L’avant-projet de loi sur les hydrocarbures a été examiné et approuvé hier en Conseil des ministres, avant qu’il ne soit présenté incessamment à l’APN. Une opportunité pour expliquer aux lecteurs les motivations des changements du cadre réglementaire qui régit le secteur, pour présenter l’actuel dispositif réglementaire encore en vigueur, ses insuffisances ainsi que les limites du nouveau projet de loi sur les hydrocarbures…

Par Djamila Annad,*
I. Introduction
De par la Constitution algérienne, les ressources en hydrocarbures découvertes ou non découvertes, situées dans le sol, le sous-sol du territoire algérien et des espaces maritimes relevant de la souveraineté de la nation algérienne sont propriété de celle-ci et que par conséquent l’Etat, garant desdites ressources, est responsable de leur valorisation au profit de la collectivité nationale.
Pour ce faire, il est nécessaire d’investir dans, d’une part, le savoir-faire et d’autre part, les technologies de plus en plus sophistiquées et onéreuses. Les réserves nationales d’hydrocarbures n’ont de valeur que si elles sont exploitées, l’Etat ne peut supporter les dépenses (d’investissement et d’exploitation) nécessaires à cette exploitation qu’une fois lesdites réserves produites et valorisées. Il doit donc faire appel à l’investissement qu’il soit national et ou international en contrepartie duquel, une fois les hydrocarbures valorisés, il procèdera aux remboursements des dépenses encourues et accordera une part du reliquat, (profit oil), de la valeur des hydrocarbures produits après déduction de tous les coûts d’exploitation (cost oil). Ainsi donc l’attractivité d’un domaine minier dépend, en premier lieu, du mécanisme (système fiscal) de calcul de la part de profit oil que s’octroie l’Etat et, en second lieu, de l’assurance de la mise en valeur des hydrocarbures ne soit pas altérée par des facteurs exogènes tels que les lourdeurs administratives. Ne maitrisant pas les prix des hydrocarbures ainsi que l’importance des réserves qui seront découvertes, le système fiscal mis en place par la loi actuelle en vigueur a été élaboré avec la volonté de permettre une rémunération des investissements acceptable tout en sauvegardant les ressources nécessaires au développement du pays.

II. Le régime fiscal en vigueur
On entend par fiscalité la part de tout Etat, soit d’une richesse créée sur son territoire (fiscalité ordinaire) soit de la valeur de ses ressources naturelles (fiscalité spécifique) telles que les réserves pétrolières et gazières (fiscalité pétrolières) une fois exploitées. Le régime fiscal applicable à l’exercice des activités pétrolières, objet de la loi relative aux hydrocarbures en vigueur (loi 05-07), est composé:

de la fiscalité pétrolière due, au titre dudit exercice, par le contractant défini comme étant Sonatrach seule ou Sonatrach et une ou plusieurs compagnie étrangères parties au contrat de recherche et ou d’exploitation. Elle est composée:

1.1. d’une taxe sur la surface du périmètre contractuel couvert par le titre minier dite «taxe superficiaire» égale au produit de la superficie du périmètre contractuel par un tarif / km2 qui dépend de la zone fiscale où se situe le périmètre et du caractère de l’activité qui s’exécute (exploration) ou (exploitation) ou du gel d’une découverte pendant une période donnée (période de rétention) du fait d’un manque d’infrastructure notamment de transport ou d’absence de marché pour le gaz. L’exploitation des hydrocarbures, (dits non conventionnels) nécessitant l’emploi de technologies sophistiquées non conventionnelles bénéficie des tarifs les plus bas.

1.2. D’une redevance, dont le montant, déterminé gisement par gisement, est un pourcentage de la valeur de la production sortie gisement, calculée sur la base du prix FOB auquel est déduit le tarif de transport «la valeur de la production». Le dit pourcentage est fonction, d’une part de l’importance de la production et d’autre part de la complexité géologique de la zone où se situent les réserves exploitées et de la sophistication des technologies utilisées. Il varie de 5% à 20%.

1.3. D’une taxe dite sur le revenu pétrolier (TRP). Le revenu pétrolier défini par la loi relative aux hydrocarbures est égal à la «valeur de la production» déduction faite du montant de la redevance, du cinquième ou du huitième, du montant des investissements réalisés et relatifs audit gisement augmenté (uplifted) respectivement de 15% ou 20% selon la zone fiscal ou se situe le gisement ou le caractère non conventionnels des hydrocarbures, des coûts de formation, des provisions pour faire face aux coûts d’abandon et/ou de restauration et enfin des coûts du gaz injecté dans le gisement dans le cadre de l’utilisation d’un procédé de récupération assistée. La TRP due annuelle est un pourcentage du revenu pétrolier ainsi déterminée. Le taux est fonction de la rentabilité des investissements consentis pour la mise en évidence et l’exploitation du gisement. Son minimum varie de 10% à 30% et son maximum de 40% à 70% selon que le gisement soit conventionnel, non conventionnel, de géologie complexe ou dont l’exploitation nécessite l’utilisation d’une technologie sophistiquée telle que la récupération tertiaire.
En conclusion, il s’agit donc dans un premier temps d’un partage, de la valeur des hydrocarbures produits d’un gisement, entre l’Etat d’une part et le contractant. Le montant de la fiscalité pétrolière ainsi déterminé constitue la part de l’Etat, dite dans le langage pétrolier «government take», dans la valeur des d’hydrocarbures produits à partir des réserves dudit gisement dont il a la propriété.
Le reliquat de ladite valeur, partagée entre chacune des parties constituant le Contractant, est considérée pour chacune des dites parties comme richesse créée en Algérie et donc passible d’une fiscalité ordinaire.

de la fiscalité ordinaire due, au titre dudit exercice, par chacune des parties composant le Contractant
La loi relative aux hydrocarbures dispose que toute partie constituant le contractant est soumise à un impôt complémentaire sur le revenu «I .C.R» fixé à un taux de 30% Ce taux est réduit à 19% lorsqu’il s’agit hydrocarbures issus de réservoirs compacts ou de formation schisteuse, de gisements en déplétion nécessitant l’utilisation de techniques de récupération secondaires ou tertiaires, de gisement présentant une géologie complexe ou enfin de gisements marginaux. Ce taux de 19% est porté à 80% dès que la rentabilité dudit gisement atteint 20%. Elle permet aussi à ladite partie de consolider les résultats de l’ensemble de ses activités en Algérie liées aux hydrocarbures notamment le raffinage et la transformation des hydrocarbures ainsi que celles relatives à l’électricité et de bénéficier d’un taux réduit de 15%.

Faiblesse du système
3.1. calcul du taux de TRP la formule de calcul du taux de TRP annuel est basée sur la rentabilité du gisement tel qu’il est connu à la date de sa mise en production. Ceci a pour conséquence que les investissements réalisés avant cette date sont mieux rémunérés que les investissements d’exploitation dont la nécessité est impérative pour maintenir le niveau de production attendu notamment dans le cas de la production des hydrocarbures non conventionnels.
3.2. L’investissement étranger dans les activités autres que la recherche et l’exploitation des hydrocarbures ne pouvant s’exercer par une partie étrangère qu’à travers l’actionnariat avec une société publique algérienne celle-ci ne peut consolider les résultats desdits investissements qui ne sont pas les siens mais ceux des sociétés mixtes constituées.
3.3. La diversification des taux d’ICR pour promouvoir les hydrocarbures dont l’extraction nécessite de lourds investissements, n’a qu’alourdi le système.

III. Analyse de l’avant-projet de loi publié en mars 2019
De l’étude du document il ressort que :
III.1. sur le plan forme cet avant-projet est du point de vue fiscal une réplique de la loi en vigueur avec, sur le plan fond, des amendements importants à tendance fortement libérale. Ainsi notamment :

La classification du domaine minier en 4 zones sur la base des caractéristiques intrinsèques des objectifs pétroliers mis en évidence par des travaux de prospection ou de recherche d’hydrocarbures a été supprimée. La conséquence de cette suppression est que les zones sans difficultés techniques seront fortement demandées dans la mesures où le calcul du «government take » obéit aux mêmes règles quelques soient les difficultés qui seraient rencontrées lors de l’exercice des opérations pétrolières.

la structure du système fiscal a été maintenue même si la dénomination du deuxième segment , la taxe sur le revenu pétrolier (TRP), du « government take » a été remplacé par impôt sur le revenu hydrocarbure (IRH) et que l’assiette de calcul dudit revenu diffère par le fait que les tranches d’investissement ne sont plus majorées (uplifted) et que sont déduit aussi les coûts opératoires.

La formule de calcul dudit segment, qui actuellement est basée sur la rentabilité des investissements a été remplacée par une formule basée sur le gain du dollar investi qui, contrairement à la formule en vigueur ne prend pas en compte la valeur temps de l’argent.

En ce qui concerne la redevance, segment essentiel du calcul du « government take », l’avant-projet de loi ne fixe que le taux minimum de 10% et laisse donc ouverte la procédure de fixation du taux de redevance ce qui implique que le taux de 10% sera appliqué systématiquement quel que soit l’importance du gisement considéré.
III.2. le suivi et le contrôle de l’exécution des opérations pétrolières tant du point de vue technique, économique et financier l’avant-projet de loi retire ces prérogatives à ALNAFT pour les confier à l’Entreprise nationale, SONATRACH, qui devient ainsi juge et partie. Ceci a un impact important sur le « government take » dans la mesure où l’importance des coûts influe considérablement sur le calcul de ce dernier.
III.3. Incitations qu’apporte cette loi en termes de fiscalité en vue de rendre la réglementation encadrant les hydrocarbures plus attractive pour les compagnies étrangères. La majeur incitation qu’apporte cet avant-projet de loi est que si les pour un projet donné les conditions fiscales ne conviennent pas à une compagnie pétrolière celle-ci a la possibilité de contracter avec SONATRACH un contrat dit de partage production ou de service à risque ou sa part de profit est négocié avec SONATRACH.
III.4. L’intérêt du pays est d’attirer le maximum d’investissements pour accéder à ces réserves d’hydrocarbures alors que celui des compagnies pétrolières est que les investissements consentis aient un minimum de rentabilité. L’industrie pétrolière nécessitant, pour maintenir un niveau de production acceptable , des investissements continus, les formules aussi bien celle de la loi en vigueur que celle prévue dans l’avant-projet de loi ne permettent pas aux investissements post mise en exploitation d’avoir une rentabilité au moins égale à celle des investissements réalisés avant la mise en production.

  • Ancienne responsable juridique à Sonatrach, ancienne conseillère au ministère de l’Energie, spécialiste du domaine.