Fiscalité du secteur pétrolier en Afrique Centrale (espace CEMAC)

Principes directeurs du partage de production entre États et sociétés pétrolières

Article issu du recueil Penant du 1er trimestre 2011

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Les lois pétrolières des Pays de la Communauté Economique et Monétaire d’Afrique Centrale (CEMAC : Cameroun, République Centrafricaine, Congo, Gabon, Guinée Equatoriale, Tchad) posent toutes pour principe que les hydrocarbures contenus dans le sol et le sous-sol sont la propriété de l’État et relèvent par suite du domaine public.

Pour être en mesure d’exploiter les hydrocarbures, les sociétés pétrolières doivent donc conclure avec l’État un accord qui peut revêtir essentiellement deux formes juridiques distinctes selon les législations pétrolières des pays de la CEMAC :

les conventions de concession, qui confèrent à la société pétrolière concessionnaire (pour une substance donnée) un droit exclusif d’exploitation de nature immobilière, quoique distinct de la propriété du sol.

Le concessionnaire, qui exploite pour son compte et dispose en principe de l’ensemble de la production extraite, est redevable vis-à-vis de l’Etat des impôts de droit commun (notamment l’impôt sur les sociétés) ainsi que d’une ou plusieurs redevances spécifiques (redevance minière proportionnelle, redevance superficiaire, etc.).

les contrats de partage de production (CPP), ayant la nature juridique de contrats d’entreprise définissant le cadre d’une prestation de services et ne conférant pas à leur titulaire de droit de nature immobilière.

Dans ce contrat, la société pétrolière cocontractante recherche et exploite pour le compte de l’État une substance sur un périmètre défini en contrepartie d’une rémunération « en nature ».

En cas de découverte d’un gisement, la société pétrolière aura ainsi droit à une quote-part en nature de la production représentative (i) du remboursement de ses coûts engagés et (ii) de sa rémunération.

Si le régime juridique des concessions a prévalu dans les premières décennies de l’exploitation pétrolière en Afrique centrale, le modèle des contrats de partage de production s’est progressivement imposé dans les législations nationales des pays producteurs à partir des années 1980 :

Cameroun CPP et Concessions – Loi n°99-013 du 22 décembre 1999
Rép. Centrafricaine CPP et Concessions – Ordonnance n°93.007 du 25 mai 1993
Congo CPP* – Loi n°24-94 du 23 août 1994
Gabon CPP* – Loi 14/82 du 24 janvier 1983
Guinée Équatoriale CPP – Loi 8/2006 du 3 novembre 2006
Tchad CPP et Concessions – Loi n°006/PR/07 du 2 février 2007

*Les conventions et accords conclus avec l’État antérieurement à la promulgation des Lois instituant le régime des CPP ont pu rester en vigueur.

La « fiscalité » du secteur pétrolier amont8 de l’espace CEMAC a de ce fait considérablement évolué pour intégrer le principe de l’attribution à l’Etat d’une quote-part en nature de la production à titre de « partage », à laquelle il faut ajouter les autres prélèvements effectués par l’État pour déterminer le « government take », c’est-à-dire la part globale revenant à l’État.

Ces autres prélèvements sont notamment :

(i) les redevances minières proportionnelles et superficiaires ;
(ii) certains impôts de droit commun, tels l’impôt sur les sociétés et la TVA, qui peuvent faire l’objet dans le CPP de dispositions spécifiques auxquelles il convient de porter une attention toute particulière (exonérations, modalités spécifiques d’application, etc.) ;
(iii) les bonus de signature, de découverte, de production, etc.

Si les contrats de partage mis en place par les différents États de l’espace CEMAC contiennent des dispositions fiscales très diverses concernant ces autres prélèvements (nécessitant une approche « au cas par cas »), la structure générale du partage de la production est comparable d’un État à l’autre.

Il nous a donc semblé utile de présenter aux lecteurs les principes directeurs de ce partage de production, dont les mécanismes de détermination sont, nous le verrons, eux-mêmes parfois directement inspirés des mécanismes fiscaux de droit commun.

Étapes du partage de la production

Les lois pétrolières des pays membres de la CEMAC, ainsi que les CPP auxquels elles renvoient pour la définition des conditions d’exploitation d’une zone délimitée, organisent un partage de la production d’hydrocarbures entre l’État et la société pétrolière selon les modalités suivantes :

Une redevance minière proportionnelle (RMP) est due en priorité sur la production brute, indépendamment des profits réalisés et avant toute récupération de coûts pétroliers;
Après application de la RMP, la société pétrolière a droit à récupération des coûts pétroliers (« Cost oil ») qu’elle a engagés seule pour les besoins des opérations pétrolières, l’État ne finançant en principe pas ces opérations ; cette récupération des coûts s’opère par prélèvement à due concurrence sur la production d’hydrocarbures ;
La production annuelle totale d’hydrocarbures, après déduction de la RMP et du « Cost-Oil » visés ci-dessus, constitue la production d’hydrocarbures à partager (« Profit Oil ») entre l’État (« State Oil ») et la société pétrolière cocontractante (« Contractor Oil »).

Principes directeurs gouvernant chaque étape du partage de production

Phase 1 : Production d’hydrocarbures - détermination et valorisation

Le partage de production suppose non seulement la détermination préalable de la quantité d’hydrocarbures produite sous le contrôle de l’État cocontractant10 , mais également sa valorisation aux fins notamment :

du calcul de la Redevance Minière Proportionnelle due à l’État : celle-ci étant le plus souvent versée en numéraire (même si en théorie un versement en nature est prévu dans les CPP), une valorisation de la production (prix/baril) s’avère nécessaire pour déterminer le montant dû à l’État ;
de la détermination de la quantité d’hydrocarbures prélevée par la société pétrolière au titre de la récupération de ses coûts pétroliers.

Afin de prévenir les conflits qui pourraient résulter d’un désaccord sur la valorisation de la production, notamment en matière de prix de transferts s’agissant de la production vendue à des sociétés affiliées, les volumes d’hydrocarbures produits sont valorisés sur la base d’un prix de cession déterminé selon des modalités fixées au préalable par les parties au CPP.

Diverses approches peuvent être distinguées pour la détermination des prix du baril à retenir:

Prix de Cession Officiel « PCO » (Cameroun, Congo et Gabon): les quantités d’hydrocarbures sont valorisées en fonction d’un prix devant refléter le prix réel du marché (valeur FOB), arrêté par l’État après concertation avec les sociétés pétrolières;
Moyenne pondérée (Guinée Équatoriale, art 10.1. du CPP modèle11 ): la valorisation est effectuée trimestriellement en fonction de la moyenne pondérée des prix de ventes FOB effectuées à des tiers (non affiliés) à la société pétrolière. Si les ventes effectuées à des tiers représentent moins de 15% des quantités totales produites sur le ou les champs objets du CPP, il est fait référence à des indices internationaux (publiés au bulletin Platts) arrêtés par accord entre les parties au CPP.

Phase 2 : Calcul de la redevance minière proportionnelle

Règles d’assiette

La redevance minière proportionnelle est assise sur la production totale d’hydrocarbures de la zone couverte par le CPP, diminuée de toutes quantités utilisées pour les besoins des opérations pétrolières.

Le CEPP modèle gabonais (http://www.minesgabon.org) prévoit ainsi que le point auquel s’opèrent le comptage et le mesurage des quantités d’hydrocarbures et le point où sont établis les instruments, appareils et installations qui y sont affectés, doivent obligatoirement être approuvés par l’Administration. Les Agents compétents de l’Administration vérifient ces mesurages et comptages et contrôlent les installations, instruments et appareils utilisés au moins une fois par trimestre (art 29.1).

La déduction des « quantités utilisées pour les besoins des opérations pétrolières » doit faire l’objet d’une attention particulière, certains États en ayant une définition restrictive. Le Congo limite par exemple les montants déductibles à ce titre aux seuls (i) hydrocarbures réinjectés dans le gisement pour le maintien d’énergie ou (ii) brûlés sur autorisation du Ministre chargé des hydrocarbures (Code des hydrocarbures du Congo, art 49), les quantités consommées par la société pétrolière au titre de ses opérations étant quant à elles assujetties à la RMP.

Taux

L’approche retenue pour la détermination du taux de la RMP varie sensiblement d’un pays à l’autre, celui-ci pouvant être fixé définitivement par la loi ou négocié contractuellement dans le CPP et varier en fonction notamment des quantités produites ou de la profondeur des gisements exploités.

Les taux de RMP (hydrocarbures liquides) applicables peuvent ainsi varier comme suit :

Cameroun *
Congo 15%
Guinée Équatoriale 13% (minimum fixé par la Loi)
Tchad 16,5% (minimum fixé par la Loi)
Gabon

< 200m : 10%
>200m et <400m : 5%
>400m : 0% pendant 5 ans puis 5% **

* La RMP ne s’applique pas aux CEPP au Cameroun.
** CEPP modèle.

Phase 3 : Récupération du Cost Oil

Comptabilité et récupération séparées des coûts pétroliers

En application des dispositions des CPP et de leurs annexes comptables (particulièrement au Congo, Gabon et en Guinée Équatoriale), une comptabilité spécifique des coûts pétroliers de chaque CPP est tenue séparément de la comptabilité générale, selon une classification spécifiquement prévue par l’annexe comptable au CPP.

La récupération des coûts pétroliers se fait en principe de façon séparée (principe dit de « ring fencing »), c’est-à-dire selon des règles particulières d’affectation à certaines zones ou permis uniquement, sans possibilité de consolidation de l’ensemble des opérations au niveau de la société comme cela serait le cas en comptabilité générale.

Les règles de séparation sont à apprécier au cas par cas en fonction des règles spécifiquement définies dans la loi pétrolière ou le CPP applicable; à titre d’exemple, la Guinée-Equatoriale limite la récupération des coûts pétroliers à la production résultant de la même zone délimitée par le CPP.

Les dépenses correspondantes pouvant, le cas échéant et selon les termes du CPP, être récupérés en tant que coûts pétroliers.

Il peut exister des exceptions (souvent incitatives) au principe de non consolidation, à apprécier au cas par cas.

Récupération illimitée dans le temps

La société pétrolière signataire du CPP dispose du droit à récupération des coûts pétroliers dès le début et au fur et à mesure de la production, sans limitation de durée.
Ainsi, lorsque la production nette (production brute – RMP) d’une année ne permet pas la récupération totale des coûts pétroliers imputables au titre de cette année, les coûts pétroliers non récupérés sont reportés sur les années suivantes jusqu’à récupération totale ou fin du contrat.

Les coûts pétroliers ne se périment donc pas dans le système de partage de production, à la différence des déficits reportables ordinaires de l’impôt sur les sociétés de droit commun qui se périment après un certain nombre d’exercices dans les pays de l’espace CEMAC.

« Saturation » du Cost oil

« Cost stop »

Le montant des coûts pétroliers récupérables (Cost Oil) au titre d’une année est systématiquement plafonné à un pourcentage de la production annuelle d’hydrocarbures, au-delà duquel le Cost Oil se trouve saturé (« cost stop »).

Lorsque le plafond est ainsi dépassé, les coûts pétroliers non récupérés sont reportés sur les années suivantes sans limitation de durée, dans les conditions prévues ci-dessus.

Les plafonds sont négociés contractuellement dans les CPP et oscillent le plus souvent entre 60% et 70% de la production annuelle telle que spécifiquement définie dans le CPP.

À titre d’exemple, le Code des Hydrocarbures du Congo (art 35) prévoit que le plafond est fixé dans le CPP mais qu’il ne peut dépasser un maximum de 60% de la production annuelle provenant de l’ensemble des permis d’exploitation découlant d’un même permis de recherche. Ce maximum peut être porté à 70% lorsque l’importance des travaux, l’utilisation d’une technologie onéreuse ou une difficulté exceptionnelle le justifie.

Certains plafonds peuvent également varier en fonction de la profondeur du gisement ; le CPP modèle gabonais prévoit ainsi les taux suivants selon la profondeur du gisement :

< 200m : 50% de la production nette
>200m et <400m : 70% de la production nette
>400m : 80% de la production nette

Autorisations budgétaires

Certaines lois pétrolières ou CPP interdisent toute récupération des coûts pétroliers au-delà d’un pourcentage maximum de dépassement des budgets autorisés dans les programmes de travaux, sauf autorisation préalable des autorités. En Guinée Équatoriale, ce pourcentage de dépassement maximum autorisé est ainsi fixé à 5% (article 35 de la Loi sur les Hydrocarbures). Au-delà, une autorisation préalable devra être sollicitée et obtenue.

Récupération limitée de certains coûts pétroliers

Les coûts récupérables sont ceux engagés pour les besoins des opérations pétrolières et dûment justifiés, dans les conditions fixées dans le CPP. Certains coûts sont toutefois sujets à des plafonds spécifiques de récupération et d’autres à une non récupération pure et simple.

S’il n’est pas possible d’en dresser une liste exhaustive qui ne peut être l’objet de cette étude, nous mentionnerons les coûts caractéristiques suivants auxquels une attention spécifique doit être portée :

Intérêts de prêts

À l’instar des limites fixées à la déductibilité des intérêts de prêts en droit commun de l’impôt sur les sociétés dans l’espace CEMAC15 , la récupération des intérêts de prêts au titre des coûts pétroliers fait l’objet d’un encadrement très strict dans les lois pétrolières et les CPP.

À titre d’illustration :

(i) le Congo limite la récupération des intérêts des emprunts contractés pour le financement des activités de prospection, recherche, exploitation et transport à 50% de l’investissement de développement ;

(ii) le Gabon interdit, dans son CPP modèle, la récupération des intérêts lorsqu’ils se rapportent, et à due concurrence, à la part des emprunts et dettes dépassant 50% des dépenses de développement et de production, auquel s’ajoute une limite de taux (taux d’escompte de la BEAC+2 points) lorsque les intérêts sont servis à une société affiliée ou un partenaire dans le CPP ;

(iii) la Guinée Équatoriale interdit quant à elle, dans son CPP modèle, toute récupération d’intérêts au titre des coûts pétroliers ; elle autorise seulement la déductibilité, au titre de l’assiette de l’impôt sur la part revenant à la société pétrolière (« Impuesto sobre la Renta »), des intérêts de prêts octroyés par des sociétés non affiliées à l’emprunteur dont le taux a été approuvé au préalable par le Ministère en charge des Hydrocarbures.

(iv) Frais généraux et administratifs

Les CPP fixent généralement des plafonds forfaitaires de déductibilité des frais généraux payés à l’extérieur du pays, qui sont fixés par les parties dans le cadre de l’annexe comptable au CEPP (voir par exemple l’article 2.5 de l’annexe C au CPP modèle de Guinée Équatoriale).

La déduction des intérêts rémunérant les comptes courant d’associés est notamment limitée au taux des avances de la BEAC majoré de 2 points, conformément à l’article 28 de la directive du 3 août 2001 portant révision de l’Acte 3/72-UDEAC-153 du 22 décembre 1972 instituant l’impôt sur les sociétés dans l’espace CEMAC.

Le CPP modèle du Gabon fixe quant à lui le plafond maximum de récupération des frais généraux payés à l’extérieur du Gabon (personnel résidant à l’étranger, quote-part des frais des services centraux à l’étranger) à 3% des coûts pétroliers récupérables (hors frais généraux) de l’année
considérée.

Bonus

Les Bonus (de signature, de découverte, de production) ne sont en principe pas récupérables en tant que coûts pétroliers.

Amendes et pénalités

A l’instar des règles applicables en matière d’impôt sur les sociétés de droit commun dans l’espace CEMAC, les amendes et pénalités ne sont pas récupérables en tant que coûts pétroliers.

Droit d’audit

Les CPP prévoient toujours un droit à audit des coûts pétroliers par l’État, qui peut dans certains pays s’avérer limité par des règles de prescription :

le Gabon limite ainsi, dans son CPP modèle, le droit d’audit à un délai de deux ans suivant la fin des périodes d’exploration ;
la Guinée Équatoriale limite quant à elle le droit d’audit à un délai de trois ans suivant le dépôt des comptes détaillés annuels de coûts pétroliers.

Phase 4 : Répartition du Profit Oil

Les lois pétrolières d’Afrique Centrale renvoient aux parties le soin de négocier dans le CPP les taux de partage du Profit Oil entre l’État et la société pétrolière.

Les CPP font le plus souvent varier les taux de répartition en fonction du nombre de barils produits par le gisement, ce qui est par exemple le cas des CPP de Guinée Équatoriale.

Certains CPP, à l’instar de ceux en place au Gabon, vont parfois plus loin et distinguent les taux de répartition en fonction des quantités produites mais également en fonction de la profondeur du gisement, afin d’encourager les projets en eaux profondes.

Ainsi, le CPP modèle du Gabon prévoit des répartitions différentes selon la profondeur ; à titre d’exemple, lorsque le gisement est à une profondeur supérieure à 400 mètres:
=> moyenne journalière de la production pour un mois civil donné ≤ 15 000 Barils:

l’État : 50%
la société pétrolière : 50%

=> moyenne journalière de la production pour un mois civil donné > 15 000 Barils et ≤ 30 000 Barils:

l’État : 55%
la société pétrolière : 45%

=> moyenne journalière de la production pour un mois civil donné > 30 000 Barils:

l’État : 60%
la société pétrolière : 40%

La quote-part revenant à l’État lui est en principe remise en nature, l’État pouvant toutefois exiger que la société pétrolière la lui achète (Guinée Équatoriale) ou donner mandat à la société pétrolière de la vendre pour son compte (Gabon).

Si, comme nous l’avons exposé, le mécanisme de partage de production présente des similarités dans les pays de l’espace CEMAC, les CPP peuvent en revanche diverger de façon très significative d’un État à un autre s’agissant des autres prélèvements auxquels la société pétrolière se trouve assujettie (Impôt sur les sociétés, redevances, etc.).

Nous relèverons à titre d’exemple le cas particulier de la Guinée Équatoriale qui assujettit à l’impôt (« Impuesto sobre la Renta ») la quote-part de Profit Oil revenant à la société pétrolière après partage, alors que d’autres pays comme le Gabon prévoient à l’inverse que cette quote-part est nette d’impôt (i.e. l’IS dû par la société pétrolière étant compris dans la quote-part d’hydrocarbures reçue par l’Etat au titre de l’année civile).

Compte tenu de la particulière disparité pouvant être constatée entre les pays de l’espace CEMAC concernant ces autres prélèvements, l’investisseur avisé devra analyser très attentivement les dispositions de la loi pétrolière et des clauses du CPP applicables, afin d’en apprécier la rentabilité effective.

François NOUVION
Avocat associé