures qui y sont associées tombent sous la juridiction tu Code des Hydrocarbures. En cas de contradiction potentielle entre la loi relative au secteur aval du Gaz Naturel et le Code des Hydrocarbures, les dispositions du Code des Hydrocarbures devraient prévaloir (par exemple Art 2, 3, 4, 21). 2 - Commercialisation du gaz - les producteurs locaux de gaz devraient avoir le droit de commercialiser le gaz directement auprès de tous types d’utilisateurs finaux, y compris l’ONEE, les consommateurs industriels locaux et les acheteurs à l’exportation, et doivent pouvoir déterminer les conditions commerciales de ces ventes directement avec les acheteurs concernés (Art 2, 4, 17. 3 - Champ d’application de la nouvelle loi gaz – (i) TGEP : le développement et la commercialisation du champ gazier de Tendrara requiert la construction d’un gazoduc reliant le champ gazier au GME (le TGEP); une connexion directe au réseau de transport national de moins de 200 km, du genre proposé par Sound est-elle en dehors du mandat de STGN? (Art 10) (ii) Stockage - les producteurs locaux opérant dans le cadre du Code des Hydrocarbures privées devraient être autorisées à posséder et à exploiter des réservoirs naturels ou artificiels pour le stockage du gaz naturel (par exemple Art 4). 4 - Droits d’accès, tarif de transport et prix du gaz - (Art 6,7, 37, 41) Quels sont les mécanismes qui déterminent les droits d’accès aux réseaux de distribution et de transport respectivement – les producteurs gaziers doivent avoir à tout le moins des droits d’accès égaux a ceux des distributeurs et de l’ONEE? Quels sont les mécanismes et les niveaux de prix prévus pour la tarification des transports et la tarification du gaz ? 5 - Transfert de propriété - Comment les sociétés de distribution et transport de gaz existantes seront-elles indemnisées pour le changement de propriété prévu à l’article 61?

الاسم : Mohammed Benslimane - Oil and Gas Investment Fund

Madame, Monsieur, Concernant l’avant projet de loi n 94-17, voici les principaux points qui, selon nous, méritent d’être discutés et/ou remaniés : Définition – « Secteur aval du gaz naturel : le secteur qui comprend […] les activités d’exportation » : cette loi s’applique-t-elle au gaz domestique exporté ? Si oui, elle remet en cause le code des hydrocarbures actuellement en vigueur. Définition – « Ouvrage de transport » : la définition est trop vague. Quid des gazoducs reliant les champs gaziers au réseau national ? Le Code des Hydrocarbures permet la réalisation de ce type d’ouvrage absolument nécessaire à l’évacuation et à la commercialisation de la production domestique. Article 3 – « l’Approvisionnement du pays en gaz naturel […] constituent des activités de service public » : l’activité de production domestique est-elle aussi une activité de service public ? Article 4 – « approvisionner, en priorité, le marché national » : Que doivent appliquer les sociétés d’exploration/production domestiques ? Le règles du Code des Hydrocarbures et les accords pétroliers régissant leurs relations avec l’Etat ou ces nouvelles règles ? Article 6 – Droit d’accès aux infrastructures existantes : Les producteurs domestiques doivent à tout le moins bénéficier des mêmes droits que ceux dont bénéficient l’ONEE et les distributeurs dans le présent avant-projet de loi. Ils devraient en toute logique, et dans un monde parfait, bénéficier de droits d’accès préférentiels aux infrastructures de transport et de distribution, afin de privilégier la production nationale, qui est une activité stratégique, capitalistique et à risque, à l’importation de gaz qui s’analyse au final comme étant une rente, de surcroit protégée par le monopole qu’entend instaurer le présent avant-projet de loi. Article 7 – « le prix de vente du gaz naturel sont fixes conformément aux dispositions du titre II de la présente loi » : Cela est trop vague. De quel prix de vente parle-t-on ? Le prix de détail ou des prix de gros ? cela signifie-t-il que les producteurs domestiques… n’auront plus, à la différence de tous les producteurs dans une économie libérale, la liberté de fixer le prix de leur production? Article 10 – « la STGN […] détient le monopole [du développement, du financement, de la construction, de l’exploitation et de la maintenance de tout ouvrage de transport de gaz naturel] » : Un tel monopole doit être régulé et des droits de type BOO pour les gazoducs reliant les champs gaziers domestiques au réseau national doivent être donnés au producteurs domestiques afin de pouvoir évacuer leur production (comme cela est le cas actuellement), et/ou une obligation de type “ Must carry ” doit être imposée à la future STGN Article 13 – trop vague : cet article doit être plus précis et les engagements envers les producteurs locaux (en matière d’efficacité et d’orientation vers les coûts) doivent être mieux définis. Article 17 – les différents consommateurs doivent être définis (clients retail, clients industriels, réseaux haute pression, réseaux basse pression, etc.). Les clients industriels ne doivent pas faire partie des monopoles géographiques attribués aux futurs distributeurs locaux. Les producteurs domestiques doivent avoir le droit de contracter directement avec les clients industriels. Article 17 – une obligation de type “ Must carry ” doit s’appliquer à tous les distributeurs. Article 20 – « La concession est attribuée par l’Etat après appel à concurrence, sur la base d’un cahier des charges » : cela ne doit pas s’appliquer aux gazoducs reliant des installations de production domestiques entre elles ou reliant celles-ci au réseau de transport gazier national Article 21 – incohérences avec les accords pétroliers existants Article 24 – à revoir pour faciliter le processus administratif Article 36 – à mettre en cohérence avec les termes des concessions gazières Article 37 – Ces droits doivent également être donnés aux producteurs domestiques, à savoir un accès non discriminatoire, transparent et orienté coût aux infrastructures de transport et de distribution gazière. Nous nous tenons a la disposition du Ministère de l’Energie et des Mines, et du SGG, pour argumenter plus en détails sur les améliorations à apporter à cet avant-projet de loi qui présente des risques certains pour la production domestique et les investissements d’exploration

الاسم : Laïla EL JOUHARI

Monsieur le Ministre, Pour participer aux efforts nationaux en matière de valorisation des déchets, de développement des énergies renouvelables et de lutte contre le changement climatique, nous projettons le développement, au Maroc, d’unités de méthanisation de déchets et sous-produits organiques issus de l’Agriculture, de l’Elevage, de l’Industrie Agroalimentaire, du Commerce Alimentaire et de la Restauration. Pouvez-vous me confirmer que le biométhane issus de ces futurs unités de méthanisation, quelque soit sa forme (gazeuse, liquide) et quelque soit son usage (chauffage, cuisson, production d’eau chaude, d’électricité ou de biocarburant), ne sera pas concerné par ce texte de loi? Cordialement, Laïla EL JOUHARI Co-fondatrice BIOMETHANEO, l’Energie Fertile http://www.biomethaneo.ma

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