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12.9.1 IntroduzioneIn Nigeria, i principali elementi legislativi relativi alle-splorazione e alla produzione di olio e di gas sono con-tenuti nella legislazione del 20 secolo. Le leggi piimportanti in materia e i loro principali effetti sono rias-sumibili come segue: la Legge sul petrolio (Petroleum Act, Laws of the Fed-

eration of Nigeria 1990, Cap. 350), entrata in vigore il27 novembre 1969 e da allora ripetutamente emenda-ta. Il suo scopo principale quello di conferire alloStato la propriet del petrolio presente per cause natu-

rali negli strati geologici del sottosuolo nigeriano. Inol-tre, mira a fornire un quadro giuridico alle attivit diricerca e di produzione di tale sostanza. Essa com- pletata dai seguenti regolamenti: Regolamento sugli oliminerali (sicurezza), atto normativo n. 45/1963; Rego-lamento sul petrolio (perforazione e produzione), attonormativo n. 69/1969; Regolamento sul greggio (tra-sporto e spedizione), atto normativo n. 1984/1984. Icitati regolamenti affrontano diverse questioni relati-ve alla ricerca, alla produzione e alla vendita di petro-lio, effettuate dai concessionari. In particolare, essicontengono alcune clausole modello, che sono incor-

porate nelle licenze, tranne che nei casi specifici incui sia permesso modificarle o escluderle; la L. n. 31/1956 sugli oleodotti (Laws of the Federa-

tion of Nigeria 1990, Cap. 338), entrata in vigore il 4ottobre 1956, regola il rilascio dei permessi richiesti per le attivit di rilevamento dei tracciati degli oleo-dotti, nonch la concessione delle licenze per la rea-lizzazione e la gestione di tali oleodotti, collegati esubordinati ai campi petroliferi. Il Regolamento suglioleodotti e sui gasdotti, atto normativo n. 14/1995,che fa parte della legislazione sussidiaria, appare con-cepito allo scopo di estendere la portata della Leggesugli oleodotti e di adeguarla alla realt attuale del-lindustria petrolifera;

la L. n. 9/1969 sui dazi dei terminali petroliferi (Lawsof the Federation of Nigeria 1990, Cap. 339), entra-ta in vigore il 1 gennaio del 1965, ha lo scopo diregolare limposizione e il pagamento dei dazi di ter-minale, applicabili a ogni nave che effettui operazionidi scarico di petrolio in qualunque terminale di qual-siasi porto della Nigeria. Ma la caratteristica piimportante di questa legge quella di incorporare laConvenzione sulla piattaforma continentale, f irma-ta a Ginevra il 29 aprile del 1958, che entrata cosa far parte della legislazione nazionale nigeriana. Lalegislazione sussidiaria, approvata in seguito alla legge

del 1969, si riferisce alla realizzazione dei termina-li petroliferi attualmente operativi in Nigeria; la L. n. 9/1999 sui contratti di partecipazione alla

produzione per i bacini interni e in acque profonde,e successivi emendamenti, approvata il 23 marzo del1999 con effetto retroattivo a partire dal 1 gennaio1993, il primo atto della legislazione nigeriana chericonosca la dicotomia dei regimi di esplorazionesulla terraferma e in mare. Con essa viene inoltrelegalmente riconosciuto laccordo noto come con-tratto di partecipazione della produzione (Produc-tion Sharing Contract, PSC), che fino a quel momen-

to era regolato solo contrattualmente, sin dalla suaintroduzione nel 1973 e dalla sua sostanziale revi-sione nel 1993. Questa legge ha anche modificatole disposizioni esistenti (in particolare quelle relati-ve alle royalty e alla durata delle concessioni) dellaLegge sul petrolio e della Legge sulla tassazione dei profitti petroliferi (Petroleum Profits Tax, PPT), inrelazione alle operazioni di esplorazione dei baciniinterni e in acque profonde, che risultino condottesulla base di un PSC;

la L. n. 15/1959 sulla PPT (Laws of the Federationof Nigeria 1990, Cap. 354), entrata in vigore il 1gennaio del 1958 e in seguito ripetutamente emen-data, prevede laccertamento e limposizione di una

757VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI

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tassa sui profitti delle imprese operanti nel campodella produzione petrolifera in Nigeria;

gli interventi legislativi relativi allo sviluppo e al tra-sferimento di gas naturale sono stati finora pi irre-golari. La L. n. 99/1979 sulla reiniezione del gasassociato (Laws of the Federation of Nigeria 1990,Cap. 26), entrata in vigore il 28 settembre 1979, rappresenta finora, insieme al Regolamento sulla rei-niezione del gas associato (smaltimento del gas tra-mite combustione continua) del 1979 (e successiviemendamenti), il solo atto di tutta la composita legi-slazione nigeriana che riguardi direttamente lesplo-razione e lo sviluppo del gas naturale. Altre disposi-zioni sono contenute nella Legge sul petrolio e nellaLegge sulla tassazione dei profitti petroliferi.Per comprendere il contenuto di tale legislazione,

necessario conoscere gli elementi da cui ha avuto origi-ne e i fattori che hanno influito sulla sua formazione,nonch quelli che hanno guidato in seguito lopera dellegislatore.

Il primo elemento la legislazione dellepoca che precedette lindipendenza, fortemente influenzata dal potere coloniale britannico e basata sulla vasta esperienzanel campo dellesplorazione petrolifera accumulata dagliInglesi in altre zone del mondo, come gli Stati Uniti o ilMedio Oriente. In tal modo, fu sviluppato un sistema dilicenze derivato dai contratti di leasing statunitensi e dalleconcessioni statali del Medio Oriente.

Il secondo elemento rappresentato dal patrimonio

comune del diritto del mare e del diritto internazionale.Il terzo elemento la conseguenza dellallineamen-to, prima, e dellingresso poi della Nigeria nellorganiz-zazione dei paesi esportatori di petrolio (Organizationof the Petroleum Exporting Countries, OPEC), negli anni1960-70. Tale decisione nata dalla volont della Nige-ria di stabilire un efficace sistema di regolamentazionedelle attivit di esplorazione e produzione di petrolio, basato sulla partecipazione dello Stato in questo setto-re, e di ottenere un adeguato profitto da tali attivit.

Il quarto elemento costituito dalladozione di leggie di politiche di deregolamentazione e di indigenizza-

zione, nate per superare i limiti intrinseci delle politichedi partecipazione statale e ulteriormente sviluppate inseguito alla scoperta del vasto potenziale delle attivitdi esplorazione e di produzione in mare. Tali politichestanno producendo un profondo impatto sul settore.

Il quinto elemento, favorito dalla crescita della con-sapevolezza ecologica nel corso dellultimo trentennio, stato lemergere di riforme legislative riguardanti leconseguenze ambientali delle operazioni petrolifere, chehanno portato, tra laltro, alladozione di misure volte aincoraggiare la produzione e luso del gas.

I paragrafi successivi sono dedicati a una rapida descri-zione della storia della legislazione petrolifera della Nige-ria a partire dallinizio del 20 secolo, in cui si descrivono

gli effetti dei diversi elementi sulla definizione dellat-tuale regime legislativo.

12.9.2 Lo sviluppo dellalegislazione petrolifera

1900-50: la creazione di un regime di concessioneBench si ritenga che le prime concessioni per lesplo-

razione e lo sfruttamento delle risorse di olio e di gassiano state rilasciate gi prima della fine del 19 secolo,lemanazione di una legislazione interna volta a regola-re la materia ebbe luogo solo allinizio del 20 secolo,con la promulgazione dellOrdinanza di regolamentazio-ne mineraria (olio) n. 12/1907, seguita dallOrdinanzan. 19/1909 (Laws of Southern Nigeria 1909, Cap. 130). Nel 1914 fu approvata lOrdinanza n. 17, relativa agli oliminerali (Laws of the Federation of Nigeria 1958, Cap.120), che abrogava lOrdinanza n. 19/1909 e regolava inmodo pi adeguato le attivit di ricerca, produzione elavorazione degli oli minerali.

La strada dellesplorazione petrolifera attiva fu aper-ta nel 1908 da una societ tedesca, la Nigerian BitumenCompany, le cui attivit furono bruscamente interrottedallo scoppio della Prima Guerra Mondiale nel 1914. Nel 1921, due societ britanniche, la DArcy Explor-ation Company e la Whitehall Petroleum Co. Ltd, otten-nero concessioni per lesplorazione petrolifera nel Deltadel Niger, con risultati scarsi o nulli sul piano commer-

ciale. Nel 1937, la Shell DArcy Company, unassocia-zione tra la Royal Dutch Shell Petroleum Company e laDArcy Exploration Company, dopo aver ottenuto la con-cessione dei diritti di esplorazione e produzione in esclu-siva su tutto il territorio della Nigeria, diede inizio allasua attivit.

Lavvento della Seconda Guerra Mondiale interrup- pe di nuovo le attivit di esplorazione, che ripresero solonel 1946, quando la Shell DArcy Company si associcon la British Petroleum per dare vita alla Shell-BP, chesvolger un ruolo di battistrada nel campo dellesplora-zione petrolifera in Nigeria.

Le attivit di esplorazione condotte dopo entrambele guerre mondiali seguivano quanto disposto dallOr-dinanza sugli oli minerali del 1914, che stabiliva, allart.6(1)(a), che gli affitti o le licenze potranno essere con-cessi solo a cittadini britannici o a societ britannichecostituite in Gran Bretagna o in una colonia britannica,la cui principale sede di affari si trovi allinterno deidomini di sua Maest, e in cui il Presidente, il Direttoreesecutivo (se presente) e la maggior parte dei dirigentisiano tutti cittadini britannici.

Leffetto di questa disposizione fu di rafforzare la posi-zione di predominio della Shell-BP nei territori per i qualierano stati concessi i contratti di affitto e le licenze diesplorazione petrolifera. Sebbene la ragione principale

758 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LA DISCIPLINA NAZIONALE DELLINDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI

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delladozione di tale legislazione nel suo complessofosse il desiderio di consolidare ulteriormente linfluenza britannica sulle nuove attivit economiche in Nigeria, lecito supporre che una considerazione altrettantoimportante fosse la volont di evitare lo scatenarsi diuna corsa indiscriminata alla perforazione in quella che,allepoca, era una sfera di attivit ancora sostanzial-mente priva di regole.

Dopo la Seconda Guerra Mondiale, il governo colo-niale inglese, basandosi su quanto era avvenuto nel Re-gno Unito negli anni Venti e Trenta, dove, a suo dire, laricerca del petrolio era stata eccessivamente rallentatadalle incertezze riguardanti i diritti di propriet, e su ana-loghe difficolt incontrate in passato in Nigeria, otten-ne lapprovazione dellOrdinanza sui minerali del 1946(Laws of the Federation of Nigeria 1958, Cap. 121). Loscopo e leffetto principali di tale legge furono il confe-rimento alla Corona della propriet di tutto il petrolio(gli oli minerali)in situ . Nella legge si stabiliva che la propriet e il controllo di tutti i minerali e gli oli mine-rali presenti in, sotto o sopra qualunque territorio della Nigeria, e di tutti i fiumi, torrenti e corsi dacqua cheattraversano la Nigeria sono e saranno interamente con-feriti alla Corona, fuorch nella misura in cui tali diritti possano essere stati in qualunque circostanza limitati daqualunque tipo di concessione espressamente effettuata prima dellentrata in vigore di questa ordinanza.

Questo conferimento di diritti era soggetto alla con-dizione prevista dallart. 6(1)(b) dellOrdinanza sugli oli

minerali del 1914, secondo cui lassegnatario di un affit-to o di una licenza aveva lobbligo di versare un inden-nizzo a chiunque si trovasse a occupare legalmente il ter-reno oggetto delle attivit di esplorazione, per compen-sarlo della turbativa dei suoi diritti di superficie o nellamisura stabilita dal Governatore generale della Nigeria.Tuttavia, non era previsto alcun compenso per leven-tuale scoperta di depositi commercialmente rilevanti di petrolio sotto un particolare terreno, sulla base del prin-cipio che non fosse dovuto alcun compenso al proprie-tario del terreno per la perdita di qualcosa che non avevamai posseduto. Questa idea rimane ancora oggi alla base

della legislazione nigeriana su olio e gas. La natura delsistema di indennizzo vigente stata una delle cause piricorrenti di conflitto tra le comunit produttrici di petro-lio e le compagnie petrolifere.

1950-70: la scoperta del petrolioLa prima scoperta di un giacimento petrolifero di

rilevanza commerciale in Nigeria fu effettuata nel 1956a Oloibiri, nello Stato del Delta (oggi di Bayelsa), dallaShell-BP, sin dal 1937 (come Shell DArcy Company)lunica concessionaria per lesplorazione petrolifera sul-lintero territorio nazionale. Nel gennaio del 1958 ebbeinizio la produzione dal primo campo petrolifero, per untotale di circa 5.100 barili al giorno e, nello stesso anno,

lart. 6(1)(a) dellOrdinanza sugli oli minerali del 1914venne abrogato dallart. 2 dellordinanza di emenda-mento sugli oli minerali n. 5/1958, che estendeva la con-cessione dei diritti di esplorazione ad altre societ stra-niere, cio non britanniche. La Shell-BP fu costretta arinunciare ai suoi diritti in alcune aree della sua conces-sione a favore, la prima volta, della Mobil Oil, che fu la prima societ non britannica a fare il suo ingresso nelsettore nel 1962; in seguito, larea di concessione dellaShell fu ridotta principalmente alle zone pi prometten-ti, mentre altre compagnie iniziavano lattivit di esplo-razione in Nigeria.

LOrdinanza PPT n. 15/1959, lultimo atto legislati-vo importante adottato nel campo petrolifero nellepo-ca precedente allindipendenza, entrata in vigore nel1958, stabil lintroduzione di una tassa del 50% sui pro-fitti imponibili delle attivit delle societ petrolifere, assi-curando cos al governo, anche se indirettamente, unaquota dei proventi delle suddette attivit petrolifere.

Nel corso degli anni Sessanta, le multinazionalicominciarono a intensificare le loro attivit di esplora-zione e, a sua volta, il governo nigeriano manifest uncrescente interesse verso un maggiore coinvolgimentoin tali attivit. Esso partecipava, in veste di osservatore,alle riunioni dellOPEC sin dal 1964 (cio quattro annidopo la sua formazione nel 1960). Inoltre, conforme-mente alle risoluzioni delle Nazioni Unite, era ferma-mente intenzionato ad accrescere la propria capacit dicontrollo sulla produzione petrolifera. Tale tendenza fu

ulteriormente accelerata dal costante aumento delle atti-vit di esplorazione e di produzione negli anni Sessan-ta (interrotto solo negli anni della Guerra civile nigeria-na, 1967-70). Non ci volle molto a capire che lordinanzasugli oli minerali del 1914 (e successivi emendamenti)non era pi in grado di regolare adeguatamente le atti-vit petrolifere e si giunse cos alla promulgazione dellaLegge sul petrolio del 1969, che abrogava lOrdinanzasugli oli minerali del 1914, pur preservando la validitdelle licenze e degli affitti rilasciati in base alla suddet-ta ordinanza.

La Legge sul petrolio del 1969 stabiliva anche, allart.

1(1), che la propriet e il controllo di tutto il petrolio[] in, sotto e sopra qualunque territorio a cui questoarticolo si applica saranno conferiti (interamente) alloStato []. Questa disposizione, sommata allart. 2(2),in cui si stabiliva che le licenze o gli affitti potevanoessere concessi solo ai cittadini della Nigeria o allesociet costituite in Nigeria in base alla l. n. 1/1990(Legge sulle societ), sottometteva completamente leattivit di esplorazione e sviluppo, nonch le entit inesse operanti, allautorit legislativa nigeriana. La Leggesul petrolio (cap. 350) istituiva, per la prima volta nellastoria del settore petrolifero nigeriano, un regime giu-ridico ben definito in merito alla concessione dei dirit-ti di ricerca e di produzione del petrolio sul territorio


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nazionale e rimane alla base del sistema di regolamen-tazione tuttora vigente.

1970-90: levoluzione della partecipazionedello Stato

Nel 1971, la Nigeria divenne un membro dellOPECe, in linea con le risoluzioni approvate dallOPEC allafine degli anni Sessanta, avvi immediatamente unaferma azione volta a incrementare, da un lato, il con-trollo pubblico sul settore petrolifero e, dallaltro, il livel-lo di concorrenza al suo interno. Lallineamento conlOPEC e il successivo coinvolgimento diretto dello Statonelle attivit di esplorazione appaiono in netto contrastocon la situazione precedente il 1970, quando in Nigeriale compagnie petrolifere disponevano, attraverso le con-cessioni rilasciate prima del 1969, della propriet vir-tuale e del controllo del petrolio, dal momento delle-strazione fino alla sua cessione. A quel tempo, gli inte-ressi dello Stato nigeriano si limitavano alla proprietnominale del petrolioin situ e alla riscossione di impo-ste, royalty e canoni di affitto. Il compito di far valeretali diritti era affidato al Dipartimento delle Risorse Petro-lifere, che allepoca (e fino al 1970) faceva parte delMinistero Federale delle Miniere e dellEnergia (respon-sabile dellapplicazione dei regolamenti relativi alle atti-vit nei campi petroliferi) e della Sezione petrolio delMinistero delle Finanze, incaricata di far rispettare gliobblighi fiscali spettanti agli operatori del settore petro-lifero.

Negli anni Settanta (gli anni del boom petrolifero),il rapido aumento dei ricavi legati alla produzione di petrolio acceler la realizzazione delle politiche gover-native volte allapplicazione delle risoluzioni OPEC, cheraccomandavano una partecipazione pi attiva nel set-tore petrolifero da parte degli Stati membri. In questomodo si giunse, con la l. n. 18/1971, alla creazione dellacompagnia petrolifera nazionale, la Nigerian NationalOil Corporation (NNOC). La NNOC operava a fiancodel Ministero delle Risorse Petrolifere (MPR, Ministryof Petroleum Resources), con funzioni distinte e separa-te. Il MPR assunse le funzioni del Dipartimento delle

Risorse Petrolifere, cio la regolamentazione delle ope-razioni petrolifere condotte dalle compagnie petrolifere,mentre la NNOC avvi nel 1971, per conto del governonigeriano, il processo di acquisizione delle attivit e delle passivit delle societ petrolifere straniere allora operantinel paese. Il 1 aprile del 1977 fu creata, in conformitalla l. n. 33/1977, la Nigerian National Petroleum Cor- poration (NNPC), nata dalla fusione tra la NNOC e ilMPR: oltre a subentrare completamente alla NNOC intutti i suoi aspetti, la NNPC assunse anche le funzioni diregolamentazione svolte in precedenza dal MPR, attra-verso listituzione di un Ispettorato del petrolio.

Nel 1979, la NNPC complet il processo di acquisizio-ne delle quote di maggioranza delle operazioni costituite

dalle societ petrolifere operanti nel campo dellesplo-razione e della produzione di petrolio in Nigeria, che prima di allora erano appartenute interamente alle stes-se societ. Va notato che la NNPC acquis una quota di partecipazione nelle operazioni petrolifere e non del pac-chetto azionario delle compagnie interessate. Tali acqui-sizioni diedero origine agli accordi noti con il nome diTraditional Joint Venture (TJV), tuttora largamente uti-lizzati nel settore petrolifero. Lacquisizione di ogni quotadi partecipazione doveva essere formalizzata mediantela firma simultanea dei documenti dintesa e degli accor-di di partecipazione, e, in seguito, dellaccordo operati-vo congiunto (Joint Operating Agreement, JOA).

Il processo di acquisizione sub tuttavia molti ritar-di e attravers lunghi periodi di stallo, dovuti principal-mente, se si escludono le complicazioni burocratiche,alle profonde divergenze emerse tra le compagnie petro-lifere e il governo in merito alla valutazione delle quotedi partecipazione. Questi ritardi portarono non solo allamancata esecuzione degli accordi di partecipazione finoal 1984, ma impedirono anche a lungo la sottoscrizionedegli accordi operativi congiunti, dopo che il governofederale aveva effettuato le sue acquisizioni. Si vennecos a creare una situazione anomala, per cui nel perio-do trascorso dallacquisizione delle partecipazioni allafirma dei JOA nel luglio del 1991, a parte le fasi di avvio, pianificazione ed estrazione del greggio, la conduzionedelle operazioni di joint venture avveniva sulla base diuna intesa informale.

Come stato accennato in precedenza, subentrandoalla NNOC nel corso di queste acquisizioni, la NNPCassunse anche le funzioni del Ministero delle RisorsePetrolifere, attraverso listituzione di un Ispettorato delPetrolio allinterno della stessa NNPC. Nel 1986, tut-tavia, lIspettorato del Petrolio, incaricato di regola-mentare il settore e di formulare le politiche petrolife-re, fu distaccato dalla NNPC e rifondato con il nomedi Dipartimento delle Risorse Petrolifere. La NNPC fucos lasciata libera di dedicarsi interamente agli aspet-ti commerciali dellattivit petrolifera, attraverso unservizio di gestione degli investimenti petroliferi na-

zionali (NAtional Petroleum Investment ManagementServices, NAPIMS).La conduzione di tali attivit avviene principalmen-

te sulla base degli accordi di TJV conclusi tra la NNPCe le compagnie petrolifere multinazionali che operanoattualmente in Nigeria attraverso una serie di societcontrollate, costituitein loco e legate in genere a unospecifico progetto o funzione operativa. Il NAPIMS,operando per conto del governo, detiene una quota dimaggioranza nelle sei operazioni di TJV avviate con lecontrollate nigeriane di Royal Dutch Shell Group, Exxon-Mobil, ChevronTexaco, Eni/Agip e TotalFinaElf, cheassicurano gran parte della produzione complessiva di petrolio del paese. La maggiore di queste operazioni di



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TJV attualmente quella a cui partecipa la Shell. Lesociet petrolifere, anche dopo le importanti fusioni avve-nute negli ultimi dieci anni a livello mondiale, conti-nuano a svolgere le loro funzioni di partner della NNPCe di operatori della joint venture attraverso le societcostituite prima del verificarsi delle fusioni. Sono i lorodirigenti che gestiscono lattivit ordinaria, mentre i costioperativi di ogni joint venture sono interamente finan-ziati dai suoi soci, in misura proporzionale alla loro quotadi partecipazione, e attraverso un sistema di richieste difondi (cash calls ) mensili.

Le relazioni contrattuali tra la NNPC e i partner della joint venture sono soggetti a un memorandum di intesa(Memorandum Of Understanding, MOU), che ha loscopo di offrire una serie di interessanti incentivi fisca-li alle societ petrolifere che partecipano alloperazio-ne, in cambio di maggiori investimenti e di un miglio-ramento dellefficienza operativa. In linea di principio,il MOU viene periodicamente rivisto per adeguarlo allasituazione corrente di costi, livelli di produzione e prez-zi del petrolio. La base operativa della joint venture edel MOU laccordo operativo congiunto, che affron-ta, tra laltro, i seguenti aspetti:a) designa loperatoredella joint venture;b) specifica la quota dei costi delleoperazioni spettante a ciascun partner;c) indica gli obbli-ghi relativi alla PPT e alle royalty;d ) delinea diversi principii di carattere commerciale. Il JOA riserva alla NNPC il diritto di assumere la funzione di operatore inqualunque progetto di joint venture. Tuttavia, leserci-

zio di tale diritto fortemente ostacolato dalla mancan-za di competenze adeguate da parte del personale indi-geno e, soprattutto, da difficolt di carattere finanzia-rio. Con la maggior parte dei progetti petroliferi piimportanti concentrati in operazioni di joint venture incui la NNPC controlla una quota di maggioranza, le que-stioni relative al finanziamento della joint venturee allerichieste di fondi continueranno a rivestire la massimaimportanza per lo sviluppo della politica di partecipa-zione dello Stato nel settore.

12.9.3 La struttura attualedel settore petroliferonigeriano

Nei seguenti importanti bacini sedimentari della Nige-ria, ossia Anambra, Bida, Sokoto, Ciad, Benin/Dahomey,il bacino/fossa del Benue e il Delta del Niger, le indagi-ni sismiche hanno fornito da tempo schiaccianti testi-monianze della notevole entit delle riserve accertate,soprattutto per quanto riguarda il Delta del Niger, in cuisi pertanto concentrata la maggior parte delle attivitdi esplorazione e di produzione. In effetti, tutto il petro-lio prodotto finora stato estratto nel bacino del Deltadel Niger.

Sebbene la maggior parte del petrolio sia contenutoin strutture geologiche sotterranee raggiungibili in modorelativamente facile, le condizioni operative nel bacinodel Delta del Niger sono sempre state giudicate partico-larmente impegnative. Le attivit di esplorazione si svol-gono in aree difficili, dalle giungle di mangrovie, dalle paludi e dagli acquitrini della terraferma, alle acque bassedella piattaforma continentale, e richiedono un notevo-le impegno in termini di competenze tecniche e di risor-se finanziarie, mentre i rischi logistici e ambientali con-tribuiscono ad aumentare notevolmente i costi di esplo-razione e di sviluppo delle risorse. Le importanti scopertegi realizzate e laccertamento di ingenti riserve di olioe di gas giustificano i notevoli investimenti effettuati.Tuttavia, alle difficolt causate dalle condizioni del ter-reno si aggiungono i continui incidenti legati allinsta- bilit politica della regione, gli attacchi alle installazio-ni e il sabotaggio degli impianti petroliferi.

Nonostante tutto, lo sviluppo dellindustria petroli-fera in Nigeria ha offerto una possibilit di interventoaltamente remunerativa a molte aziende fornitrici di ser-vizi petroliferi, che coprono un ampio ventaglio di atti-vit, dallesplorazione sismica, dalla costruzione degliimpianti di trivellazione, dalla perforazione, dalla rifi-nitura e dal completamento dei pozzi, alla logistica del-linstallazione degli oleodotti, agli aspetti pi comples-si della gestione dei progetti. Sebbene i principali ope-ratori mondiali del settore dei servizi petroliferi abbianoconcluso accordi di joint venture con imprese nigeriane

e siano attivamente impegnati a sviluppare le capacit professionali e le competenze dei loro partner, il livellodi partecipazione locale rimane ancora basso. La politi-ca di local content , che uno dei molti aspetti del pro-cesso di indigenizzazione del settore petrolifero upstream,tenta di bilanciare la necessit di attirare e mantenere latecnologia e i capitali stranieri con lo sviluppo della par-tecipazione indigena nel settore dei servizi petroliferi.

Dagli anni Novanta a oggi: produzione in mare,cambiamento della partecipazione statalee politica di indigenizzazione

I progressi realizzati nel campo delle indagini sismi-che tridimensionali (3D) e delle tecnologie di perfora-zione in profondit hanno reso molto pi interessanti le prospettive dellesplorazione petrolifera in acque profon-de. Per rispondere a questa grandiosa opportunit, statovarato il programma di esplorazione in mare e di pro-duzione in acque profonde, a partire dalla tornata di con-cessione delle licenze del 1990-91. Il governo, che avevagi cominciato a riconsiderare il proprio coinvolgimen-to nei TJV, mise allasta un certo numero di nuove con-cessioni nella piattaforma continentale profonda della-rea del Delta del Niger. Nel 1993, furono concesse alle principali compagnie straniere, tra cui Royal Dutch Shell,ChevronTexaco, ExxonMobil, TotalFinaElf ed Eni/Agip,


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le licenze di esplorazione di una serie di blocchi situatia profondit comprese tra i 200 e i 3.000 metri. Le societassegnatarie furono incaricate di costituire nuove socie-t controllate in base a quanto disposto dal contratto di partecipazione della produzione. Questo tipo di accordi diventato da allora il veicolo contrattuale preferito dalla NNPC e dalle compagnie petrolifere per le operazionidi esplorazione e produzione in mare di olio e di gas. Nelmarzo del 2000, il governo ha messo allasta altri 22 blocchi petroliferi, compresi 11 blocchi in acque profon-de e ultraprofonde al largo del Delta del Niger, a cuihanno partecipato 46 compagnie petrolifere, e nel 2005sono stati resi disponibili altri 43 blocchi petroliferi.

Linizio delle operazioni in mare coinciso con lin-gresso di nuove compagnie petrolifere straniere sul mer-cato nigeriano, tra cui Exxon (oggi ExxonMobil), Cono-co (oggi ConocoPhillips), Canadian Occidental (oggi Nexen Petroleum), Statoil/British Petroleum Alliance,Jerez Energy, Marathon Oil, Trans Atlantic Petroleum Cor- poration, Ocean Energy e BP Amoco, che ha partecipatoalle operazioni fino alla fine degli anni Novanta, ma inseguito si completamente ritirata dal paese. Sebbene atuttoggi si registri una netta prevalenza delle operazionidi esplorazione e produzione sulla terraferma e in acque poco profonde (dove continuano a essere effettuate impor-tanti scoperte), dallinizio della campagna di esplorazio-ne e sviluppo in mare aperto nel 1995, sono stati indivi-duati anche nelle aree offshore numerosi giacimenti dinotevoli dimensioni. Le scoperte commercialmente pi

rilevanti sono state effettuate nelle aree di Erha (Oil Pro-specting Licence, OPL 209), Bonga (OPL 212), Agbami(OPL 216) e Akpo (OPL 246). Nonostante tutto, per,rimane ancora da dimostrare la competitivit dei proget-ti nigeriani di produzione in acque profonde, rispetto aquelli realizzati in altre aree del mondo, per esempio nelGolfo del Messico, e questa incertezza avr sicuramentedegli effetti sugli accordi contrattuali e fiscali che rego-leranno questo tipo di attivit nel breve e medio termine.

Gli anni Novanta sono stati anche il periodo in cui si venuta articolando in Nigeria una politica indigena,che ha portato allo sviluppo di aziende produttrici di

petrolio totalmente indigene, fino ad allora quasi del tuttosoffocate dal predominio degli investimenti esteri e dallamancanza dei requisiti finanziari e tecnologici necessa-ri per partecipare alle operazioni di esplorazione petro-lifera. A partire da questo periodo, i produttori indigenisono diventati una realt in forte crescita. In un contestocaratterizzato da maggiori opportunit, la crescita delloro ruolo nel settore, attraverso investimenti diretti erapporti di joint venture, stata promossa e favorita, a partire dal 1989, da una serie di iniziative politiche delloStato, assunte tramite il Ministero delle Risorse Petroli-fere, in particolare la L. n. 23/1996 di emendamento allaLegge sul petrolio, che assicurava un sostegno legislati-vo alle operazioni nei campi petroliferi marginali.

Il governo nigeriano ha organizzato una tornata diconcessione delle licenze interamente dedicata allof-ferta di campi petroliferi marginali alle imprese locali e,nel giugno del 2002, ha ammesso alla gara 71 societ,delle 150 che avevano presentato unofferta. La tornatadi concessione delle licenze, svoltasi nel mese di novembre 2002, aveva lo scopo di aumentare la partecipazio-ne delle compagnie petrolifere indigene alle attivit diesplorazione e produzione. Ventiquattro campi petroli-feri marginali, rilasciati da Shell, ChevronTexaco e Total-FinaElf, furono distribuiti a 31 imprese indigene, sulle71 precedentemente giudicate idonee. Il governo ha indi-viduato circa 116 campi nel Delta del Niger, che sonostati classificati tra i campi marginali e collocati nel gruppo dei terreni petroliferi in affitto (Oil Mining Leases,OML) gi esistenti, che secondo il governo conterreb- bero ancora riserve complessive di notevole entit, dicui gli accordi di TJV tra le compagnie petrolifere mul-tinazionali e la NNPC non prevedevano lo sfruttamen-to. stata avanzata la proposta di assegnare tali terreninelle prossime tornate di concessione delle licenze per i campi marginali.

Le compagnie petrolifere indigene sono quasi sempre operatori con rischio esclusivo, che di solito stabili-scono unalleanza che pu assumere le caratteristichedi un contratto di production sharing , oppure quelle diun accordo di joint venture con una compagnia petro-lifera straniera. Limposizione di un tetto di produzioneai produttori indigeni, per evitare lo sforamento delle

quote OPEC, dimostra chiaramente come tali produtto-ri siano esposti a maggiori rischi e siano pi vulnerabi-li dalle politiche di produzione dello Stato, rispetto allecompagnie petrolifere multinazionali.

12.9.4 La partecipazionedello Stato

StrutturaPrima dellindipendenza, la partecipazione dello Stato

alle attivit petrolifere avveniva attraverso il sistema delle

concessioni. Nel periodo immediatamente successivo allaconquista dellindipendenza, cio nei primi anni Sessanta,quando le conoscenze e le capacit di produzione di olioe di gas dellindustria nazionale erano praticamente ine-sistenti, la soluzione pi logica sembr essere quella dicontinuare con il vecchio sistema delle concessioni, per richiamare il maggior numero di investimenti da partedellindustria petrolifera privata mondiale.

Negli anni Settanta e Ottanta, la partecipazione pubblica si svolse in un quadro diverso, che prevedeva lal-leanza dello Stato e il suo coinvolgimento nelle iniziati-ve delle imprese private. Fino a oggi, tale partecipazio-ne si manifestata nei diversi modi attraverso cui lo Statocontrolla e contribuisce alle attivit di esplorazione e di



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produzione delle compagnie petrolifere multinazionali.Gli strumenti contrattuali utilizzati pi comunemente dalgoverno nigeriano per realizzare la propria politica di partecipazione diretta alle attivit di esplorazione edi produzione del petrolio sono laccordo di TJV, il PSCe il RSC (Risk Service Contract, contratto di serviziocon rischio minerario).

Nigerian National Petroleum CorporationLa politica volta a stabilire una partecipazione diret-

ta dello Stato ha trovato la sua massima espressione nelmandato affidato a unimpresa totalmente posseduta dalloStato per raggiungere i seguenti obiettivi: controllare in parte le operazioni degli assegnatari; gestire fisicamen-te grandi quantit di petrolio; acquisire le informazionie ilknow how industriali necessari.

La nascita e lo sviluppo della NNPC appaiono quin-di intrinsecamente collegati al conseguimento di taliobiettivi politici. Lacquisizione da parte della NNPC diuna partecipazione di maggioranza nelle concessionigi esistenti stata rafforzata dalla decisione del gover-no federale (Federal Government Notice n. 311/1972)di conferire tutte le aree non assegnate e i blocchi petro-liferi rilasciati dagli affittuari, sulla terraferma o sulfondo marino della Nigeria, alla NNOC, divenuta inseguito NNPC. Oltre alle sue tradizionali attivit nelcampo dellesplorazione e della produzione, la NNPCha anche acquisito capacit e quote operative nei setto-ri della raffinazione, dei processi petrolchimici, del tra-

sporto e della commercializzazione degli idrocarburi.Tra il 1978 e il 1989, la NNPC ha costruito impianti diraffinazione a Warri, Kaduna e Port Harcourt e ha rile-vato la raffineria realizzata a Port Harcourt dalla Shellnel 1965.

La NNPC, che ha la sua sede centrale ad Abuja (Fed-eral Capital Territory), in Nigeria, si presenta oggi comeunazienda monolitica, guidata dallAmministratore dele-gato del gruppo, da cui dipendono sei divisioni. Le primecinque divisioni sono guidate da altrettanti Direttori ese-cutivi, mentre la sesta affidata a un Direttore genera-le. Le divisioni sono:a) ingegneria e tecnologia;b) raf-

finerie e petrolchimica;c) commercializzazione e inve-stimenti;d ) esplorazione e produzione;e) finanza econtabilit; f ) servizi aziendali e legali. Esiste anche unaDivisione degli Affari Pubblici, guidata da un Direttoregenerale.

La NNPC controlla dieci societ sussidiarie; due joint ventures e circa dieci societ affiliate, operanti inmolteplici campi sia nel settore upstream, sia in quellodownstream. Il NAPIMS, che fa parte della Divisione per lEsplorazione e la Produzione, svolge una funzio-ne di controllo e di supervisione su tutti gli aspetti degliinvestimenti pubblici nel settore upstream, effettuati inseguito a qualunque tipo di accordo contrattuale (TJV,PSC, RSC o altro).

Le societ controllate dalla NNPC sono le seguenti: Nigerian Petroleum Development Company (NPDC)

Limited, un operatore esclusivo, controllato dalla NNPC; svolge attivit di esplorazione e produzionedi greggio nelle aree appartenenti interamente alla NNPC, a differenza di quanto avviene nelle opera-zioni in joint venture, a cui la NNPC partecipa come partner non operatore;

Pipelines and Products Marketing Company (PPMC),che si occupa del trasporto del greggio della NNPCalle raffinerie nigeriane. Inoltre importa, distribui-sce e commercializza prodotti raffinati attraverso lasua rete di oleodotti;

Kaduna Refinery and Petrochemicals Company(KRPC) Limited;

Eleme Petrochemicals Company Limited (EPCL); Port Harcourt Refinery Company Limited (PHRC); Warri Refinery Petrochemicals Company (WRPC)

Limited; Integrated Data Services Limited (IDSL), fornitrice

di servizi di acquisizione, elaborazione e interpreta-zione di dati sismici a tutto il settore petrolifero ingenerale;

National Engineering and Technical COmpany(NETCO), fornitrice di servizi tecnici alle operazio-ni di esplorazione condotte direttamente dalla NNPC,grazie anche a unaffiliazione tecnica con la statuni-tense Betchel Corporation;

Nigerian Gas Company (NGC) Limited, fondata nel

1988 sulle ceneri dellex divisione gas della sezione petrolio e gas della NNPC, responsabile dello svi-luppo di unindustria nazionale del gas in grado disoddisfare la domanda energetica del mercato inter-no e di fornire allindustria chimica la carica neces-saria alle sue operazioni, attraverso una rete integra-ta di gasdotti. La societ stata costituita anche alloscopo di partecipare al commercio internazionale digas naturale, e in particolare nei paesi dellAfricaoccidentale, attraverso lesportazione di gas e dei suoiderivati;

Duke Oil Services (UK) Limited, costituita nel Regno

Unito, si occupa del commercio internazionale delgreggio e dei prodotti petroliferi della NNPC.La NNPC partecipa a due joint ventures nel settore

downstream: Nigerian Liquefied Natural Gas (NLNG) Company,

una joint venture societaria formata da NNPC (49%),Shell Gas B.V. (25,6%), Cleag una controllata diElf, oggi TotalFinaElf (15%), Agip InternationalB.V. (10,4%), con Shell in veste di partner tecnico.La NLNG si occupa della liquefazione di gas asso-ciato e non associato, destinato allesportazione;

HYdrocarbon Services Of Nigeria (HYSON), una joint venture societaria costituita insieme a Calson(Bermuda) allo scopo di fornire prodotti petroliferi


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condizioni molto diverse da quelle incontrate sulla ter-raferma, dopo lapprovazione della Legge sul petroliodel 1969 non si ritenne necessario prevedere un quadrogiuridico separato per le attivit di esplorazione off-shore. Non stato fatto finora alcun tentativo per indi-viduare un sistema di regolamentazione legale specifi-co per le attivit offshore. Il regime in vigore per le ope-razioni sulla terraferma stato semplicemente esteso atutte le aree al di fuori delle acque territoriali nigeriane, per le quali le leggi internazionali riconoscono allo Statocostiero i diritti di propriet sul fondo marino, sul suosottosuolo e sulle risorse naturali in essi contenute.

Le recenti scoperte effettuate in acque profonde hannoconfermato lenorme importanza dellesplorazione inmare, sin dalle prime tornate di assegnazione delle licen-ze negli anni 1990-91. Dopo gli accordi internazionali per lesplorazione e lo sfruttamento delle riserve di petro-lio e di gas nel Golfo di Guinea, conclusi dalla Nigeriacon altri paesi, il crescente interesse per lesplorazionein acque profonde e i futuri sviluppi della legislazioneinternazionale contribuiranno senza dubbio a determi-nare la velocit e la direzione dellevoluzione della legi-slazione petrolifera nigeriana.

Le disposizioni legislative correnti, riguardanti i limi-ti della propriet dellolio e del gas, sono contenute neiseguenti provvedimenti: lart. 1 della Legge sul petrolio, il quale dispone: (1)

La propriet e il controllo di tutto il petrolio in, sottoe sopra qualunque territorio a cui questo articolo si

applica saranno conferiti interamente allo Stato. (2)Questo articolo si applica a qualunque territorio (compresi quelli coperti dallacqua) che a) si trovi in Nigeria; o b) nelle acque territoriali della Nigeria; oc) sia parte della piattaforma continentale o d) dellazona economica esclusiva del paese. (3) In questoarticolo, tutti i riferimenti alle acque territoriali assu-mono questa espressione nel significato definito nellaLegge sulle acque territoriali;

la Costituzione del 1999 della Repubblica federaledella Nigeria ribadisce ulteriormente questa posi-zione allart. 44(3) in cui si afferma che: Nonostante

le precedenti disposizioni di questo articolo, la propriet e il controllo di tutti i minerali, gli oli minera-li e il gas naturale in, sotto o sopra qualunque terri-torio della Nigeria o in, sotto o sopra le acque ter-ritoriali e la zona economica esclusiva della Nigeriasaranno conferiti al governo della Federazione e saran-no gestiti in conformit a quanto sar stabilito dal-lAssemblea nazionale.Il diritto del mare d anche alla Nigeria la possibi-

lit di concludere trattati marittimi con altre nazioni per lo sfruttamento della piattaforma continentale. Il principale esempio di un accordo di questo tipo il trattatoconcluso il 21 febbraio 2001 tra la Nigeria e la Repub- blica di So Tom e Principe, che stabiliva la creazione

di una zona di sviluppo congiunto (Joint DevelopmentZone, JDZ), corrispondente a unarea di sovrapposizio-ne delle frontiere marittime rivendicate dai due paesi, edi una autorit di sviluppo congiunto (Joint Develop-ment Authority, JDA) come unico organismo autorizza-to a promuovere e guidare le operazioni petrolifere e altreattivit allinterno della JDZ. La JDA riferisce a unaCommissione ministeriale congiunta (Joint MinisterialCouncil, JMC), responsabile a livello politico di tutte ledecisioni relative alla JDZ. Il Trattato delinea i principiidello sviluppo congiunto e le linee generali che dovran-no guidare tutte le attivit collegate alla ricerca del petro-lio, attraverso la creazione di uno specifico regime nor-mativo e fiscale nella JDZ. Tutte le attivit di sviluppo petrolifero nella JDZ dovranno essere inserite allinter-no di un piano darea, che sar periodicamente rivisto eaggiornato.

La JDA incaricata di sovrintendere a tutte le attivi-t collegate allesplorazione e alla produzione di risorse petrolifere nella JDZ. Essa divisa in quattro Diparti-menti:a) Monitoraggio e Ispezioni;b) Attivit Com-merciali e Investimenti;c) Risorse Diverse dagli Idro-carburi;d ) Finanza e Amministrazione.

Il Dipartimento per il Monitoraggio e le Ispezionisvolge un ruolo simile a quello del Ministero delle Risor-se Petrolifere, mentre le funzioni del Dipartimento per le Attivit Commerciali e gli Investimenti sono analo-ghe a quelle della NNPC, poich entrambi rappresenta-no gli Stati per tutte le questioni riguardanti lesplora-

zione e la produzione di petrolio e di gas nella JDZ. LaJDA investita, per conto degli Stati, dei diritti di propriet su tutti i territori della JDZ, dove qualunque tipodi attivit petrolifera deve essere condotta con il con-senso della JDA e in conformit al regolamento sul petro-lio del 2003. La JDA guidata da un comitato e direttada un Presidente. La sua sede centrale si trova ad Abuja,in Nigeria.

La JMC composta da Ministri e da altri funziona-ri pubblici a cui spetta, come si detto, la responsabilitdi tutte le decisioni politiche relative alla JDZ. La JMCriceve i rapporti e i suggerimenti della JDA ed respon-

sabile dellapprovazione delle norme relative alla con-duzione delle operazioni nella zona, come le Linee guida per gli investitori, il Regolamento delle attivit petroli-fere, il Regolamento fiscale e il Modello di PSC. La JMCfa riferimento diretto ai governi degli Stati.

12.9.6 La concessionedelle licenze di esplorazionee di produzionedi petrolio e di gas

La Legge sul petrolio, oltre a definire il quadro giuridi-co entro il quale le persone interessate alla ricerca e alla


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produzione di petrolio possono ottenere il diritto di svol-gere tali attivit, nonch lambito di applicazione di talidiritti, ovvero tutte le aree situate sulla terraferma, sulla piattaforma continentale e allinterno della zona econo-mica esclusiva, conferisce anche al Ministro il potere dirilasciare licenze e contratti di affitto per esplorare, effet-tuare prospezioni, estrarre, trasportare e cedere lolio eil gas a coloro che ne fanno richiesta, nei modi che ritie-ne pi opportuni.

Lart. 2 della Legge sul petrolio stabilisce quantosegue: (1) In base a questa legge, il ministro pu rila-sciare: a) una licenza, denominata licenza di esplora-zione, per esplorare le aree petrolifere; b) una licenza,denominata licenza di prospezione, per effettuare pro-spezioni nelle aree petrolifere; c) un contratto di affitto,denominato affitto minerario petrolifero, per cercare,estrarre, lavorare, trasportare e vendere petrolio. (2) In base a questo articolo, una licenza o un affitto come quel-li descritti potranno essere rilasciati solo a: a) un citta-dino della Nigeria; o b) una societ costituita in Nigeriain conformit alla Legge sulle societ e materie affini oa qualunque altra legge pertinente. (3) Le disposizionidella prima appendice a questa legge avranno effetto,nella misura in cui sono applicabili, in rapporto alle licen-ze e agli affitti rilasciati in base a questo articolo.

Il regime di concessione delle licenze nigeriano, for-malizzato per la prima volta nel 1914 con lOrdinanzasugli oli minerali e perfezionato con la Legge sul petro-lio del 1969, basato sul principio del diritto di propriet

dello Stato. Le conseguenze di questo principio in rapporto alla natura dei diritti conferiti dalla licenza e diquelli ottenuti in misura concomitante dallassegnatariosaranno esaminate pi avanti. Di conseguenza, lo Stato,essendo stato investito di tutti i diritti di propriet e dicontrollo su tutto il petrolio del paese, in conformit conlart. 1 del cap. 350 della Legge sul petrolio, aveva e hail potere di decidere liberamente in che modo debbanoessere sfruttate le riserve petrolifere o perfino di nonsfruttarle affatto. Pu quindi decidere di effettuare le atti-vit di esplorazione e di produzione per conto proprio,attraverso unentit interamente posseduta dallo Stato,

o attraverso una joint venture (societaria o contrattuale),o servendosi di compagnie straniere operanti comecon-tractors , sia in un contratto di partecipazione alla produ-zione sia in un contratto di servizio (Service Contracts,SC), ecc., per ottenere la disponibilit del greggio. Per-tanto, chiunque tenti di effettuare unattivit di esplora-zione petrolifera senza che gli sia stata concessa una spe-cifica licenza o un contratto dallo Stato, lede i diritti di propriet dello Stato.

La licenza serve a stabilire i diritti di propriet del-lassegnatario sulle sostanze prodotte nellarea copertadalla licenza e a disciplinare i modi in cui vengono con-dotte le operazioni autorizzate dalla licenza. Rappresen-ta inoltre uno strumento di governance per dirigere le

ricerche petrolifere verso aree particolari e per control-lare il tasso di sfruttamento delle risorse.

Le licenze sono soggette al Regolamento sul petro-lio (perforazione e produzione), che il Ministro auto-rizzato a emettere in base allart. 9 della Legge sul petro-lio. Il regolamento stabilisce le condizioni per la pre-sentazione delle domande per il rilascio delle licenze.Linvito a partecipare a una particolare tornata di con-cessione delle licenze o gara dappalto avviene median-te la pubblicazione di apposite linee o note guida, in cuisono elencati i blocchi posti in offerta e vengono indi-cate le procedure di presentazione delle domande.

Tipi di licenze previsti dalla Legge sul petrolioUna licenza, rilasciata in seguito a una concessione

discrezionale oppure allo svolgimento di una tornata diconcessione o di una gara dappalto, conferisce al suoassegnatario poteri piuttosto ampi, circoscritti dalle dispo-sizioni contenute nella prima appendice alla Legge sul petrolio, che fanno parte della legislazione fondamenta-le, e dalle disposizioni del Regolamento sul petrolio(perforazione e produzione), che fanno invece parte dellalegislazione secondaria e sono incorporati, in virt ditale legislazione, nelle licenze e nei contratti di affittosotto forma diclausole modello , tranne che nel caso dideroghe ministeriali. Queste disposizioni impongonoanche agli assegnatari delle licenze e agli affittuari los-servanza di regolamenti di vario tipo, come il Regola-mento sugli oli minerali (sicurezza), il Regolamento sugli

oleodotti e il Regolamento sul greggio (trasporto e sicu-rezza), nonch di altre leggi ambientali, regolamenti elinee guida.

Licenza di esplorazioneUna licenza di esplorazione (Oil Exploration Licence,

OEL) rilasciata in genere dal Ministro in rapporto aunarea dal potenziale indefinito, su cui non sia stato stabilito nessun premio dal Ministero. La licenza conferi-sce allassegnatario diritti non esclusivi, limitati dai dirit-ti di superficie dei proprietari o degli occupanti della-rea in questione, di effettuare attivit di esplorazione

petrolifera con i consueti metodi geologici e geofisici.La OEL autorizza il concessionario a realizzare le strut-ture temporanee necessarie per lo svolgimento delle ope-razioni, che verranno in seguito smantellate e rimosse,e non preclude il rilascio di unaltra licenza di esplora-zione o di prospezione o la concessione di una parte odellintera area in affitto minerario. Questo tipo di licen-za caduto praticamente in disuso e non viene pi uti-lizzato, sebbene sia ancora contemplato dalle leggi fede-rali. Nel sistema attuale, lo Stato acquista i servizi di unasociet per lacquisizione di dati sismici e li rende dispo-nibili presso il Dipartimento delle Risorse Petrolifere,dove le compagnie possono consultarli dietro pagamen-to di una tariffa prestabilita.



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Licenza di prospezioneLa licenza di prospezione (Oil Prospecting Licence,

OPL) conferisce allassegnatario il diritto esclusivo dicondurre attivit di esplorazione e prospezione petroli-fere allinterno dellarea della licenza. La sua durata non pu superare i cinque anni, rinnovi compresi, e il con-cessionario autorizzato a trasportare e a cedere il petro-lio estratto nel corso delle operazioni di prospezione, nelrispetto degli obblighi specifici stabiliti dalla Legge sul petrolio, dalla Legge PPT o da qualunque altra leggefiscale applicabile alle attivit petrolifere.

Affitto petroliferoLaffitto petrolifero (Oil Mining Lease, OML) rila-

sciato al titolare di una OPL che abbia soddisfatto le con-dizioni imposte sia sulla licenza sia su di lui dalla leggee che abbia inoltre scoperto petrolio in quantit com-mercialmente apprezzabili. A tal fine, si ritiene che iltitolare della OPL abbia effettuato una scoperta com-mercialmente apprezzabile quando il Ministro giudicaconvincenti le prove, fornite dal titolare della licenza,della possibilit di produrre almeno 10.000 barili di greg-gio al giorno nellarea coperta della licenza. Un OMLconferisce al concessionario il diritto esclusivo di con-durre operazioni di esplorazione e prospezione petroli-fera nellarea presa in affitto, e di sviluppare, produrre,lavorare, immagazzinare, trasportare petrolio in o sottolarea presa in affitto. La durata di un OML non pusuperare i 20 anni, ma la legge prevede la possibilit di

un suo rinnovo.

12.9.7 Gli effetti delle leggidi protezione dellambiente

I rischi di inquinamento e di degrado ambientaleI rischi di inquinamento e di degrado ambientale sono

i corollari quasi inevitabili delle attivit di esplorazione,sviluppo e produzione di petrolio. La Nigeria non fa ecce-zione a questa regola. In effetti, tra la met degli anniSettanta e la fine degli anni Novanta, la mancanza di un

rigoroso quadro normativo che imponesse ai partner stra-nieri delle joint ventures lapplicazione degli standardinternazionali relativi alla corretta conduzione delle atti-vit petrolifere ha causato il verificarsi di molti casi difuoriuscita di greggio, in quantit variabili, durante leoperazioni di esplorazione e produzione condotte nel paese. Gli effetti prodotti dalla pratica di bruciare il gasnaturale associato, che il governo sta tentando ora diridurre o di eliminare, hanno contribuito in misura signi-ficativa al peggioramento delle condizioni ambientali, acausa dellemissione di grandi quantit di gas responsabili delleffetto serra e della deforestazione di vaste aree.

In particolare, lincuria e lassenza di controlli chehanno caratterizzato la produzione di petrolio a terra,

unite alle peculiarit del territorio, che favoriscono ilrapido diffondersi dei danni ambientali e ne prolunganonel tempo gli effetti negativi sulla fauna e sulla flora loca-li, hanno prodotto gravi perdite per lagricoltura e la pesca e compromesso la stabilit economica di nume-rose comunit locali del Delta del Niger. La costruzio-ne di nuovi oleodotti nelle zone agricole continua a cau-sare la distruzione di vaste aree di terreno coltivabile,delle falde acquifere, degli habitat e degli ecosistemi sel-vatici. Tra tutte le cause di rilascio di greggio a terra iden-tificate, la rottura degli oleodotti, dovuta alla presenzadi uninfrastruttura di trasporto obsoleta o inadeguata,unita a uninsufficiente attivit di monitoraggio e ispe-zione, si colloca al primo posto, con oltre il 70% degliincidenti. Il restante 30% causato da errori di proget-tazione, scarsa manutenzione e sabotaggio.

Per molti Nigeriani, che dipendono tradizionalmen-te dal raccolto di poche variet di colture per il loro sosten-tamento e per la produzione di molti medicinali indige-ni, lagricoltura rappresenta una rete di sicurezza irri-nunciabile. Le attivit di esplorazione petrolifera hannoeroso i redditi e le possibilit di sopravvivenza di mol-tissime famiglie che in precedenza potevano contare sui prodotti di una terra un tempo fertile. Un ulteriore fat-tore di disagio venuto dai massicci esodi della popo-lazione rurale, causati dallespropriazione dei terrenidestinati alle attivit di esplorazione e produzione di petrolio. Inoltre, la promulgazione della L. n. 6/1978 sul-luso dei terreni, che ha conferito poteri di controllo diret-

to e di gestione del territorio al Governatore dello Stato,ha significato per le comunit residenti nelle principalizone petrolifere la perdita di molti terreni agricoli, espro- priati per le operazioni di produzione e trasporto del greg-gio senza un adeguato indennizzo. Linquinamento cau-sato dai pozzi e dalle stazioni di flusso, sommandosi aglieffetti degli espropri, ha ulteriormente accentuato il feno-meno dellesodo della popolazione rurale.

Fino alla fine degli anni Ottanta, le disposizioni pre-viste dalla normativa petrolifera in vigore non hanno pro-dotto nessun cambiamento degno di nota nel modo dicondurre le operazioni di esplorazione petrolifera. La

maggior parte dei casi di inquinamento si verificata inseguito a operazioni condotte dalla Shell (che anchetitolare della maggior parte dei diritti di esplorazione).

Le clausole modello contenute nei provvedimentilegislativi e nelle condizioni contrattuali dellaccordo di joint venture, che richiedono operazioni condotte seguen-do le regole della buona pratica industriale petrolife-ra, lasciano ampi margini di incertezza riguardo a quel-lo che pu essere giudicato praticabile o possibile nelcampo delle misure di protezione dellambiente. Secon-do alcuni commentatori, la sostanziale accettazione da parte dello Stato dei danni ambientali causati negli ulti-mi trentanni dalle operazioni petrolifere a terra e in pros-simit della costa, riflette una dimensione economica del


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problema dellinquinamento, ovvero il tentativo del gover-no di attirare investimenti dallestero rinunciando a pre-tendere lapplicazione degli standard ambientali.

Lo sviluppo di un quadro di regolamentazione

Precedenti La Conferenza di Stoccolma sullAmbiente Umano

del 1972, a cui partecip anche la Nigeria, segnal alGoverno nigeriano la necessit di sviluppare un approc-cio olistico e non settoriale al problema della protezio-ne dellambiente. In seguito, il tema del controllo deldegrado ambientale fu affrontato da specifiche disposi-zioni costituzionali e legislative, in linea con quanto veni-va fatto a livello internazionale sotto gli auspici del Pro-gramma Ambientale delle Nazioni Unite (United NationsEnvironment Programme, UNEP) e dellInternationalMaritime Organisation (IMO).

Dalla fine degli anni Settanta e per tutto il decenniosuccessivo, furono creati diversi regolamenti ambienta-li di carattere settoriale, che prevedevano diverse auto-rit responsabili della protezione e del miglioramentodellambiente. Vi erano inoltre commissioni dotate di potere consultivo sulle questioni di carattere ambienta-le e organizzazioni non governative che si occupavanodegli stessi problemi. Il Dipartimento delle Risorse Petro-lifere tent, senza molto successo, di adottare misureobbligatorie di riparazione, tra cui il monitoraggio diconformit delle attivit petrolifere con quanto previsto

dalla Legge sul petrolio e dalle clausole modello inclu-se nelle licenze, in base al Regolamento sul petrolio(perforazione e produzione).

Ci nonostante, i problemi ambientali non ricevette-ro la dovuta attenzione fino allarrivo, nel maggio del1988, di un carico di rifiuti tossici di origine italiana nel porto di Koko, nello Stato di Bendel (oggi Stato del Delta),in base a un presunto accordo privato con gli abitanti diKoko. Lepisodio serv da catalizzatore della coscienzaambientalista e sollev ununanime condanna nellopi-nione pubblica, seguita dalla rapida promulgazione dellaL. n. 42/1988 sui rifiuti nocivi (disposizioni penali spe-

ciali, Laws of the Federation of Nigeria 1990, Cap. 165),entrata il vigore il 25 novembre dello stesso anno.La gestione dei problemi ambientali presenti e futu-

ri richiedeva tuttavia la creazione di un adeguato quadroistituzionale: si giunse cos alla creazione della FederalEnvironmental Protection Agency (FEPA), istituita con laL. n. 58/1988 ed entrata in vigore il 30 dicembre dellostesso anno. In seguito allemendamento contenuto nellaL. n. 59/1992, la FEPA fu incaricata dello svolgimento deicontrolli ambientali e dello sviluppo di processi e di poli-tiche miranti al raggiungimento dei suoi obiettivi. Oltreai contributi alla definizione della National Policy on theEnvironment (NPE), varata nel 1989, la FEPA ha pubbli-cato altri regolamenti di settore, come il Regolamento

nazionale per la protezione ambientale (abbattimentodellinquinamento nelle industrie e negli impianti che producono rifiuti), atto normativo n. 9/1999.

La L. n. 86/1992 sulla valutazione di impatto ambien-tale (Environmental Impact Assessment, EIA) assegnalla FEPA lincarico di regolare la materia nel suo com- plesso e stabil lobbligatoriet della valutazione di impat-to per tutte le attivit di sviluppo (con alcune eccezioni).La L. n. 86/1992 invitava inoltre gli Stati e le assembleelegislative locali a istituire proprie agenzie di protezio-ne dellambiente. Nel 1995, in base allautorit conferi-tale dalla stessa legge, la FEPA pubblic le linee guida procedurali in materia di EIA.

La regolamentazione attualeEscludendo le disposizioni delle leggi petrolifere

vigenti, gli elementi principali dellattuale quadro nor-mativo sono i seguenti.

La Legge sui rifiuti nocivi (Disposizioni penali spe-ciali, ecc., cap. 165) . Questa legge proibisce e punisceil trasporto, lo scarico e limportazione di rif iuti nocivi(senza le autorizzazioni prescritte) nel territorio, nelleacque territoriali, nella zona contigua e nella zona eco-nomica esclusiva della Nigeria. Per i trasgressori sono previsti lobbligo al risarcimento dei danni e condanne penali.

La Legge sulla FEPA (cap. 131) . Questa legge ha isti-tuito la FEPA e lha investita, in base allart. 4, della respon-sabilit di formulare i criteri e gli standard di protezione

necessari per salvaguardare lambiente naturale della Nige-ria. Lart. 23 prescrive che lAgenzia collabori con il Mini-stero delle Risorse Petrolifere, tramite il DPR, alla rimo-zione delle sostanze inquinanti di origine petrolifera pre-senti nellambiente naturale. La legge stabilisce inoltreche lAgenzia fornisca il suo appoggio al MPR (DPR),ogni volta che ci le venga richiesto. Nellambito deglisforzi governativi per integrare la protezione ambientalenei piani di sviluppo economico, le linee guida e gli stan-dard stabiliti nella Legge sulla FEPA, precedentementealla Conferenza delle Nazioni Unite sullAmbiente e loSviluppo (United Nations Conference on Environment

and Development, UNCED), furono rivisti con lappro-vazione della L. n. 59/1992 sulla FEPA (legge di emen-damento), con la quale non solo si ampliava il mandatodella FEPA, tramite un emendamento allart. 4 della legge precedente, ma lo si integrava tra i compiti della presi-denza, pur lasciandone la direzione al Ministero del-lAmbiente (in base alla legge principale). Lemendamentoconferiva inoltre al Direttore generale dellAgenzia un potere di regolamentazione negli ambiti relativi allapplicazione della legge, incaricandolo della definizionedegli standard qualitativi dellaria e dellacqua e dei limi-ti degli scarichi, della protezione dellatmosfera e dellostrato di ozono, del controllo dei rumori nonch del con-trollo e della rimozione delle sostanze nocive.



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La Legge sullEIA (l. n. 86/1992) . Questa legge halo scopo di inserire i principii della protezione dellambiente nella pianificazione e nellesecuzione dei progettidi sviluppo economico, stabilendo lobbligo di uno stu-dio EIA per ogni progetto suscettibile di produrre unimpatto significativo sullambiente. Lo studio deve esse-re condotto nella fase preliminare del progetto, primadellinizio dei lavori, e deve essere sottomesso alla FEPA per lapprovazione. La Legge sullEIA fornisce le lineeguida da seguire nello svolgimento degli studi sulla valu-tazione di impatto ambientale, indica le aree e le dimen-sioni dei progetti per i quali richiesto uno studio di que-sto tipo in tutte le principali zone di sviluppo del paese,nonch le misure restrittive previste per i progetti pubblici o privati intrapresi senza una valutazione preventi-va del loro impatto ambientale.

Le legislazioni statali . In linea con la Legge sullaFEPA, alcuni degli Stati che compongono la Federazio-ne, compresi i tre principali produttori di petrolio, ossiagli Stati di Rivers, del Delta e di Bayelsa, hanno adotta-to i seguenti provvedimenti legislativi in materia ambien-tale: lo Stato di Rivers, la Legge sullAgenzia per la Pro-tezione Ambientale (1994) e la Legge sullimposta dicompensazione per i danni ambientali (1994); lo Statodel Delta, la Legge sullAgenzia per la ProtezioneAmbientale (l. n. 5/1997) e la Legge sulla compensa-zione dei danni ambientali (1995); lo Stato di Bayelsa,la legge sullAutorit di Pianificazione per lAmbientee lo Sviluppo (1996) e la Legge sullimposta di com-

pensazione per i danni ambientali (1998). La legislazione sussidiaria e gli strumenti normati-vi applicabili in materia ambientale . I seguenti strumentidi intervento nellambito del controllo dellinquinamentoindividuano una serie di specifici obblighi, reati e rela-tive sanzioni:a) le Linee guida e gli standard per il con-trollo dellinquinamento in Nigeria;b) il Regolamentonazionale per la protezione dellambiente (limiti delleemissioni), atto normativo n. 8/1991, che prevede tra lal-tro lobbligo di adeguare gli impianti inquinanti, gi esi-stenti o di nuova costruzione, mediante linstallazionedi dispositivi anti-inquinamento per la depurazione delle

emissioni e degli scarichi chimici. Il regolamento defi-nisce anche le categorie industriali, i parametri crucialie i limiti degli scarichi e delle emissioni gassose e stabilisce le sanzioni per i trasgressori;c) il Regolamentonazionale per la protezione dellambiente (abbattimen-to dellinquinamento nelle industrie e negli impianti che producono rifiuti), atto normativo n. 9/1991, in cui siindicano,inter alia , la riduzione del rilascio di sostanzetossiche o nocive nellecosistema, gli obblighi di moni-toraggio dellinquinamento per le industrie, le strategie per la riduzione delle scorie, gli obblighi di verificheambientali e le sanzioni per i trasgressori;d ) il Regola-mento per la gestione dei rifiuti solidi e nocivi, atto nor-mativo n. 15/1991, che contiene un elenco completo dei

rifiuti tossici e pericolosi, i piani di contenimento deldanno e le procedure di emergenza. Il regolamento indi-ca anche le linee guida per la protezione della falde acqui-fere, un programma di mappatura dei rifiuti tossici e letecnologie di smaltimento dei rifiuti, compatibili conlambiente.

Linee guida e standard ambientali per lindustria petrolifera in Nigeria . La scarsit di dettagli e la man-cata indicazione dei meccanismi di applicazione con cuiviene affrontato il problema dellinquinamento nelleleggi sul petrolio, sommate a una preoccupazione cre-scente per le conseguenze nocive e i danni ambientaliderivanti dalle attivit petrolifere, hanno prodotto lesi-genza di aumentare i controlli sulla realizzazione diinstallazioni e progetti potenzialmente dannosi per lambiente nel settore petrolifero. Tale situazione ha indot-to il Dipartimento per le Risorse Petrolifere, in base ai po-teri assegnati al Ministro dalla Legge sul petrolio, a emet-tere nel 1991 Environmental Guidelines And Standardsfor the Petroleum Industry in Nigeria (EGASPIN), rivi-sti e aggiornati nel 2002 alla luce dei progressi nel campodelle tecnologie di controllo dellinquinamento. GliEGASPIN rappresentano uno strumento di lavoro completo, che affronta il problema del controllo ambientalein tutte e sei le fasi operative dellindustria petrolifera in Nigeria, ovvero lesplorazione, la produzione, le opera-zioni ai terminali, gli impianti di lavorazione degli idro-carburi, il trasporto e la commercializzazione di olio egas. In particolare, le linee guida si occupano del moni-

toraggio, della gestione, del trattamento e dello smalti-mento dei rifiuti industriali, e indicano i limiti consigliati per lo scarico delle sostanze di scarto nei corsi dacquae nelle aree di operazione in mare gi individuate, oltrea esaminare le caratteristiche dei rifiuti solidi, liquidi egassosi prodotti dallindustria petrolifera. Le linee guidasono sottoposte a una revisione periodica.

12.9.8 Lo sviluppo del gas naturale

Le prospettive nella commercializzazione del gas natu-

rale, soprattutto attraverso la liquefazione del gas destina-to allesportazione, e legate a un uso pi efficiente delgas per la produzione di energia per il mercato interno,sommate allimperativo di porre termine alla pratica del

flaring gas per impellenti ragioni ambientali, hanno pro-dotto, a partire dagli anni Ottanta e per tutti gli anni Novanta, un progressivo aumento dellinteresse per ilgas naturale, che si avvia a diventare la base della futu-ra industria degli idrocarburi nigeriana.

La sottoscrizione nel 1992 degli Associated Gas Frame-work Agreements (AGFA) forn una base per rimetterein vigore una serie di incentivi e di facilitazioni, gi pre-visti dalla Legge sul petrolio e dalla Legge sulla PPT, chea loro volta favorirono la nascita di numerosi progetti per


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lutilizzo del gas, alcuni dei quali sono divenuti operati-vi alla fine degli anni Novanta. Tali progetti, diretti a incen-tivare luso del gas per aumentare la quantit e la dispo-nibilit dellenergia prodotta nel paese, sono stati intrapresi da una societ del gas naturale affiliata alla NNPC,la Nigerian Gas Company, allo scopo di migliorare leffi-cienza della National Electrical Power Authority (NEPA),azienda interamente controllata dallo Stato.

Allo stesso tempo sono stati incoraggiati i piani diinvestimento delle aziende elettriche private (Indepen-dent Power Producers, IPP), compresi i progetti di cen-trali elettriche finanziati da ExxonMobil, Agip, Siemens,Asea Brown Boveri (ABB). Inoltre sono stati avviatidiversi progetti per la raccolta, la trasmissione e la con-segna del gas, da parte di imprese appositamente for-mate dalle maggiori compagnie petrolifere mondiali,come la Shell e la Chevron Nigeria Limited, allo scopodi realizzare programmi di utilizzazione del gas natura-le. I pi importanti progetti di questo tipo, tra quelli fino-ra realizzati, sono il progetto Nigeria Liquefied NaturalGas (NLNG), concepito nel 1989, e il progetto multifa-se Escravos della Chevron, ideato nel 1992. Questa ten-denza a un maggiore utilizzo del gas naturale illustra-ta anche da varie iniziative regionali, come il progettoWest African Gas Pipeline (WAGP), che giunto allafase finale di progettazione e punta alla realizzazione diun gasdotto per rifornire gli Stati confinanti con il gasnaturale nigeriano, da utilizzare principalmente per la produzione di energia elettrica. Unaltra importante ini-

ziativa rappresentata dal West African Power Pool(WAPP), un piano a lungo termine (15-20 anni) per lusointegrato del gas ai fini della produzione di energia elet-trica da parte dei paesi dellEconomic Community Of West African States (ECOWAS).

12.9.9 La tassazione dellolioe del gas

Al momento attuale, la quota della ricchezza prodottadal settore petrolifero prelevata dallo Stato nigeriano,

proviene da quattro fonti principali:a) limposizionediretta, in base alla Legge sulla tassa sui profitti petro-liferi e alla Legge sulla tassa sul reddito delle societ(Companies Income Tax, CIT);b) i tributi legati allusodei campi petroliferi, come i canoni di affitto e le royalty;c) i bonus o i premi di licenza e altre tasse;d ) impostevarie previste dalle leggi sul petrolio e da altri provve-dimenti;e) limposizione indiretta.

Caratteristiche della PPTLa Legge sulla PPT (ordinanza n. 15/1959), entrata

in vigore il 23 aprile 1959, con effetto retroattivo a par-tire dal 1 gennaio 1958, il principale strumento legi-slativo inerente alla tassazione dei profitti petroliferi e

attualmente fa parte delle Laws of Nigeria 1990, Cap. 354.Essa prescrive limposizione di una tassa e fornisce i cri-teri per valutarla e riscuoterla dalle attivit di estrazio-ne di petrolio in Nigeria e, a tale riguardo, ha la prece-denza su ogni altra legge fiscale. formata da 11 partie 4 appendici e la sua applicazione affidata alla Dire-zione Federale del Fisco (Federal Board of Inland Reve-nue, FBIR), costituita in base allart. 1 della legge sullaCIT. Inoltre, la Direzione si considera dotata di tutti i poteri e gli obblighi costitutivi previsti dallart. 3 dellaLegge sulla PPT.

Limposta sui profitti petroliferi si applica ai profit-ti imponibili in un determinato periodo contabile o eser-cizio, con unaliquota dell85% (in vigore dal 1 aprile1975). Nei primi cinque anni di produzione, tuttavia, prevista unaliquota ridotta del 65,75%, per consentireil completo ammortamento di tutte le spese capitalizza-te affrontate dalla societ prima dellinizio della produ-zione. I profitti di qualunque societ impegnata nelleoperazioni petrolifere, in base alla descrizione fornitanella sezione di definizione della Legge sulla PPT, sonointeramente soggetti alla Legge sulla PPT ma sono esen-tati, in base allart. 19 (h) della Legge sulla CIT, dal-limposta prevista dalla Legge sulla CIT. Allo stessomodo, lart. 55 della Legge sulla PPT restringe ulterior-mente il campo di applicazione della L. n. 81/1969 (Lawsof the Federation of Nigeria 1990, Cap. 173) sulla gestio-ne dellimposta sul reddito, in seguito abrogata e sosti-tuita dalla L. n. 104/1993 sul reddito delle persone, che

regola la tassazione del reddito delle persone diversedalle societ. Nello stesso articolo si stabilisce inoltreche nessuna imposta potr essere richiesta in base alledisposizioni della Legge sulla gestione dellimposta sulreddito o di qualunque altra legge, in relazione a qua-lunque reddito o dividendo proveniente da qualunque profitto inserito, secondo le disposizioni della Leggesulla PPT, nel calcolo dei profitti imponibili (sulla cui base viene imposta, valutata e riscossa la PPT).

Applicazione della Legge sulla tassasul reddito delle societ

La specificit del campo di applicazione della Leggesulla PPT implica il fatto che le sue disposizioni non siestendono alle molte e diverse attivit svolte dalle azien-de fornitrici di servizi petroliferi, che possono comprendere lesplorazione, la perforazione, la costruzionedei pozzi, la realizzazione di gasdotti, la fornitura di mac-chinari, i servizi di consulenza, le analisi di laboratorio,il trasporto via mare, i test di pressione, la calibratura,le operazioni di immersione e di dragaggio e altro anco-ra. Ci si basa sul fatto che tali attivit non comportano,da parte delle entit che le svolgono, lestrazione o la produzione e il trasporto di idrocarburi o di petrolio tas-sabile per conto proprio. Di conseguenza, tali attivitsaranno tassate in base alle disposizioni previste dalla



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