Worldwide: Evolutions récentes du cadre juridique et fiscal des hydrocarbures en Afrique Sub-Saharienne: Congo, Gabon, Guinée Equatoriale

Last Updated: 30 July 2015
Article by Ramin Hariri and Vincent Lacombe

Evolutions récentes du cadre juridique et fiscal des hydrocarbures en Afrique Sub-Saharienne: Congo, Gabon, Guinée Equatoriale

Au Congo, la Banque des Etats de l'Afrique Centrale (BEAC) estime la croissance du pays à 5% pour 2015 tandis que l'industrie pétrolière poursuit son développement sur un rythme annuel de 3,6%. Les ressources pétrolières sont cruciales pour l'économique du Gabon. L'industrie représente jusqu'à 90% des exportations du pays, dont 80% sont constituées de brut. D'après la BP Statistical Review 2014, le Gabon dispose de 2 milliards de barils de réserve prouvée, ce qui représente la cinquième réserve d'Afrique Sub-Saharienne. Le secteur de l'énergie en Guinée Equatoriale a connu d'importants développements l'année passée suite à l'annonce faite par le Ministère des Mines, de l'Industrie et de l'Energie (« MMIE ») de la construction d'une nouvelle unité flottante LNG, d'un terminal pétrolier et d'un complexe pétrochimique. Principales évolution réglementaires dans ces trois pays.

Congo Brazzaville : D'après les estimations de la Banque des Etats de l'Afrique Centrale (BEAC) qui tient le rôle de banque centrale pour tous les Etats Membres de la CEMAC, le Congo Brazzaville peut anticiper une croissance rapide. La BEAC prévoyait une croissance de 6,1% dans la région en 2014 et l'industrie pétrolière poursuivait son développement à un taux annuel de 3,6%. La croissance du pays est estimée à 5% pour 2015.

Dans ce contexte, le Congo Brazzaville poursuit ses initiatives lancées depuis plus de 3 ans pour la réforme de son Code des Hydrocarbures (le projet de loi est en examen depuis 2012) et le nouveau texte devrait être publié au Journal Officiel Congolais dans les prochains mois.

Actuellement, les opérateurs pétroliers sont imposés sur leur profit au taux de 30%, qui correspond au taux de droit commun de l'impôt sur les sociétés dans le pays. Ils sont également sujets à d'autres prélèvements prévus dans les contrats de partage de la production (CPP), notamment le versement de bonus en contrepartie des droits d'exploitation, une redevance superficiaire (s'élevant à environ 800 dollars par kilomètre carré pour les entreprises d'exploitation), ainsi que diverses taxes (une redevance de 15% du pétrole produit et une taxe de pollution de 0,2% assise sur le chiffre d'affaire annuel).

Avec le nouveau texte, le gouvernement souhaite augmenter les impôts existants dans l'industrie pétrolière et d'en introduire de nouveaux. En ce moment, conformément à la plupart des CPP, les gains réalisés lors de la vente des parts détenues dans un périmètre de recherche ou d'exploitation ne sont pas imposés. Toutefois, le gouvernement a l'intention d'introduire un impôt sur les plus-values dont les modalités d'assiette et de liquidation ne sont pas encore définitivement arrêtées. Il souhaite également mettre en place un droit d'enregistrement applicable les opérateurs du secteur. Le nouveau Code prévoit en outre la fixation de la part minimale du « Profit Oil » de l'Etat à 35% et l'institution d'une participation minimum de 15% des sociétés privées nationales dans les CPPs.

Le projet de code devrait mettre en place une nouvelle disposition selon laquelle les permis d'hydrocarbures seront accordés par la Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC) qui conclurait ensuite une joint-venture avec des investisseurs locaux ou étrangers. La structure gérerait les phases de recherche et d'exploitation des projets pétroliers.

Le gouvernement envisage également la possibilité de mettre en place une obligation d'enregistrer une filiale au Congo. Cette nouvelle obligation correspondrait à celle prévue par l'article 120 de Acte Uniforme sur les sociétés commerciales et le GIE, tel que modifié en mai 2014, aux termes duquel une succursale détenue par une personne étrangère doit être apportée à une société locale dans un délai de 2 ans sauf dispense du ministre du commerce (dans ce cas la période de 2 ans peut être renouvelée une fois de sorte que la succursale ne saurait poursuive son activité plus de 4 ans). Si une telle mesure est adoptée, les entreprises opérant sur place au travers d'une succursale devront s'adapter aux nouvelles obligations du Code. Ainsi, sous le régime propre aux succursales, il n'existe aucune obligation de nommer un commissaire aux comptes, alors que cette obligation s'applique aux entreprises locales. Des contraintes seront également mises en place en ce qui concerne les fonds propres de la société : si ces derniers sont au-dessous du seuil légal minimum, la filiale devra être recapitalisée et des frais d'enregistrement devraient alors être prélevés.

Le Code des Hydrocarbures du Congo Brazzaville date de 1994 et devrait bientôt être adapté aux évolutions survenues dans le secteur au cours des vingt dernières années. Il s'agit d'un enjeu important et stratégique pour le pays, notamment en raison du fait qu'après 30 ans d'exploitation, de nombreux champs pétroliers ont atteint leur phase de maturité. Il est donc important que le gouvernement adapte le cadre juridique et fiscal congolais aux défis économiques, technologiques et environnementaux de 2015.

Gabon : Les hydrocarbures sont des ressources cruciales pour l'économique du Gabon. L'industrie représente jusqu'à 90% des exportations du pays, dont 80% sont constituées de pétrole brut. Cependant, les revenus du secteur pétrolier représentent environ 56% des revenus du gouvernement. D'après la BP Statistical Review 2014, le Gabon dispose de 2 milliards de barils de réserve prouvée, ce qui représente la cinquième réserve d'Afrique Sub-Saharienne. Aujourd'hui, le pays est le septième producteur pétrolier d'Afrique.

Malgré les efforts du Gabon pour diversifier ses sources de revenus, l'Etat reste dépendant du pétrole et il apparait légitime qu'il souhaite étendre son contrôle sur une industrie dont dépend plus de la moitié de ses revenus.

En septembre 2014, quatre ans après que le Gabon ait lancé les travaux de réforme de de son industrie pétrolière, le nouveau code a été publié au Journal Officiel par la Loi No. 11/2014. Cette législation aura un impact profond sur l'industrie.

Le nouveau Code permet à l'Etat de prendre jusqu'à 20% de participation, payées à la valeur de marché, dans le capital d'entreprises qui sollicitent ou détiennent une autorisation exclusive d'exploitation. De plus, le nouveau Code a établi une participation gratuite de l'Etat, sans contrepartie et portée par le contracteur, à hauteur de 20% dans tous les CPP. La Société Nationale Pétrolière Gabonaise bénéficie en outre du droit d'acquérir jusqu'à 15% de participation dans les CPPs, également payés à la valeur de marché.

Le nouveau Code précise que la période d'exploration dans le cadre de CPP ne peut excéder sept ans : une période initiale de six ans, qui peut être prorogée d'un an par décret ministériel en cas de retard du projet. Auparavant la phase d'exploration était de trois ans et pouvait être renouvelée trois fois.

Outre la refonte du modèle des CPP (EPSC ou PPSC), le nouveau Code a introduit de nouveaux types de contrats :

  • Les Contrats de Services (Article 40 du nouveau Code) : Le contracteur doit entreprendre des études géologiques pour le compte de l'Etat afin de promouvoir le domaine pétrolier
  • Les Contrats d'Evaluation Technique (Article 41 et 42 du nouveau Code) : le contracteur doit entreprendre des travaux géologiques préliminaires pour le compte de l'Etat, à ses propres risques et à ses frais. Le contrat ne confère aucun titre ni droit de préemption concernant la signature d'un contrat d'exploration ou d'un contrat d'exploration et de partage de la production.
  • Les Contrats d'Exploration (Article 43 et suivants du nouveau Code) : Le contracteur doit entreprendre des travaux de recherche et d'exploration d'hydrocarbures pour le compte de l'Etat, à ses propres risques et à ses frais. En cas de découverte commerciale, le contractant dispose d'un droit de préemption d'un an pour négocier un contrat d'exploration et de partage de la production.

En ce qui concerne les aspects fiscaux, l'impôt sur les sociétés n'est désormais plus inclus dans la part du « Profit Oil » allouée à l'Etat. L'impôt sur les sociétés est payable en espèces ou en nature (au point d'enlèvement par remise d'une partie de la production à l'Etat) en fonction du choix discrétionnaire de l'Etat. Dans le Code Pétrolier, de même que dans la plupart des contrats, le taux de l'impôt sur les sociétés n'est pas spécifié. Cependant, le taux de droit commun prévu dans le Code Général des Impôts devrait s'appliquer (c'est-à-dire 35%). D'autres contributions, telles que la redevance superficiaire ou la redevance proportionnelle sont aussi applicables.

Le mécanisme de partage est défini dans le CPP : les bénéfices pétroliers de l'Etat sont d'au moins 55% dans les zones conventionnelles et d'au moins 50% dans les zones off-shore profond et très profond.

Guinée Equatoriale : L'industrie énergétique en Guinée Equatoriale a connu d'importants développements l'année passée suite à l'annonce faite par le Ministère des Mines, de l'Industrie et de l'Energie (« MMIE ») de la construction d'une nouvelle unité flottante LNG, d'un terminal pétrolier et d'un complexe pétrochimique.

La plupart des réserves en hydrocarbures de la Guinée Equatoriale se trouve en zones offshore, dans la partie Sud du delta du Niger, de 600 à 2000 mètres sous le niveau de la mer. Ces réserves incluent les champs pétroliers les plus importants du pays : Zafiro et Alba.

Les huit CPPs signés en Novembre 2012 et ratifiés en avril 2013 ont largement contribué à augmenter l'activité d'exploration en Guinée Equatoriale. Ils ont démontré que les réserves off-shore du pays restent attractives pour les investisseurs internationaux. La plupart des opérateurs concernés sont en phase d'exploration, d'acquisition, de traitement et d'interprétation des données 3D. Le block EG-02, exploité par Atlantic, et le block EG-05, exploité par Glencore, fonctionnent quant à eux à plein régime, notamment car les données sismiques 3D les concernant ont été acquises par le MMIE avant l'attribution du CPP.

Le cycle d'octroi d'autorisations et licences organisé en 2014 a envoyé un signal encourageant aux investisseurs et a conduit à une expansion du secteur pétrolier, en particulier grâce à la création de nouvelles opportunités pour les communautés locales et au développement de l'économie en général.

Les principaux termes du modèle de CPP définis en 2006 sont les suivants :

  • période d'exploration initiale : normalement de quatre à cinq ans divisés en deux sous-périodes, prolongeables deux fois sur une base annuelle ; 
  • rendus : à hauteur de 40% après la période d'exploration initiale, et 25% supplémentaire de la surface restante à la fin de chaque période de renouvellement ; 
  • engagement d'exploration : obligation d'entreprendre une acquisition de données sismiques et /ou un forage d'exploration au cours de la période d'exploration initiale, renouvelable à chaque prolongement annuel ; 
  • impôt sur le revenu : payable actuellement au taux de 35% ; 
  • redevance : taux minimum de 13%, susceptible d'augmenter si la production journalière moyenne augmente également ; 
  • partage de la production : calculée sur la base du « Profit Oil » conformément à un coefficient progressif déterminé à partir de la production totale. Le coefficient de partage est négocié au cas par cas dans chaque CPP ; 
  • versements de bonus : payable à la signature du contrat, après notification d'une découverte commerciale et définition d'un volume de production précis. Le montant des bonus est négocié au cas par cas et n'est pas rendu public ;
  • participation de l'Etat : un minimum de 20% de participation directe durant la phase d'exploration, ainsi que le droit d'acquérir 25% supplémentaires en cas de découverte commerciale
  • contenu local : obligation d'utiliser des services et équipements locaux, tant que leur coût n'est pas supérieur de plus de 10% de services ou équipements équivalents.

Du point de vue Equatorien, l'industrie pétrolière offre un environnement et des structures favorables à la formation et au développement local en Guinée Equatoriale. Ces progrès sont rendus possibles grâce à des programmes de formation accélérés, tant sur place qu'à l'étranger, la mise en place de coaching et de contrôle de la qualité grâce au détachement d'experts non-équatoriens auprès du personnel opérant sur place. Ainsi, à chaque fois que des travailleurs locaux se voient confier des missions et reçoivent le soutien nécessaire à leur accomplissement, de nouvelles opportunités naissent et contribuent à créer un environnement stable, propice à la création d'emplois.

Brèves fiscales

Cameroun : à l'instar d'autres Etats d'Afrique centrale tels la République du Congo dont le taux d'impôt sur les sociétés a baissé graduellement de 38% à 30% entre 2009 et 2014, le Cameroun s'engage dans une dynamique de réduction du taux d'imposition des sociétés qui est passé en 2015 de 35 à 30%.

Maroc : dans une perspective de stabilisation des projets mis en Suvre par les multinationales opérant dans le pays, le Maroc instaure en 2015 une procédure d'accord préalable sur les prix de transfert. La possibilité nouvelle pour les opérateurs économiques de sécuriser les prix pratiqués donne également l'occasion aux groupes concernés de procéder à la révision des contrats intragroupes afin d'adapter leur politique des prix de transfert. Le Projet d'Arrêté qui permettra de concrétiser les APA au Maroc est toujours en attente de publication.

Niger : durcissant le régime des prix de transfert, la loi de finances nigérienne pour 2015 ajoute des dispositions spécifiques aux « pays à fiscalité privilégiée » et aux « Etats non coopératifs » : la condition de dépendance et de contrôle n'est pas exigée pour l'application de la réglementation propre aux prix de transfert lorsque le transfert s'effectue avec des entreprises établies dans lesdits territoires

Retours d'expérience

Mali : Création d'une société minière d'exploitation. L'attribution du permis d'exploitation minière s'accompagne de la création d'une société d'exploitation dans laquelle l'Etat détiendra une participation gratuite à hauteur de 10%, et pourra également acquérir, à titre onéreux, une participation additionnelle de 10% (article 42 du Code minier de 1999 et article 65 du Code minier de 2012). La mise en Suvre pratique de cette disposition peut emprunter différentes voies juridiques permettant le transfert du permis d'exploitation. La solution retenue doit être choisie avec soin pour assurer la neutralité fiscale de l'opération et permettre l'amortissement des coûts de recherche et de développement. Au plan économique et financier, une méthode de valorisation du projet suffisamment robuste doit permettre l'entrée de l'Etat à la juste valeur.

Sénégal : coût d'enregistrement des suretés. Afin de réduire les droits d'enregistrement applicables aux sûretés, le contrat de crédit-bail peut être utilisé comme alternative aux contrats de vente d'équipements pétroliers et miniers. Toutefois, il convient de s'assurer que l'opération ne génère pas un risque d'établissement stable ou de retenues à la source, et clarifier les d'enregistrement applicables, pour en préserver l'efficience fiscale

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