Étant donné que le pétrole et le gaz sont des sources remarquables d’énergie et apportent aux Etats producteurs beaucoup de profits à travers plusieurs impositions, prélèvements fiscaux, qui couvrent des charges que la fiscalité ordinaire ne peut guère supporter et puisque les Etats comptent beaucoup sur les profits de la fiscalité pétrolière, ils prévoient un régime fiscal spécifique basé sur des principes propres à l’activité pétrolière tout en conservant le principe d’appartenance des mines à l’Etat. Ce principe est toujours maintenu par les Etats producteurs.
Les hydrocarbures sont « propriété de l’Etat » où « biens de l’Etat » et la fiscalité qui est appliquée est toujours spécifique. Ce principe connaît des implications, car nul ne peut entreprendre les activités de recherches et d’exploitations sans l’autorisation de l’État propriétaire, qui octroie aux sociétés exploitantes, des autorisations de prospections, des permis de recherche et d’exploitation. En contrepartie, ces sociétés paient des droits spécifiques.
En Algérie, le principe de propriété des hydrocarbures qui implique la question de la souveraineté de l’Etat sur ses richesses naturelles, est proclamé, par la constitution. Ce principe interdit à l’investisseur, toute revendication éventuelle sur le gisement qu’il aurait découvert
Les hydrocarbures sont « propriété de l’Etat » où « biens de l’Etat » et la fiscalité qui est appliquée est toujours spécifique.
Elles comptabilisent, pour un gisement identifié, les quantités de pétrole ayant une probabilité égale ou supérieure à 50 % d’être économiquement exploitables ; Certains spécialistes préfèrent l’appellation P 50 car elles ont 50 % de chance d’être mises en production.
Elles désignent le volume maximum du pétrole qui pourrait être extrait d’un gisement. Cette limite supérieure inclut toutes les ressources qui ont une probabilité supérieure à 10 % d’être économiquement exploitables. Certains spécialistes les baptisent P10, car elles ont 10 % de chance d’être mises en production.
La fiscalité de l’amont pétrolier touche les activités de recherche et/ou d’exploitation des hydrocarbures, liquides et gazeux, représente certaines caractéristiques, dans sa structure ainsi que dans son mode de recouvrement.
Les activités de l’Aval pétrolier qui comprennent le transport, le raffinage, le stockage et la commercialisation des hydrocarbures, sont régis par les dispositions fiscales de droit commun
0,7 % des réserves mondiale (15 ème place)
3 ème place au niveau mondial
2,4 % des réserves mondiale (10 ème place)
L’Algérie depuis la nationalisation des hydrocarbures en 1971, passant par la loi n°86-14, la loi n°05/07, jusqu’à la loi n°19-13 du 11 décembre 2019 déploie des efforts sur le plan juridique et fiscal pour la valorisation du secteur des hydrocarbures qui produit une grande partie des recettes budgétaires.
Les mutations intervenues dans le dispositif institutionnel, législatif et réglementaire régissant les activités d’hydrocarbures, instituant l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures ALNAFT et l’ARH ont consacré le principe de séparation du rôle de l’Etat autant que propriétaire du domaine minier des hydrocarbures, le promoteur des investissements et de protecteur de l’intérêt général, de celui de l’entreprise publique, Sonatrach opérateur économique et commercial, chargée désormais de la création des richesses et de plus values.
La fiscalité pétrolière demeure l’élément le plus efficient susceptible d’augmenter les recettes financières de l’Etat1, pour cette raison, le législateur Algérien a installé un régime fiscal ayant pour objet de diversifier les rentrées de l’Etat, par l’instauration de multiples droits et taxes.
La fiscalité pétrolière de l’amont pétrolier reste spécifique d’abord par sa structure. Certains éléments de cette fiscalité revêtent le caractère domanial, d’autres ont le caractère fiscal, et d’autres encore présentent un caractère environnemental.
Le régime fiscal des activités de l’Amont pétrolier et gazier est caractérisé par une multitude de droits et taxes qui sont payés loin de toute notion de bénéfice, du fait que ces prélèvements sont indépendants de la rentabilité économique du gisement, ils sont anticipés sur la probable rente pétrolière1. Certains sont perçus régulièrement dés la signature du contrat de recherche et ou d’exploitation des hydrocarbures telle que la taxe superficiaire prévue dans toutes les étapes d’exploration et d’exploitation d’hydrocarbures. D’autres sont classiques et connus depuis le début de l’industrie pétrolière, parmi ces derniers, on notera la redevance sur la production. En outre, les travaux techniques relatifs à l’extraction de certains substances d’hydrocarbures nécessitent l’utilisation du domaine public hydraulique, cette utilisation est assujettie au paiement d’une redevance spécifique. Enfin, certaines taxes marginales sont prévues dans cette exploitation tel est le cas pour l’impôt foncier.
Elle est appelée aussi les loyers superficiaires, elle s’apparente à une redevance domaniale, un loyer du domaine, son imposition est très généralisée et s’observe donc dans un très grand nombre de pays.
En Algérie, la taxe superficiaire est une nouvelle formule dans la fiscalité pétrolière dans la mesure où elle n’existait ni aux termes de la loi n° 86/14, ni aux termes des textes législatifs antérieurs, elle est introduite par l’article 84 de la loi n° 05/07 relative aux hydrocarbures. Elle est perçue à l’occasion de l’utilisation d’une propriété publique.
La taxe superficiaire est déterminée en dehors de toute notion de bénéfice, elle diffère d’un pays à l’autre et généralement dans le même pays, elle peut être appliquée à taux différents, suivant la taille du gisement, la difficulté liée à l’exploitation ou une situation particulière.
Le calcul de cette taxe, comme mentionné dans les articles 165 et 166 de la nouvelle loi, est basé sur la surface du périmètre contractuel et sur le prix unitaire indexé par kilomètre carré. Ce prix diffère selon la phase dans laquelle est situé le projet : phase de recherche ou phase d’exploitation. Cette taxe est déclarée et payée annuellement pendant la durée de la concession ou du contrat pétrolier à compter de la date d’entrée en vigueur du contrat.
Cette redevance sur la production appelée royalty est un prélèvement classique qui existait dés le début de l’exploitation des hydrocarbures.
Le fait générateur est l’extraction du brut issu d’un gisement commercialement exploitable, c’est-à-dire un gisement susceptible de produire des hydrocarbures pouvant être vendues à un prix suffisant pour couvrir les frais de développement.
La redevance introduite dans la nouvelle loi dans les articles 167 à 176 s’applique aux quantités d’hydrocarbures extraites et elle est payable au Trésor public sur une base mensuelle. La base imposable de la redevance est fixée en fonction de la valeur des quantités d’hydrocarbures extraites du périmètre d’exploitation calculée au point de mesure, à l’exclusion des quantités consommées pour les besoins de production, des quantités perdues et des quantités réinjectées dans le puit d’hydrocarbures. La nouvelle loi octroie également plusieurs déductions liées aux coûts de transfert des pipelines, aux coûts de liquéfaction du gaz naturel et aux coûts de séparation des gaz de pétrole liquéfiés.
A l’instar de la taxe superficiaire, la redevance est due dans le cadre d’une Concession Amont par la SONATRACH, d’un Contrat de Partage de Production, d’un Contrat de Services à Risques, et par les parties contractantes en cas de Contrat de Participation. Le taux applicable à la valeur des quantités extraites définies ci-dessus est de 10%. Contrairement à la taxe superficiaire, la redevance sur les hydrocarbures est déductible pour le calcul de l’impôt sur le revenu des hydrocarbures et de l’impôt sur le revenu.
Ce type de prélèvement n’est pas une nouveauté dans le régime fiscal de l’amont pétrolier car il existait sous l’empire de la législation antérieure, il était prévu par l’article 139 de la loi n° 83-17 du 16 juillet 1983 portant code des eaux.
Dans la législation actuelle, l’article 216 de la loi 19-13, stipule : l’utilisation d’eau, dans les activités amont, par prélèvement dans le domaine public hydraulique, donne lieu au paiement d’une taxe spécifique non déductible, dénommée « Redevance hydraulique ». Cette taxe est acquittée, selon le cas, par l’entreprise nationale dans le cas d’une concession amont ou par les parties contractantes dans le cas d’un contrat d’hydrocarbures, conformément à la législation et à la réglementation en vigueur.
La spécificité du régime fiscal de l’Amont pétrolier réside dans sa diversité et sa complexité. En effet, certains prélèvements ont un caractère purement fiscal car ils frappent directement le revenu des activités de recherche et d’exploitation des hydrocarbures, ces prélèvements jouissent d’une technicité dans leur mode de calcul, tel est le cas pour la taxe sur le revenu pétrolier dont le calcul est lié à certains éléments de la redevance sur la production.
Elle frappe le revenu pétrolier extrait de chaque périmètre d’exploitation, c’est une taxe annuelle réglée par acomptes mensuels. Elle est connue dans plusieurs législations internationales. En Grande Bretagne, elle est créée en 1975 afin d’accélérer et garantir les recettes budgétaires.
En Algérie, cette taxe est prévue pour diversifier les rentrées de l’Etat, elle s’apparente à un impôt sur le revenu dans le cadre de la fiscalité de droit commun, avec des particularités dans la détermination du bénéfice imposable ; l’autre caractéristique de cette taxe sur le revenu pétrolier est qu’elle est intimement liée à la redevance, du fait que la base utilisée pour le calcul de l’acompte TRP.
Le calcul de cet impôt est basé sur la valeur de la production annuelle utilisée pour calculer les redevances moins les déductions annuelles autorisées, y compris, mais sans s’y limiter, les redevances, les acomptes provisionnels pour l’exploration et le développement, les dispositions relatives à l’abandon, les coûts de formation, etc.
L’impôt sur le résultat est un impôt annuel dû par toute personne participant au contrat de recherche et ou d’exploitation des hydrocarbures, cet impôt est similaire à l’impôt sur les bénéfices des sociétés appliqué dans le cadre de la fiscalité de droit commun.
Bien que cet impôt sur le résultat soit dans une large mesure similaire à l’impôt sur le bénéfice des sociétés, il tient compte à la fois des dispositions de la loi sur les hydrocarbures et des dispositions du Code des impôts directs. En ce sens, le résultat imposable de l’exercice est calculé en incluant les taux d’amortissement prévus par la loi locale et les frais de recherche supportés à la fin de la période de recherche prévue par la loi sur les hydrocarbures.
Cet impôt s’applique à un taux fixe de 30%. L’impôt sur le résultat est payable à l’administration fiscale dans le même délai que la déclaration annuelle de revenu. En termes de champ d’application par contrat, l’impôt sur le résultat s’applique aux revenus des activités réalisées par la Société Nationale en exécution des concessions en amont, des contrats de partage de production, des contrats de services à risques, ou par les parties contractantes dans le cas d’un contrat de participation.
Pour ce qui concerne l’imposition de la rémunération des entreprises étrangères, les articles 193 à 197, prévoient la mise en place d’un impôt spécifique.
Il s’agit de l’application de l’impôt sur le résultat sur la rémunération brute des cocontractants étrangers dans le cadre d’un contrat de partage de production ou d’un contrat de services à risques à un taux fixe de 30% sur la base de la rémunération brute du partenaire étranger. Néanmoins, l’impôt est payée par la société nationale en douze acomptes provisionnels sur une base mensuelle au nom et pour le compte du Co-contractant étranger.
La nouvelle loi indique également que dans le cas où la rémunération brute du Co-contractant étranger est déterminée en nature, les quantités concernées sont évaluées en appliquant les prix définis conformément au contrat d’hydrocarbures.
En outre, la rémunération brute du Cocontractant étranger dans le cas d’un Contrat de Partage de Production ou d’un Contrat de Services à Risques est déductible pour le calcul de l’impôt sur le revenu de la société nationale.
L’exploration et l’exploitation des gisements d’hydrocarbures causent plusieurs effet nocifs à l’environnement, la technicité de cette exploitation oblige les opérateurs dans certains cas à mener des opérations qui peuvent être nuisibles à l’environnement, de ce fait, les législations des états possédant cette ressource précieuse déploient d’importants efforts sur le plan du droit interne aussi bien que dans le cadre de droit international, pour intensifier les efforts visant à restreindre ces pratiques par le biais de la fiscalité, en se conformant au principe du pollueur payeur, cette fiscalité vise à internaliser entièrement les coûts environnementaux de la pollution. Dans la législation Algérienne, la loi n° 05-07 avait introduit une taxe sur le torchage du gaz, elle est maintenue dans la nouvelle loi (art. 210 et suivants).
Maintien de la règle 51/49
Redéfinition des rôles des différents acteurs dans le secteur des hydrocarbures : le Ministère de l’énergie et des mines, l’agence Nationale pour la valorisation des Ressources en Hydrocarbures (ALNAFT), l’Autorité de Régulation des Hydrocarbures (ARH) et SONATRACH.
Trois formes de contrats sont introduites : contrat de participation, du contrat de partage de production et d’un contrat des services à risque.
Dans le domaine des hydrocarbures non conventionnelles et offshores, dont les potentiels sont prometteurs en Algérie, la nouvelle loi prévoit des taux réduits de la redevance Hydrocarbures qui ne saurait être, tout de même, inférieure à 5%, ainsi que de l’impôt sur le Revenu plafonné à 20%.
