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Règlementation finale sur les forages offshores en Arctique U.S.

Par Florian Thomas, Doctorant en droit privé au CDMO, Faculté de droit de Nantes

Il y a peu nous nous interrogions : « l’encadrement juridique de l’industrie pétrolière et gazière offshore est-elle suffisante ? ». A cette interrogation nous répondions en substance que la première réflexion à mener consiste à identifier les dynamiques normatives à l’œuvre dans ce secteur et, ensuite, d’en étudier les articulations. La dernière règlementation des Etats-Unis publiée le 07 juillet 2016 par le Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) et le Bureau of Ocean Energy Management (BOEM)1 concernant les forages exploratoires dans les eaux arctiques des États-Unis2 nous permet d’illustrer notre propos.

Par ailleurs ce petit billet actualise deux articles complémentaires et récents publiés au Droit Maritime Français et à l’Annuaire de Droit Maritime et Océanique auxquels nous renvoyons le lecteur pour des développements plus fouillés3 .

L’objectif de la règlementation, décriée par les opérateurs privés, consiste à assurer que l’activité se réalise de manière à protéger l’environnement particulier de l’Arctique ainsi que les traditions culturelles des peuples, indigènes, qui vivent en Alaska. Les conséquences d’une catastrophe pétrolière liée à l’activité pétrolière et gazière offshore en Arctique sont incalculables.

Notons que cette règlementation finale intervient après la publication, le 24 février 2015, par le BOEM et le BSEE d’une proposition de règlementation préalable ouverte aux commentaires. Le sujet de l’exploitation pétrolière en Arctique est sensible, et pas moins de 1311 lettres ont été envoyées et plus de 100 000 commentaires individuels ont été apportés sur l’espace dédié en ligne par l’administration américaine.

Pour réaliser ses objectifs, la règlementation révise et renforce la réglementation existante du titre 30 du Code of Federal Register (CFR) dans ses parties 250, 254 et 5504 .

La règlementation s’applique aux unités mobiles de forage, y compris aux jack-up rigs, des opérateurs répondant à un appel d’offre ou engagés dans des forages d’exploration en mer de Beaufort ou en mer des Tchouktches5 . Un forage exploratoire se définit comme: « tout forage conduit à des fins de recherches de pétrole, de gaz, ou de sulfure dans des quantités commerciales, y compris les forages de puits supplémentaires nécessaire pour délimiter les réservoirs afin que le concessionnaires puisse déterminer s’il peut procéder au développement et à la production ». Enfin, la règlementation ne fait pas obstacle à l’utilisation de nouvelles technologies à l’avenir pour les forages en Arctique tels que les forages sur la banquise ou l’utilisation de plateformes terrestres ancrées6 .

Les obligations pesant sur les opérateurs principaux
La règlementation entérine, dans les grandes lignes, des obligations renforcées pesant sur les opérateurs principaux parmi lesquelles :

1) Construire et développer des programmes d’exploration qui prennent en compte les conditions du plateau continental (PC) arctique, notamment l’éloignement et la faiblesse des infrastructures sur zone.
2) Développer des plans d’opération intégrés qui comportent toutes les phases du programme d’exploration, et le soumettre au BOEM au moins 90 jours avant de compléter le plan d’exploration (nous reviendrons sur ces étapes).
3) Garantir l’accès et être capable de déployer rapidement des sources de contrôle et d’endiguement en opération.
4) Avoir accès à une plateforme d’intervention, de dégagement, positionnée géographiquement de façon à pouvoir forer un puits d’intervention pour étouffer une éruption, un puits pour atteindre la partie inférieure d’une sonde en éruption non contrôlée et essayer de la maitriser par des injections de boue lourde ou de coulis épais de ciment.
5) Être capable de prévoir, suivre, rapporter, et répondre des conditions de glace et des événements météorologiques défavorables.
6) De contrôler et de superviser effectivement les contractants.
7) Être en mesure de développer et de mettre en œuvre un plan de réponse en cas de pollution pétrolière, élaboré et exécuté dans le respect de l’environnement arctique. Des obligations existent en ce sens concernant l’équipement nécessaire, la formation et le personnel opérationnel pour de telles situations.

Il s’agit également de proposer des modèles opérationnels à l’appui de la mise en œuvre des obligations renforcées pesant sur les opérateurs privés. A travers la règlementation le gouvernement entend encourager l’identification des risques opérationnels le plus tôt possible dans la procédure et encourager les opérateurs à tout mettre en œuvre pour éviter et/ou atténuer les risques.

Une clarification du rapport entre les règles prescriptives et les règles basées sur la performance
La règlementation est basée sur la combinaison de normes prescriptives et d’exigences basées sur les performances, c’est-à-dire pour lesquelles l’opérateur arrive à démontrer qu’elles développent un niveau de sécurité au moins aussi important que celui développé par les exigences prescriptives.

Par rapport à la proposition les bureaux ont clarifié les règlementations pour lesquelles il était possible pour les opérateurs privés de soumettre d’autres techniques innovantes. Au-delà des règlementations concernées les bureaux ont précisé les éléments qui pouvaient être transmis à l’appui des demandes.
Suite aux commentaires reçus, l’accent a été mis sur les standards basés sur la performance, les bureaux étant conscients que des technologies qui ne font pas encore partie des standards techniques ou des meilleures pratiques publiées peuvent être développés et utilisés avec succès par les opérateurs privés notamment en matière d’équipements d’endiguement des fuites de pétroles, de sécurisation des puits, ou de fermeture d’un puits hors de contrôle. Il est donc précisé quels sont les éléments que peuvent mettre en œuvre les opérateurs privés sur ces sujets sensibles et notamment sur la question de la plateforme de forage de secours qui suscitait la colère des industriels.

Les bureaux proposent une liste de documents pour étayer la demande parmi lesquels on trouve : des essais en laboratoire, des tests protocolaires, des essais procéduraux, des tests méthodologiques, des assurances qualité, des contrôles qualité, des essais industriels, des qualifications ou des procédures d’accréditation octroyées par une tierce partie indépendante relevant les performances de l’alternative proposée en environnement réel. Si l’équipement a déjà été utilisé, les résultats obtenus peuvent être fournis. Enfin des études additionnelles, des évaluations, des analyses de risques relatives aux équipements peuvent également être apportés.

L’affirmation de l’incorporation par référence des normes privées

La règlementation s’appuie en grande partie sur des codes, des pratiques recommandées, des standards développés par divers organismes parmi lesquels le plus important est l’American Petroleum Institute. L’intégration de ces normes d’origines diverses, généralement privées, est réalisée par le mécanisme d’incorporation by reference qui permet, au terme d’une procédure prévu au 1 CFR part 517, d’incorporer à la règlementation des normes d’origine privée. Ces matériaux incorporés font à part entière partie de la règlementation, et acquièrent effet et force de loi. Ils ne sont pas publiés dans les règlementations, puisque leur simple évocation est suffisante. Néanmoins les références exactes sont indiquées et les textes peuvent être consultés auprès des organismes qui les ont élaborés. Le BSEE reste soumis aux règlementations relatives au copyright qui pèsent sur certains textes. Certains document sont gratuits et accessibles en ligne, à l’instar de ceux de l’API, et d’autres sont payants. Le principe de publicité et celui de non-discrimination dans l’accès aux lois peuvent poser question. Malgré tout, en dernier ressort, le public peut les consulter gratuitement en se rendant au BOEM ou au BSEE.

La densification de la procédure d’autorisation des forages exploratoires

Le plan d’exploration et l’Application for Permit to Drill
D’abord le concessionnaire doit fournir un plan d’exploration au BOEM pour approbation. Il doit y inclure des informations telles que les programmes de l’activité d’exploration ainsi que toute information pertinente.

Cette approbation ne suffit pas à commencer les forages. Le concessionnaire doit ensuite fournir au BSEE un Application for Permit to Drill, que le BSEE doit approuver. Ce document comporte des informations sur la localisation du puits, sa construction et les procédures afférentes, les programmes de tubage et de cimentation, les systèmes de blocs d’obturateur de puits, et différentes informations demandées par le manager du District.

Le BOEM évalue le plan d’exploration et le BSEE évalue l’Application for Permit to Drill afin de déterminer si l’opérateur satisfait aux exigences de l’OCSLA8. Bien sur l’opérateur doit également satisfaire aux autres règlementations pertinentes à l’image du Oil Pollution Act ou du Clean Water Act etc.

Le BSEE s’assure enfin de la conformité de l’activité aux exigences de la règlementation en procédant à l’évaluation des permis de forage, en conduisant des inspections relatives à la conformité aux lois, aux règlementations, aux termes du contrat de concession, aux plans et aux permis approuvés.

L’exigence de l’IOP (Integrated Operations Plan)
Ce document doit renseigner, le plus tôt possible dans le processus d’attribution du permis, la manière dont les opérations de forages exploratoires menées sur le PC de l’arctique sont intégrées du début à la fin aux exigences de cet environnement spécifique. L’IOP est soumis au BOEM au moins 90 jours avant de compléter le plan d’exploration. Il s’agit de décrire à un niveau conceptuel comment les opérations de forages seront élaborées, exécutées et gérées. Il comporte :
– La configuration et l’élaboration des navires et des équipements.
-La programmation des opérations, y compris celles des sous-traitants intervenant sur des composants critiques.
– Les opérations de mobilisation et de démobilisation ainsi que les programmes de maintenance.
– Les objectifs des programmes de forage en temps réels ainsi qu’un planning pour chaque opération.
– Les capacités de surveillance de la météo et de la glace.
– La gestion de la supervision des sous-traitants.
– Les principes de sécurité opérationnelle.
– La préparation et la mise en scène des situations de pollution liées à une fuite.
– L’impact sur les infrastructures locales, y compris le logement, l’approvisionnement en énergie et en service.
– Dans quelle mesure l’extension de l’activité doit reposer sur l’emploi de la communauté de travail locale, et sur des capacités de nettoyage en cas de fuite.

Une fois l’IOP transmis, il est communiqué aux différents organismes qui interviennent sur ces questions, notamment à l’État d’Alaska et aux autres agences fédérales concernées. C’est un document conceptuel, et en aucun cas un document qui permet d’aboutir à une autorisation de forage, c’est pourquoi nous l’évoquons à la fin de la procédure bien qu’il intervienne au début de cette dernière.

Les capacités d’endiguement d’une catastrophe et la présence d’une plateforme de secours

Les opérateurs privés doivent démontrer qu’ils ont accès et peuvent rapidement déployer des ressources pour contrôler un puits et endiguer une éventuelle fuite résultant d’une perte de contrôle. Dans le Golfe du Mexique, c’est souvent un exercice aisé tant le niveau d’activité de la zone est élevé. Il y a, par exemple, toujours une structure capable de venir prêter main forte en cas de soucis. Cette réalité n’est pas celle de l’Arctique.

C’est pourquoi les opérateurs qui y utilisent des MODU doivent être capables de capturer les fluides d’un puits hors de contrôles en y ayant accès, et d’encapuchonner le puits en surface pour arrêter la fuite. Par ailleurs ils doivent prévoir des systèmes de bouchon et de fluide, ainsi qu’un dôme d’endiguement.

Concernant la plateforme de secours, nous touchons ici un sujet sensible car extrêmement coûteux. La présence d’une plateforme de secours a été largement décriée par les opérateurs privés. La plateforme, séparée, doit être localisée géographiquement de manière à pouvoir forer un puits de secours, fermer et abandonner le puits d’origine, puis abandonner le puits de secours avant l’arrivée des glaces saisonnières sur le site et, en tout cas, au plus tard 45 jours après la perte de contrôle du puits. Cet équipement est fondamental dans une région où les infrastructures sont si rares. Ces différentes étapes : arrivée de la plateforme de secours, forage du puits, fermeture et de l’abandon du puits original et de l’abandon du puits de secours en cas d’arrivée de glace, ou au plus tard après 45 jours, doit être précisément détaillé.

Ici encore la règlementation va plus loin dans l’espace laissée aux opérateurs pour démontrer qu’ils sont capables d’assurer un niveau de sécurité équivalent aux prescriptions par des techniques innovantes.

Les obligations « météorologiques »
Les opérateurs doivent notifier au BOEM et au BSEE immédiatement tout mouvement de glace ou toute condition susceptible d’avoir un impact sur l’activité. Ils doivent notifier au BSEE le début et la fin des activités de contrôle météo et rédiger un rapport sur ces activités.

La préparation à une éventuelle fuite de pétrole
L’OSRP (Oil Spill Response Plan) doit être taillé pour l’environnement arctique, notamment afin qu’il sollicite des équipements suffisants, qu’il dispense des formations adéquats, et qu’il prévoit des personnels en nombre suffisant.

Responsabilité de l’opérateur principal pour ses sous-traitants
Nous l’avons déjà évoqué plus haut, cette obligation nécessite que l’opérateur principal planifie, élabore des plans précis. L’opérateur doit également choisir ses sous-traitants, et procéder à une évaluation des exigences des règlementations sur tous les aspects du projet. Il est ainsi demandé, dès l’IOP, que les opérateurs montrent comment ils vont gérer les protocoles de supervision des risques relatifs à leur personnel et à celui de ses sous-traitants dans le cadre des opérations de forage.

La règlementation détermine différents niveaux d’information sur la sécurité des sous-traitants, et sur leur supervision tout au long des travaux par les opérateurs principaux. Ces derniers doivent :
– Rédiger un rapport ciblant les conditions de glace et leur gestion, et les questions qui pourraient survenir en cas de perte de contrôle d’un puits.
– Conduire une surveillance en temps réel de tous les aspects des opérations du puits.
– Améliorer les audits en matière de gestion de l’environnement et de la sécurité.
– Améliorer la préparation en cas de fuites de pétrole et les capacités d’action sur les opérations menées sur le PC arctique.

Ces opérations sont à mener de concert avec le souci de supervision et de contrôle des sous-traitants.

Aspects de sécurité humaine locale
Parmi les sujets développés davantage dans la règlementation finale que dans la proposition de règlementation il nous parait important pour conclure de remarquer l’évocation de la sécurité humaine locale, dans un discours qui intègre l’impact de l’activité sur la vie locale.

L’accent est mis sur la protection des peuples indigènes de l’Alaska par la protection de leur environnement. La règlementation entend généralement protéger les mammifères marins, les poissons, et les oiseaux migrateurs, c’est-à-dire les ressources naturelles, l’environnement, la nature de la région indispensable à la sécurité, au sens large, des hommes, au développement des sociétés, qui exploitent et vivent sur ce territoire.

En matière de réduction de la pollution résultant des opérations de forage d’exploration sur le PC arctique, les peuples indigènes sont ainsi directement visés. Ils sont particulièrement sensibles à ce que les boues et les déblais de forage résultant de l’activité n’affectent pas les espèces marines et leur habitat, compromettant autrement les modes de vies traditionnels de ces sociétés.
C’est pourquoi toutes les boues et tous les déblais doivent être récupérés. A ce sujet, une attention spéciale sera apportée aux zones de forages par rapport à la localisation des zones de chasses et de pêches vitales, et aux impacts sur la faune marine et les oiseaux qui interfèrent avec les activités humaines sur place.

Conclusion
Conclusion de ce billet déjà trop long. Cette règlementation finale sur l’Arctique pose la question des dynamiques normatives : prescription/autonomie des acteurs, intégration par référence de normes privées. S’interroger sur leur articulation déplace nécessairement la réflexion vers les responsabilités des opérateurs privés dans ce maillage juridique, qui ne seront pas abordées ici. Ces étapes balisées il sera possible de porter un jugement sur la suffisance ou l’insuffisance de l’encadrement juridique de l’activité pétrolière et gazière offshore.

  1. Ces bureaux, sous la tutelle du Department Of Interior, gèrent la règlementation encadrant l’activité d’Oil and Gas offshore et la gestion des permis d’exploration et de production aux États-Unis []
  2. La règlementation est disponible à ce lien https://www.doi.gov/pressreleases/interior-issues-final-regulations-raise-safety-environmental-standards-any-future []
  3. Thomas, F., « Dernières évolutions relatives à l’encadrement juridique des forages offshores exploratoires dans les eaux arctiques des États-Unis », DMF, nº 782, juillet-août 2016, pp. 649-661, et « Étude sur l’avenir de l’activité pétrolière et gazière offshore dans les eaux arctiques des États Unis, Annuaire de Droit Maritime et Océanique, tome XXXIV, 2016, pp. 249-273 []
  4. Respectivement intitulées Oil and Gas and Sulphur Operations in the Outer Continental Shelf, Oil-Spill Response Requirements for Facilities Located Seaward of the Costline et Oil and Gas and Sulphur Operations in the Outer Continental Shelf, Cf. www.law.cornell.edu/cfr/text/30 []
  5. Ce sont les deux principales zones d’exploration. Une nouvelle zone d’exploration est par ailleurs prévue à partir de 2021 dans le Golfe de Cook. 2017-2022 Outer Continental Shelf Oil and Gas leasing. Proposed Programm, mars 2016, pp. 18 et s. []
  6. Peut-être est-ce là une garantie apportée aux opérateurs après leurs commentaires. Les conséquences environnementales de forages sur la banquise sont pourtant inquiétantes []
  7. https://www.law.cornell.edu/cfr/text/1/part-51 []
  8. Outer Continental Shelf Lands Act, qui est la règlementation classique encadrant l’activité offshore aux États-Unis []

Parallèle entre la coulée de boue de minerai de fer et les marées noires au Brésil

Raphael Magno Vianna Gonçalves

Docteur en droit, Université de Paris 1 Panthéon-Sorbonne

Postdoc Human Sea, ERC n° 340770

Le rapprochement de l’accident provoqué par la rupture d’un barrage minier au Brésil et les risques environnementaux de l’exploitation d’énormes champs d’hydrocarbures au large des côtes brésiliennes (région dénommé « Pré-sel »1 ), démontre l’absence dans le système juridique brésilien de mécanismes efficaces de fiscalisation, de prévention et d’indemnisation.

La contradiction entre la protection impérative de l’environnement et la nécessité de se développer économiquement grâce, par exemple, à l’exploitation des ressources minérales, devient manifeste après la catastrophe socio-écologique provoquée par la rupture du barrage de résidus miniers en novembre 2015, dans l’Etat de Minas Gerais, Brésil.

L’analyse de ce qui a été le plus grave accident environnemental du Brésil, provoqué par la compagnie minière Samarco, détenue par la société brésilienne Vale S.A. et la société anglo-australienne BHP Billiton, ainsi que les dommages incommensurables causés à la population et à l’environnement, nous invitent à la réflexion sur les risques d’exploitation de la région du « Pré-sel » (réservoirs d’hydrocarbures) au large de côtes brésiliennes.

La vague de boue de résidus miniers qui a dévasté un petit village appelé Bento Rodrigues, tuant plusieurs personnes, résonne encore dans de nombreuses villes, depuis l’État de Minas Gerais jusqu’à l’État de Espirito Santo. S’agissant du contexte environnemental, selon le rapport de l’Institut brésilien de l’environnement – IBAMA de novembre 2015, de nombreuses espèces sont menacées dans le bassin du « Rio Doce » (un des fleuves les plus importants du pays), y compris les espèces endémiques. La catastrophe a également causé l’envasement du lit de certains cours d’eau, l’enfouissement des étangs et des ressorts adjacents aux lits de rivières, la destruction de la végétation riveraine et aquatique, les changements de débit d’eau, l’altération de la structure et de la fonction des écosystèmes, la dégradation des ressources halieutiques, etc. Il s’agit du plus grand accident environnemental dans le pays et l’un des plus grands du monde dans le secteur minier.

Cet accident d’une telle ampleur démontre la vulnérabilité du pays en ce qui concerne les opérations d’urgence et de nettoyage de l’environnement affecté. L’omission des autorités et des parties responsables de l’activité polluante en ce qui concerne la pénurie subie par la population due à l’insuffisance d’eau potable dans les villes touchées et de leurs négligences concernant également les graves atteintes environnementales, démontrent que le pays n’est pas techniquement et financièrement prêt pour les cas extrêmes de pollution.

Il faut souligner que les lois brésiliennes sont très rigoureuses en ce qui concerne la protection de l’environnement ; nonobstant il manque dans le système juridique brésilien des mécanismes pour assurer l’efficacité des normes existantes. En outre, l’insuffisance de l’indispensable fiscalisation par le gouvernement et l’inefficacité des procédures de concession de licences environnementales ont pareillement accru les risques inhérents à ces activités.

En raison de la carence d’instruments qui assurent le caractère exécutoire de la décision du juge, les victimes de dommages environnementaux, y compris les dommages causés à l’environnement en tant que tel, en dépit d’une décision favorable à leurs intérêts, fréquemment, n’arrivent pas à effectuer l’exécution juridique de la partie responsable due à des questions de procédure extrêmement bureaucratiques ou, lorsque ces victimes se trouvent en face de parties « non solvables ». Des lors, le cas du Brésil est édifiant. La compagnie brésilienne Petrobras, le plus grand opérateur du « Pré-sel » se trouvant particulièrement dans une situation financière très délicate, ne serait très probablement pas capable de supporter les coûts d’un accident majeur.

En 2011, nous avons eu une petite démonstration des risques engendrés par l’exploitation du « Pré-sel » avec le déversement d’environ 3.700 barils de pétrole dans le bassin de Campos, Rio de Janeiro. C’est seulement en 2013, en vertu du Décret nº 8.127 de 2013, qu’il y a eu la création d’un plan national de contingence, ce qui confirme l’anachronisme du pays dans l’adéquation, de manière préventive, par rapport aux risques inhérents à l’exploitation des ressources minérales dans la mer.

En ce qui concerne des opérations de réponse aux accidents et des opérations de nettoyage de sites pollués, les victimes qui sont souvent très nécessiteuses, deviennent des otages à la merci des parties responsables. Parfois, le gouvernement ne prend pas des mesures nécessaires lors d’un accident, même s’il peut être indiqué comme partie responsable de manière solidaire. Dans les cas d’intervention du Ministère Public, des mesures d’urgences qui obligent la partie responsable de prendre toutes les actions nécessaires pour minimiser ou empêcher la survenance de dommages ne sont pas vraiment efficaces, à cause, généralement, de l’existence de plans d’urgences inopérants et de la morosité du système juridique brésilien.

La menace de l’exploitation des hydrocarbures au large de côtes brésiliennes est principalement due au fait de la grande profondeur pour atteindre les roches réservoirs, environs 6.000 mètres. En outre, certaines zones d’exploration du « Pré-Sel » présentent des caractéristiques géologiques très fragiles permettant à l’huile de s’infiltrer par des fissures géologiques. Cette fragilité naturelle combinée avec les risques inhérents à l’exploration et le transport d’hydrocarbures rend l’exploitation de cette région encore plus risquée.

Bien entendu, les phases de l’exploration pétrolière sur le fond de la mer, dès la prospection, passant par l’extraction et le transport de ce produit, présentent un défi important en raison du risque élevé de provoquer des catastrophes environnementales.

Ainsi, il est indispensable non seulement pour le Brésil, mais également pour les pays qui exploitent des hydrocarbures dans la mer, d’avoir un fonds national d’indemnisation, vu que le régime international de responsabilité civile établie par la Civil Liability Convention – CLC de 1969 (et ses protocoles)2 et les Fonds FIPOL (1971, 1992, 20033 )4  limite son application seulement aux navires pétroliers et ne couvre pas les plateformes offshore. La situation du Brésil est encore pire car ce pays ne fait partie que de la Convention CLC de 1969, mais n’a pas ratifié, à l’époque, le fonds d’indemnisation de 1971 (FIPOL 1971). L’absence de ratification du fonds de 1971 (qui n’existe plus) rend impraticables tous les objectifs de la Convention de 1969 dans le système juridique brésilien. Des lois brésiliennes d’ordre public sont également contraires à certaines stipulations de la Convention CLC et FIPOL, y compris ses protocoles.

En n’oubliant pas l’extrême dangerosité du transport maritime d’hydrocarbures et les marées noires qui se sont survenues tout au long de l’histoire, à l’exemple, parmi d’autres, des navires pétroliers « Amoco Cadiz »5, « Erika »6 et « Prestige »7, l’accident en avril de 2010 avec la plateforme DeepWater Horizon  dans la mer du Golfe du Mexique aux États-Unis a bien démontré les graves périls qu’un puit de pétrole sans contrôle peut provoquer à l’environnement et à l’État côtier. Conséquemment, il est extrêmement important l’existence d’un régime national de responsabilité civile avec la prévision d’un fonds d’indemnisation applicable non seulement aux navires, mais aussi aux plateformes offshore, à l’exemple de la loi américaine Oil Pollution Act.

Il faut comprendre que le Brésil est un pays en développement et qui n’a pas les mêmes moyens économiques ni structurelles que les États-Unis pour faire face aux accidents majeurs. En plus d’assurer le maintien de la santé environnementale, le fonds national d’indemnisation offre également une plus grande sécurité juridique à l’État côtier, sachant que devant l’incapacité financière de la partie responsable ou « l’omission » de celle-ci, les coûts liés aux opérations de réponse et de nettoyage seront à la charge de l’État.

Il est tout autant important que la fiscalisation et les procédures de concession de licences environnementales pour les activités qui exploitent des ressources minérales dans la mer soient faites avec la rigueur nécessaire selon des techniques les plus développées. Des investissements en technologie de surveillance par satellites, aéronefs et navires, sont essentiels pour la protection de l’environnement et de la population.

Il faut remarquer, toutefois, qu’en règle générale, l’État est le responsable pour l’administration du fonds et doit gérer les ressources économiques provenant de ce fonds de manière très efficace et avec beaucoup de transparence pour empêcher le détournement des objectifs majeurs du fonds, c’est-à-dire, assurer des indemnisations aux victimes dans un délai raisonnable, effectuer une fiscalisation active de régions sensibles et fournir des moyens économiques nécessaires pour faire face aux opérations de réponse et de nettoyage de l’environnement endommagé.

Bibliographie :

ARROYO, Ignacio « L’affaire du Prestige : Réflexions sur l’ordonnance du 18 mars 2009 », n° 707, DMF 2009.

BONASSIES, Pierre « Sur l’Erika, ou ‘avant qu’il ne soit trop tard’ », n° 736, DMF, 2012.

DE LA RUE, C. and C. Anderson. Shipping and the Environment. Law Practice. London: LLP, 2009.

DELEBECQUE, Philippe. Droit maritime. 13e édition. Éditions Dalloz. Paris, 2014.

MACHADO, Paulo Affonso Leme. Direito ambiental brasileiro. 22ª edição revista, ampliada e atualizada. Malheiros Editores, 2014.

VIANNA GONCALVES, Raphael Magno. Exploitation Offshore d’hydrocarbures et Responsabilité Civile. Droit comparé – Brésil, France et États-Unis. Thèse pour obtenir le grade de Docteur en Droit de l’Université Paris 1 Panthéon-Sorbonne Le 10 novembre 2015.

SILVA, José Afonso da. Curso de Direito Constitucional Ambiental. 9ª Edição, Malheiros, 2013.

 

  1.  Le terme pré-sel se réfère à un ensemble de roches situées dans les fonds marins d’une grande partie de la côte brésilienne, avec du potentiel pour la génération et l’accumulation d’huile. Il a été convenu de l’appeler pré-sel, car il constitue une gamme de roches qui s’étendent sous une couche étendue de sel, qui, dans certaines zones de la côte atteint des épaisseurs allant jusqu’à 2000 mètres. Le terme « pré » est utilisé parce qu’avec le temps, ces roches ont été déposées avant une couche de sel. La profondeur totale de ces roches, qui est la distance entre la surface de la mer et des réservoirs d’huile en dessous la couche de sel peut atteindre plus de 7000 mètres. (…). Les premiers résultats indiquent des volumes très importants. Pour avoir une idée, l’accumulation Tupi seul, dans le bassin de Santos, a des volumes récupérables estimés de cinq à huit milliard de barils de pétrole équivalent (pétrole, plus de gaz). Le puits de Guara, également situé dans le bassin de Santos, a des volumes de 1,1 à deux milliards de barils de pétrole léger et de gaz naturel avec une densité d’environ 30 º API. Retiré du site : http://www.petrobras.com.br/minisite/presal/pt/perguntas-respostas/ Voir également : https://www.iea.org/oilmarketreport/omrpublic/currentreport/#OECD%20Stocks []
  2. Convention internationale sur la responsabilité civile pour les dommages dus à la pollution par les hydrocarbures. []
  3. Protocole à la Convention internationale de 1992 portant création d’un Fonds international d’indemnisation pour les dommages dus à la pollution par les hydrocarbures []
  4. Convention internationale portant création d’un Fonds international d’indemnisation pour les dommages dus à la pollution par les hydrocarbures. []
  5. Pétrolier libérien qui fait naufrage le 16 mars 1978 sur la côte bretonne. Voir Amoco Cadiz case, 1984 A.M.C 2123 (N.D. Ill). []
  6. Pétrolier battant pavillon maltais qui s’échoua le 12 décembre 1999. Voir Cass. nº 10-82938 du 25 septembre 2012. []
  7. Pétrolier battant pavillon des Bahamas coule le 19 novembre 2002 près des côtes de Galice. []