LA FISCALITE DES  HYDROCARBURES  EN RDC:

ANALYSE CRITIQUE  DE DEUX  LEGISLATIONS EN VIGUEUR

Par

MAPOTI SAYA MBONGO MONGA MOLAI

 

Introduction

 

Chaque  pays  définit  sa  fiscalité des  hydrocarbures  par  rapport  aux  objectifs  qu’il  s’assigne à travers sa politique pétrolière : exploiter le maximum d’hydrocarbures   aujourd’hui et en tirer  plus des  revenus ou,  planifier  dans  le  temps  son  exploitation    pour  assurer  les effets  aux générations  futures  ou  encore , prélever  aujourd’hui  les  droits  tout  en  garantissant  la  part  des  générations  à venir.

La  fiscalité  des  hydrocarbures est  comprise  comme un  instrument  de la  politique pétrolière  par  laquelle l’Etat exerce sa souveraineté sur  les  ressources  pétrolières   en contrôlant  les  consortium  ou les  compagnies  exploitant dans  le  territoire  national.

Fondamentalement,  la  fiscalité  pétrolière assure la  promotion  de la  production  pétrolière  à  un  niveau rentable et maximiser les recettes fiscales que l’Etat y retire. En d’autres termes, la  fiscalité pétrolière est un instrument de conciliation des intérêts de  diverses parties : l’Etat, propriétaire  des  ressources  du  sous-sol et  les  entreprises  exploitantes.

Elle est un  instrument de la politique pétrolière à travers  laquelle, l’Etat  contrôle  les  entreprises, assure le niveau de la production et  la  maximisation  des  recettes  fiscales.

Dans ce  contexte, le  rôle de la fiscalité  pétrolière  est  de  satisfaire  aux  intérêts  des   uns  et des autres,  à  assurer  les  prélèvements  des  recettes  de l’Etat  d’une  part,  tout  en garantissant  la  rentabilité des activités  pétrolières pour les entreprises  de l’autre. Depuis  le 01/08/2015 , date  de la  promulgation de la  nouvelle  Loi n°15/012 , la  RDC  vit  la coexistence  de  deux lois  pétrolières: la précitée et l’Ordonnance-loi n° 81-013 du 02/04/1081.

 

Dans  l’exposé des  motifs  de la  nouvelle  Loi, il  est  mentionné  que  l’objectif  de cette  dernière  est la  mise  en  valeur  de  ses  ressources  en hydrocarbure et la  satisfaction  du  besoin croissant d’énergie pour le  bien-être  de  la  population et le  développement des activités économiques. Il est vrai  que  l’ancienne  législation  avait  été  élaborée  pendant  un autre  temps, au moment ou le pays ne disposait pas d’assez expérience encore moins, beaucoup de compétence en matière des hydrocarbures.

Des  problèmes  étaient  soulevés  quant  à son  adaptation  à l’environnement  actuel et  des  lacunes  étaient  relevées  dans  son  application,  surtout  concernant le partage  des  ressources    avec le pays. De là, la  nécessité  d’actualiser  les  textes  de bases afin de  corriger  les  erreurs  du passé.

Mais, d’aucuns ne cessent de poser des questions sur  la  nouvelle  Loi : est-elle  venue corriger  les faiblesses constatées dans l’ancienne  législation ?  Si non, qui peut-on, qu’attendre  d’elle  dans  cette  période  de trouble  pour  l’industrie  pétrolière ?

 

Les  hydrocarbures constituent un produit  stratégique  pour l’humanité, dès lors qu’ils  influent  encore  largement  sur  la vie  de l’économie  mondiale  et sur celle  de la  RDC.

Bien  que  petit  producteur aujourd’hui, l’impact des  hydrocarbures  sur l’économie nationale  est significatif et la RDC est appelée, avec ses  potentialités, à devenir un grand pays pétrolier. Pour  cela, elle  est appelée à mettre sur  pied  des  lois  en adéquation  avec les intérêts vitaux du pays et avec la  protection de son environnement.

 

Cet article comprend trois points. Outre l’introduction et la conclusion qui le fait culminer, le  premier  point décrit le cadre  juridique  régissant  les  activités  pétrolières  en RDC,  partant  des anciennes  lois, des conventions  jusqu’à la nouvelle loi  n°15/012, du  01/08/2015. Le deuxième point présente les régimes fiscaux des conventions et celui  de la Loi 15/012   en rapprochant les deux  régimes : les contrats de concessions signés en 1969  et  la  nouvelle  Loi  n° 15/012. Le troisième, enfin, présente  l’étude  comparative des  régimes fiscaux  des  Concessions  et  celui de la Loi  15/012. Des suggestions  pour  améliorer   la  fiscalité  des  hydrocarbures en R.D.C  sont  proposées.

 

I  DU CADRE JURIDIQUE  DE   BASE

 

I. 1.  Les  textes  légaux et réglementaires

 

Les  secteurs des  mines  et des  hydrocarbures  ont  toujours  été  encadrés par  un  même texte législatif : il  s’agit de  l’Ordonnance-loi n° 67-231, du 11  mai  1967, modifiée et  complétée par  l’Ordonnance-Loi n°81-013, du  02  avril 1981,  portant législation générale sur  les mines  et  les  hydrocarbures. La  loi  n° 007/2002,  du 15 juillet 2002,  portant Code  Minier  vient créer la  séparation de  ces  deux secteurs, en laissant  les  activités  des  hydrocarbures  à  l’ancienne  Loi  évoquée  ci-haut.

Pris  dans  l’ensemble, le  secteur  pétrolier  en RDC  comprend d’une  part ; les entreprises  productrices  des  hydrocarbures  liquides  et  gazeuses  et d’autre part , l’entreprise de  raffinage  des  bruts  et  celles   de distribution  des produits pétroliers. Pour cela, rappelons que seul l’amont  pétrolier  bénéficie d’une  fiscalité  d’exception  alors que celles  de la  seconde  catégorie ( l’aval pétrolier) sont soumises à la  fiscalité du droit  commun. Aussi, ne cesse-t-on pas de soutenir que la fiscalité  pétrolière congolaise soit perçue comme un système  dualiste reprenant à la fois, les dispositions fiscales  du droit commun, et les  dispositions conventionnelles  avec  des  prélèvements fiscaux et parafiscaux particuliers. Ce mélange hybride a été voulu par  l’Ordonnance-Loi 81-013.

 

1.1.1 L’Ordonnance-Loi n° 81-013, du 02 avril 1981, portant législation générale  sur les Mines et les  Hydrocarbures.

 

Comme dit ci-haut, les articles 1 à 78 de   l’O.L. 81-013 ont été abrogés par la Loi 007-2002 du 11 juillet 2002, portant code minier, à l’exception, toutefois, des dispositions applicables aux hydrocarbures, c’est à dire, à partir de l’article 79 et les  suivants.

Publiée au  Journal-Officiel   n° 8  du 15/04/1981,  modifiée   et  complétée par  l’O-L n°82-039, du 5/11/1982 et par la  Loi 86-008, du 27/12/1986, l’O.L. 81-013  est  l’unique  texte   qui  régissait  le  secteur des  hydrocarbures jusqu’au premier août 2015, date de la  promulgation  de  la  Loi n° 15/012,  portant  régime  général  des  hydrocarbures.

 

1.      De la durée des  concessions  pétrolières selon les conventions du 09 et 11 août 1969.

La durée cumulée des conventions d’exploration et d’exploitation du pétrole en R.D.C   peut atteindre 85 ans.

L’exploration :   sa  durée  est  de  cinq ans,  renouvelable  deux  fois[1].

L’exploitation : sa  durée  est  de trente ans,  renouvelable  deux  fois pour  une  période  de  vingt  (20)  ans[2].

Le  renouvèlement  de la  convention OFF SHORE

La  concession maritime d’exploitation pétrolière a été renouvelée une fois, à la  date   de prise d’effet le 22  novembre 2003. Cette durée de convention est prorogée jusqu’au 22  novembre  2023.

Le  renouvèlement  de la  convention ONSHORE

Le premier renouvèlement des concessions terrestres d’exploitation pétrolière est accordée  le  11  août  1969 et qui à effet  à la date  du 29  septembre  2009,  pour  les  concessions Est Mibale et Liawenda-Kinkasi et qui  prendra effet, à la date du 24 juin 2014, pour la concession Muanda-Banana.

En conséquence, la  prorogation de la  durée  des concessions  va  jusqu’au 30 septembre  2029 pour les deux  premières concessions(Est  Mibale et Liawenda-Kinkasi) et, jusqu’au  25 juin 2034  pour  la  dernière  concession (Muanda – Banana).

    2   La Loi  n° 15/012,  du  1 er août 2015, portant  régime général des  hydrocarbures

Cette Loi met  en place des  mécanismes de renforcement des  activités de prospection, ,d’exploration et  d’exploitation  des  hydrocarbures en vue  de  leur  évaluation  et  d’un  partage  équilibré de la rente  pétrolière. Elle dispose également des principes devant, dorénavant, régir  les  activités de raffinage, de transport-stockage  et de distribution  des  produits  pétroliers.

1.      De l’autorisation de prospection

Elle  est  accordée  par  le  Ministre  ayant les  hydrocarbures  dans  ses  attributions, et  est  valable  pour  une  durée  de  douze mois, renouvelable  une  seule  fois  pour  une  durée  de  six mois. Elle   n’est ni  cessible, ni transmissible[3].

Les  droits  d’exploration  et  d’exploitation des hydrocarbures sont accordés en vertu d’un  contrat de  partage  de  production ou  un contrat  des  services par  bloc à la  suite  d’une  procédure d’appel   d’offres.

2.      Du droit d’exploration.

Ce  droit  est  accordé  au contractant pour une durée  initiale  de  trois ans à compter de la date d’entrée en vigueur du contrat. Il est  renouvelable deux  fois  respectivement  pour une  durée  de  trois  ans.

3.      Du droit  d’exploitation

Il  est  exclusif,  il  est  accordé  pour  une  durée  qui ne  peut  excéder  vingt (20) ans. Il  est  renouvelable  une  seule  fois pour  un  terme maximal  de  dix  ans[4].

La  loi 15/012 s’applique également aux hydrocarbures  non-conventionnels, sauf sur la durée  de la  période d’exploration qui peut excéder dix ans et  la  période  d’exploitation  n’excédant  pas  trente ans,, en ce, compris, la  période  de  renouvellement[5].

Les cinq hydrocarbures non-conventionnels retenus  au  sens  de  la  Loi 15/012  sont :

-          les  bitumes ; 

-          les  schistes bitumeux ; 

-          les  sables  bitumeux ; 

-          le  gaz de  charbon  et le  gaz  de houille ;   

-          le  gaz  des schistes.

Les  activités  d’hydrocarbures  en  aval  sont :

-          le  raffinage ;

-          le  transport-stockage des produits pétroliers ;  

-          la  fourniture des produits pétroliers ;

-          l’importation  et  commercialisation des produits pétroliers ;

-          l’industrie  pétrochimique.

 

I. 2   DES CONTRATS   PETROLIERS

 

Le  pétrole  brut  enfoui  dans  le sous-sol  est,  en principe,  la  propriété  de l’Etat. Son exploitation est soumise à une autorisation de celui-ci. De là, l’octroi des titres   d’hydrocarbures. Il  existe  plusieurs  types  de conventions  d’hydrocarbures.

Selon Bakandeja  wa  Mpungu, une convention  pétrolière  se  réfère à ‘’ tout   contrat  type conclu  par l’Etat  avec une ou des sociétés pétrolières pour effectuer,  à  titre  exclusif,  la recherche  et l’exploitation  des hydrocarbures  à l’intérieur  d’un  périmètre bien défini’’.[6]

De  nos  jours,  trois  principaux types  des  contrats ou  conventions sont  plus  utilisés :

-      le  contrat  de  concession ;

-      le  contrat de partage  de production (CPP) ;

-      le  contrat  de services ;

une  autre  variante  du contrat est  observée  en  Iran : le  contrat  de buy-back.

1.2.1  Du  contrat  de concession

 

Le contrat de concession fut le  premier  à  être  utilisé  dans  le  secteur  pétrolier. Il   mettait  la  production du pétrole sous le  contrôle entier des  compagnies  possédant  à la  fois,  les  capitaux  et  la  technologie.

La  concession  est  la  conséquence logique   du principe   de domanialité  publique  du  sol  et  du  sous-sol, laquelle implique que  les  compagnies exploitantes privées   n’intègrent  le secteur  qu’à  la  suite   de l’autorisation  accordée  par  l’Etat à  travers un  contrat  dit  de  concession.

J. Devaux-Charbonnel  définit la concession pétrolière comme un acte par  lequel un  Etat accorde à un tiers, pendant  une  certaine  durée   et  sur une  certaine   superficie, le  droit  exclusif  de rechercher des gisements d’hydrocarbures et, en cas de découverte, le droit exclusif d’exploitation des produits et d’en disposer librement, sous réserve de remplir certaines  obligations  techniques, financières  et économiques.[7]

 1.2.2  Le  contrat  de partage  de  production  (CPP)

 

Il  s’agit  de l’accord  aux  termes  desquels,  le  groupe  pétrolier  qui a financé tous  les  investissements de recherche et  de développement  du  gisement découvert,  amortit ses  frais  par la cession d’une quote-part  de la  production  et,  est  rémunéré   en recevant   gratuitement  une  part   de production  restante.[8]. Par  ce contrat, le  titulaire  assure  le  financement de   ces  opérations pétrolières, tandis que  la  production  d’hydrocarbures  est affectée  au  remboursement  des coûts pétroliers effectivement supportés  par  le  titulaire,  pour  la  réalisation   des  opérations  pétrolières. Cette  part est appelée, « cost oil » ou  «  production pour la récupération  des  coûts ». Le  solde   de la  production    totale   d’hydrocarbures, après  déduction   de la part prélevée au  titre  du  cost oil,  communément  appelé  « profit oil »  ou  «production   pour  la  rémunération »  est partagé   entre   l’Etat  et le  titulaire, selon les  modalités  fixées  par le  contrat pétrolier.

Les  partenaires sont  associés dans  le  résultat de l’exploitation, et se partagent  le  profit oil   suivant  le  prorata  de  répartition figurant  dans le  contrat de partage  de production. Ceci  permet à l’Etat de bénéficier du  savoir-faire et  du  transfert  de technologie,  et  de  se construire  une  industrie   d’hydrocarbures  personnelles.[9]

S’agissant du gasoil, il engage le consortium à exécuter  et à financer,  à ses risques,  toutes les  opérations  d’exploration, de développement et  de production et, en contrepartie, il  dispose d’une  partie  de la  production : le « cost oil »  dont  la  vente  permettra le  remboursement  de toutes  les  dépenses : celles des  investissements  et les coûts  opérationnels.

Le  cost oil  est  donc la  part de la  production  destinée au  remboursement   des  dépenses d’exploration, de  développement  et d’exploitation  réalisées  dans  le  cadre  du contrat  de partage de production.

 

Quant au profit, il est le  solde de la production  qui  est par la suite partagé dans  des  proportions  et suivant  des modalités définies, avec l’Etat (ou la  société nationale désignée  par  lui) moins le cost oil..

Ainsi, la  production nette.

 

Profit oil = Production nette – cost oil.

 

1.2.3     Le  contrat  de services.

 

Le contrat de services s’apparente aux  contrats  de partage  de production, mais  avec  la   différence  essentielle  que,  le  remboursement  de ses  dépenses   et la  rémunération  de  ses  services  sont établis sur  une  base monétaire. Ce  contrat  prévoit une  rémunération du  titulaire en espèces, au lieu d’une rémunération par une  partie  de la  production  d’hydrocarbures. Dans ce cas, les compagnies sont rémunérées par le pays d’accueil pour les services qu’elles fournissent, elles n’assurent pas la commercialisation de la  production et ne peuvent donc bénéficier   du  cours  du brut.

En  d’autres  termes, le  contrat de  services est celui par lequel  un tiers procède, pour  le  compte  de l’Etat ou de la  société nationale, à ses  propres risques  et frais, ou  sur financement  de l’Etat, en cas  de contrat d’assistance technique, à la réalisation de tout ou partie des  travaux pétroliers pour la mise en valeur d’un  bloc  moyennant  une  rémunération adéquate  en espèces[10].

 

II.   LES  REGIMES  FISCAUX  DES  CONVENTIONS  ET CELUI  DE LA   

      LOI 15/012

II. 1. Architecture des prélèvements fiscaux  et parafiscaux à travers les deux conventions    

 

L’architecture de la fiscalité pétrolière  congolaise varie  en fonction  des  conventions.   Il existe deux architectures pour les  deux conventions de 1969 et  une  autre  pour  les CPP  signés dans la suite.

II.1.1  De la  fiscalité  en  offshore

 

En offshore, les prélèvements  sont  opérés à la  fois  par  la  DGRAD  et  par la  DGI.

1.      Par   la  DGRAD en dépit de l’existence des obligations conventionnelles:

-          la  taxe  de  statistique  1% du  Chiffre  d’affaires FOB;

-          la  taxe  sur la marge  distribuable  40 % de la marge distribuable ;

-          la  taxe  de participation 20 % de 60 %  restant  de la  Marge  Distribuable appelée  la  Marge  de Participation.

2.      Par la  DGI :

-          l’impôt  sur  les  bénéfices  et profits  à  40 %  sur le  bénéfice  net. Il s’agit du taux qui doit  rejoindre  celui  du droit commun  à 35 %   dès  que  l’avenant y relatif  sera signé, payable  par  avances  mensuelles de 75 %  des bénéfices  prévisionnels ;

-          l’impôt professionnel sur les  rémunérations (IPR) selon le  barème à taux  progressifs, les  pétroliers  ne sont que des collecteurs, car ce sont les employés qui en sont des  redevables  réels.

Précisons  que  la  marge  distribuable  est  la  différence  entre  le  chiffre  d’affaires  et  les  dépenses opérationnelles, y  compris  la  taxe  de statistique reprise comme  dépense  déductible.

 

3.      Les  obligations  conventionnelles

-          le social  et le développement  du territoire de Muanda : 150 000,00 $ ;

-          la formation du personnel    Etatique                              : 150 000,00 $.

Cette  convention fut signée le 9 août 1969, et a déjà  connu sept avenants de 1969  à  ce  jour.  Elle  concerne  une  concession  avec le  titre  n° 177, valide  jusqu’au  20  novembre 2023.

Les  titulaires  des intérêts  sont :

-          Muanda International Oil Company (MIOC)  du   groupe  PERENCO :   50    % 

-          TEIKOKU Oil  (RDC  CONGO) Ltd                                                     : 32,28 %

-          ODS CHEVRON                                                                                    : 17,72 %.

Les titulaires des concessions:

-          SOREPLICO    SARL;

-          JAPECO  SARL;

-          SOLICO SARL.

La  participation   de l’Etat  est  de   20 %.  

 

 

II.1.2   De la fiscalité en onshore

 

Les  prélèvements   opérés  par  la  DGRAD :

-          Royalty  12,5 % de la  production  fiscalisée ;

-          Taxe de participation de l’Etat   15 % du  Solde   (Bénéfice- IBP) ;

-          15 % de participation COHYDRO : du solde bénéfice  - IBP-15 %  de participation de l’Etat (la participation de COHYDRO   se  retrouve   seulement dans  LIREX).

Les  prélèvements   opérés  par la  DGI :

L’IBP  de  40 % ( puis  à 35 % après  l’avenant) du  bénéfice  net,  payable  par  des  avances  mensuelles de 20 % des productions  fiscalisées. Le solde est payable  à l’échéance  de dépôt  de déclaration  fiscale   du   30 avril N+1.

Les  obligations  sociales  conventionnelles de ON SHORE

-          60 000,00 $,  pour le   social  en faveur  du  territoire  de Muanda ;

-          150 000,00$ pour la formation du personnel étatique/ payés au Ministère des  Hydrocarbures ; 

-          150 000, 00 $ pour  la  formation  LIREX/Cohydro.

 

Convention   Onshore :

 

Signée  le  11  août 1969, elle  a  huit  avenants  à  ce  jour  et, porte  sur  trois  concessions :

Le  titre n° 179 :  Est-Mibale .validité  jusqu’au 30  septembre 2029 ;

Le  titre n° 180 : Liawenda-Kinkazi, validité jusqu’au 30 septembre 2019 ;

Le  titre n° 191 : Muanda-Banana, validité  le  25  juin 2034.

Les  titulaires   des  intérêts dans  le joint venture   sont :

-          Perenco Rep    :  54,54 55 % ;

-          LIREX SPRL  ( dont COHYDRO)   :  45,45 45 % .

Les  titulaires  de  concessions : L’Etat  détient  15 %  de  participation.

-          SOCOREP  SARL ;

-          KIN REX SARL.

En  off shore.

Cet  espace  du  littoral maritime  congolais  englobe    une   concession d’exploitation totalisant   environ 1 000 Km²  incluant  des  gisements  de maturités  diverses, les  principaux  sont :Mibale, Motoba,  Lukami, Tshiala, GCO , GCO Sud, GCO Ouest, Libwa, Misato, Mwambe, Moko.

Une  seule  concession est attribuée   suivant le  titre n° 177,  valide   jusqu’au  20  novembre 2023.

II.1.3.  Le  régime  fiscal  de   la  Loi 15/012  du  01/08/2015

 

Les  blocs  sont  catégorisés  en  quatre zones fiscales  en raison  des  caractéristiques  géologiques  et environnementales. Il s’agit  de la :

-          la zone  fiscale  A ;

-          la zone  fiscale  B ;

-          la zone  fiscale  C ;

-          la zone  fiscale  D.

Sans  préjudice  des  exonérations  accordées  par  la  Loi, le  contractant  est  assujetti  aux  impôts, taxes  et redevances  ci-après : 

-          les  royalties ;

-          la  part du profit-oil  de  l’Etat ;

-          la   part de  l’excess-oil   de l’Etat ;

-          le  bonus  de signature ;

-          le  bonus  de droit  d’exploration ;

-          le  bonus  de renouvellement  de  droit d’exploration ;

-          le  bonus  de  renouvellement de  droit  d’exploitation ;

-          le  bonus  de l’avenant ;

-          le  bonus  de  la première   production ;

-          la redevance superficiaire ;

-          la  taxe  statistique ;

-          le  paiement    d’un document   administratif ;

-          l’impôt  exceptionnel  sur  les  rémunérations  du personnel expatrié ;

-          l’IPR/Nationaux ;

-          la  TVA à l’intérieure   sur  la  consommation  locale  en phase d’exploitation ;

-          la  taxe  sur  toute  forme de  cession de droits  ou d’intérêts  en phase d’exploitation.

 

1.      Du  bonus

Le  bonus    est une  prime  dont  la  hauteur est fixée  par  rapport aux  zones  fiscales  prévues  par  l’art.124  de  la  présente  Loi,   est payée  à l’Etat  à la  survenance  des  événements  suivants :

-          la  signature  du    contrat  par  les parties ;

-          l’enregistrement  de droit  d’exploration ;

-          le  renouvellement   du  droit  d’exploration ;

-          le  renouvellement   du  droit  d’exploitation ;

-          la  signature  de  l’avenant ;

-          la  production  du premier  baril.

 

2.       Des  royalties  et  des  taxes

Les  royalties  sont  prélevées  sur  la  quantité  des  hydrocarbures  produits  à la  tète  du puits, déduction  faite des  eaux  et  des  sédiments  produits, des  quantités  utilisées  dans    les  opérations pétrolières  et  des  coûts  de  transport   des  installations  de production  jusqu’au point  d’exportation .

La déduction est subordonnée à l’avis favorable du Ministre ayant les  hydrocarbures  dans  ses  attributions, après  le  rapport   du  contractant.

Les  royalties  sont  perçues  soit  en nature, soit  en espèces. Les  taux  varient  selon    les  zones.  Le  CPP  ne  peux  fixer  des  taux  inferieurs  à ces   minima :

-          la zone  fiscale  A : 12,5 %

-          la zone  fiscale  B :    11 %

-          la zone  fiscale  C :   9,5 %

-          la zone  fiscale  D :     8 %

 

3.      De la  redevance  superficiaire 

La redevance superficiaire est  payée  annuellement  et  est calculée  sur  base  de la  superficie  du bloc  en phase   d’exploration  ou du  bloc  en phase  d’exploitation. Le  taux  est  fixé, en  phase d’exploration, en CDF par  Km²  équivalent  à 100 $  au  taux  du jour  de transaction et, en  phase  d’exploitation   en  CDF par  Km² équivalent  à 500 $  au  taux  du jour  de transaction.

 

Du  profit  oil

C’est  la  part résiduelle  de la production qui  se  dégage après le  prélèvement  des  royalties  et  du cost stop, laquelle  est partagée  entre l’Etat  et  le contractant, suivant un barème progressif. Toutefois, la part minimale du profit oil  revenant à l’Etat  ne  peut être  inférieure à :

-          la zone  fiscale  A : 45 %

-          la zone  fiscale  B : 40 %

-          la zone  fiscale  C : 40 %

-          la zone  fiscale  D : 35 %

Lorsque  le  prix   du baril   du pétrole   brut servant  au calcul  de la  valeur  de la  production   faisant  objet  du partage   se  situe   au dessus   du  seuil   du prix haut  du  contrat, il  se  dégage  un profit  exceptionnel  appelé super profit oil. Dans  ce  cas, le  partage  se fait  en faveur  de l’Etat (article  136 de  la  Loi 15/012).

Le  contractant doit  tenir  compte  des  impacts sociaux sur  les  populations directement affectées  par les travaux pétroliers. Il doit financer chaque année,  des  projets  sociaux   et  de développement durable, en  phase d’exploration  par  une contribution  pour  les  interventions  sociales et en phase d’exploitation, par  la constitution  d’une  provision  pour  les  interventions  sociales  correspondant  à 0,5 %  de la part  du  profit   oil   du   contractant, elle    est  récupérable  au  titre   des  coûts    d’exploitation (article  138  de   la  Loi 15/012).

Le  régime  fiscal   du contrat de  services   est fixé  dans  le  contrat (art.  139 de la  Loi 15/012).

 

II.1.4  Le  régime  douanier des activités   d’hydrocarbure  en amont

 

Le  contractant  est  soumis  au  régime  douanier  de droit  commun, à l’exception :

-          des  opérations  d’importation et d’exportation  des  biens  spécifiquement  destinés  aux  opérations pétrolières;

-          des opérations  d’exportation  d’hydrocarbures  bruts.

 

III. ETUDE COMPARATIVE DES REGIMES FISCAUX DES     

        CONCESSIONS ET CELUI  DE LA  LOI  15/012

 

III.1.  Le Rapprochement  entre  les  deux fiscalités  des hydrocarbures

III.1.1. La  fiscalité  pétrolière en  RDC avant  la  Loi n° 15/012  du 1/08/2015

Les  principales caractéristiques de la fiscalité  pétrolière en R.D.C avant  la  Loi n° 15/012  du 1 er  août 2015 sont les suivantes:

-          une fiscalité qui n’intéressait que l’amont pétrolier, c'est-à-dire, la recherche et  l’extraction d’hydrocarbures, en excluant les activités en aval : le raffinage et la  distribution ;

-          le   contrat  des  concessions  était  le  seul   conclu ;

-          la  propriété de l’Etat  sur  les  ressources  d’hydrocarbures  du sous-sol  jusqu’à la  tête  de  puits ;

-          les contrats ne  concernaient  que  les  hydrocarbures  liquides  et gazeux  conventionnels ;

-          l’exonération totale des  importations réalisées  par les  pétroliers producteurs ;

-          le  rapatriement  de  40 %  des  ventes de  pétrole brut au pays ;

-          un ensemble des  dispositions dérogatoires  au droit  commun. Cette  fiscalité était   reprise  dans chacune des conventions et  contrats et , intégrait à la  fois , des  prélèvements fiscaux opérés  par  la Direction Générale  des  Impôts (la  DGI) et  des prélèvements  parafiscaux  opérés  par   la Direction Générale  des  Recettes Administratives, Judiciaires, Domaniales et  de Participations  (la  DGRAD).

Conformément  à la  convention  relative  à l’exploitation des  hydrocarbures   et  aux  contrats  de partage  de production, l’administration des  recettes  non fiscales (la DGRAD)  perçoit  les  droits  dus par les  entreprises  de production  au profit  du  compte  général  du trésor  public.

-          L’ordonnancement, le  recouvrement  et le  contrôle  des  recettes  non fiscales  à  charge  de  pétroliers  producteurs, relèvent   de la  compétence  de l’administration  des  recettes  non fiscales.[11]

III.1.2.  Des  dispositions  de la  nouvelle Loi  n°15/012  du 1/08/2015

Ces dispositions, en vertu de la nouvelle loi n°15/012, du 1^er août 2015, prônent :

-          l’élargissement de champs   de la  Loi ,  de  l’aval  à l’amont  pétroliers ; regroupant    les  activités  de raffinage,  de  transport-stockage  et  de  distribution  des produits  pétroliers;

-          la  mise  en  place  d’un  régime  d’hydrocarbures  basé  principalement  sur  le contrat  de partage  de  production  et subsidiairement sur le  contrat  de service ;

-          l’affirmation  de la  propriété de l’Etat  sur  les  ressources  d’hydrocarbures  du sous-sol  jusqu’au  point  d’exportation ;

-          la prise en compte de  toutes  les ressources  d’hydrocarbures, conventionnelles  et non conventionnelles :  les  bitumes ; les  schistes bitumineux ; les  sables  asphaltiques ; les  gaz  de  charbon   et le  gaz  de houille   et  le  gaz  des  schistes

-          le  rapatriement  de  40 %  des  ventes de  pétrole brut au pays ;

-          les  dispositions  sont  également  dérogatoires  au droit  commun ;

-          la  création    d’un fonds  en faveur  des générations  futures ;

-          la  participation  de  la  société  nationale  aux  activités  des  hydrocarbures  en  amont  est  de  20 %  au minimum, elle  ne  peut  être  cédée ;

-          le  délai  de paiement  de la  royalty en  espèces  est  de 45 jours à compte  de la  fin  du mois  concerné par  la  vente (article  272   du Décret n°  16/010  du 19/04/2016) et pour le profit oil de l’Etat (article 293 Décret 16/010) ;

-          les  droits  d’hydrocarbures  en  amont sont  distincts  et  séparés   des  droits  fonciers,  forestiers et miniers.  Le  droit  d’exploration  peut  porter  sur  le  terrain  déjà couvert   par  le  droit   foncier, forestier  et/ou minier.

Le  principe d’antériorité  ou d’expropriation  selon  les  intérêts   nationaux  priment  en vue  d’éviter la  superposition  des  droits  et  titres  sur   une  même surface (art.  24 de la  Loi 15/012).

III.2. Des  propositions d’amélioration

 

III.2.1. Des secteurs  économiques et  financiers

 

1. Du rapatriement des devises issues des exportations du pétrole

 

Les  deux  conventions et  la  Loi 15/012  du 1/08/2015 fixent  à 40 % la  part  des  devises  à  rapatrier par les exportateurs  pétroliers. Les  dispositions conventionnelles  actuelles obligent les exportateurs du pétrole brut  congolais à rapatrier au  pays 40 % des  ventes et de garder 60 % à  l’étranger.

C’est une mesure  à vocation hautement monétaire et  financière  pour  l’économie  du pays.  

Nous  proposons  que  le  taux   de  rapatriement  de devises  au  pays passe  de  40 % à 80 %. Un tel changement est susceptible d’engendrer des retombés économiques et financiers suivants :

-         augmentation de la  réserve  de change dont le pays a besoin  pour maintenir  la  valeur  de la  monnaie; 

-         amélioration de la  balance  des  paiements  du pays  en  dotant celui-ci des  moyens  des  paiements  internationaux.

2.  Des  exonérations   douanières

 

Les  dispositions  conventionnelles et  légales  exonèrent  leurs  importations  des biens et matériels des droits d’entrées et, les exportations du pétrole brut  des  droits  de sortie.

Notre analyse sur  la nature  des biens qu’importent  les  sociétés  pétrolières  indique  que  ce  sont  des  produits  alimentaires : le  lait, le  café, de l’eau, les  boites  de conserve… ;les matériaux de  construction, les  véhicules,  les transformateurs  électriques…  

Ces   exonérations   revêtent  un  caractère  ambivalent par rapport aux objectifs  économiques du pays, elles  (Ces  exonérations)  sont  à la  base  des   comportements anti- économiques :

-         l’abandon systématique  du marché  local  par  les  pétroliers  producteurs ;

-         la  consécration de la  concurrence  déloyale.

En  s’approvisionnant  directement à  partir des  pays  d’origine  des  capitaux,  sans  les  droits  d’entrée ( les droits  de  douane, la  TVA à l’importation  et  autres  taxes), certains  produits  de consommations  courantes  vendus  localement  deviennent  plus  chers  tandis que  pour les  pétroliers, ses  produits sont  acquis  à  bas  coûts,  même  pour  des biens   non  liés  directement  à l’activité  pétrolière  comme  les  produits  alimentaires.

Signalons  que  les  droits  d’entrées  en  RDC  représentent entre  25 à 40 %  des  prix   des produits   importés  mis  en vente  au  pays.

 

3.  Consécration de la  concurrence  déloyale

 

 

Les opérateurs  économiques  qui   se  ravitaillent  de l’extérieur  du pays  vendent  en  intégrant   dans  leurs  prix  de ventes  les  droits  d’entrée. En  revendant  à l’intérieur  du pays, leurs clients achètent  les  mêmes  produits  que  les pétroliers,   mais  plus  chers qu’eux ;  Les  règles  du marché  sont  ainsi  faussées.

proposition

Dans  notre  proposition,   nous  estimons  que  seuls, les biens, les matériaux    et les matériels  non fabriqués localement , c'est-à-dire dont  le pays  n’est pas  en mesure  de fabriquer, peuvent  être  importés  sans  les  droits  d’entrée , pourvu  qu’un  texte  légal soit pris par  l’Autorité  politique compétente, reprenant tous les matériaux et les  équipements    utiles  et  directement   liés   à  l’activité  pétrolière . 

Les  approvisionnements  extérieurs devraient servir à importer des matériels  et  équipements  de  haute  technologie afin d’aider le pays à disposer de l’outil de production  plus  performant.

 

 

III.2.2. Le  secteur  comptable avec incidence sur les recettes publiques

 

Parmi  les  prélèvements  qu’opère  l’Etat sur  les pétroliers  producteurs, les  uns  sont  effectués  sur  les  ventes,  les  autres  sur  les  revenus  nets  comme  le  bénéfice  ou  la  marge  distribuable en offshore. De là, la  nécessité d’une bonne évaluation  des  revenus.

 A ce propos, la  tenue  d’une  bonne  comptabilité dont  les grandes lignes doivent  être  clairement  reprises dans les  conventions  est  exigée.

De l’examen  de  deux  conventions et de la nouvelle  Loi, il en ressort  des  lacunes sur les dispositions comptables spécifiques à l’industrie pétrolière ,  notamment à  propos du traitement  de certaines charges et de certaines pratiques  comptables, lesquelles  ne  sont  pas  clairement  explicites  dans  les  conventions, ni  dans  la  Loi.

Il s’agit, entre  autres,  des  cas  suivants :

 

1.      Du principe du   prorata temporis

Ce   manquement  à la  législation  fiscale  ne  peut  être  observé  qu’ en onshore, car  c’est  là  que l’amortissement  linéaire  est  pratiqué. Le  cas du  non-respect  du  principe  de prorata temporis  consacré  par  l’article 43 ter C de l’O.L.  69/009 stipule de la  manière  suivante « …si  le  point  de départ  se situe  en  cours  d’exercice  du bien, la  première  annuité  doit être   réduite  au prorata  temporis  à compter  du premier   jour  du mois  de  mise  en  service  du bien…. » :

Quelques  cas  de la non-observance  de principe  de prorata temporis :

 

1.      Cas Perenco  rep/J.V 2007

Tableau n  1 . La non-observance  du principe  de prorata temporis

N°	Compte (a)	Intitulés comptes (b)	Mise en service (c)	Valeur d’acquitision (d)	Annuité Comptabilisée (e)	Annuités prorata (f)	Ecarts à réintégrer (e-f)
01	22 61 500201	LIAWENDA sondes  Corporelles.	01/12 au 31/12/2007	6 891,43$	689,14$ (10%)	57,428 $ 1/12 mois	631,71 $
							631,71 $

 

-         Perenco rep/2008

Tableau  n° 2. : La non-observance  de principe  de prorata temporis

N°	Comptes (a)	Intitulés comptes (b)	Mise en service (c)	Valeurs d’acquisition (d)	Annuités Comptabilisées (e)	Annuités prorata (f)	Ecarts à réintégrer (e-f)
01     02     03       04     05     06	2231100035   2231100036   2231100037 au ……..39   22 50 000105   2250000104   2231100036	TRACTEUR     TRACTEUR     TRAILOR FRUEHAUF ESSIEUX   Camion     Mat. roulant Logistic   TRACTEUR	02/8 -31/12/2008   02/8 au 31/8/08   11/12aout Au 31/12/ 2008   31/12 au 31/12/08   01/5-31/ 12/2008   31/12-31/ 12/2008	19 709,60$     19 709,59$     16 400,58$       317 011,59  $   135 950,73$     6 620,38 $	5 912,88 $ (30%)     5 912,88 $ (30%)   4 920,174 $ (30%)     105 670,53$ (35%)   45 316,91ù (33,3 %)   1 489,58 $	5/12mois 2 463,70$   2 463,70$ 5/12mois   2 050,0725$ 5/12mois     8 805,877$     30 211,27$ 8/12 mois   124,13 $	3 449,10$     3 409,18 $     2 870,1015$       96 864,65$     15 105,63 $     1 365,44 $

Perenco-rep/2009

Tableau  n° 3 : la non-observance  de principe  de prorata temporis.

N°	Comptes (a)	Intitulés comptes (b)	Mise en service (c)	Valeurs d’acquisition (d)	Annuités Comptabilisées (e)	Annuités prorata (f)	Ecarts à réintégrer (e-f)
01     02       03       04	2240100230     2240100233       2240100234       2240100230	EAST MIBALE TANK DRLW Liawenda     Pipe line remplacement       East Mibale tank	31/12-31/ 12/2009   30/6 -31/ 12/2009     01/07-31/12/09	82 138,00$     862 800,43$       450 022,88       5 114,09 $	4 791,38 $     776 520,39 $ ( ? %)     271 123,73 $ ( ? %)     4 791,30 $	684,48  $ 1/12 mois 8 213,80 $ 43 140,0$ 6/12 de 86 280,04$   26 251,33 7/12 de 45002,28$   511,4 $ 10% de Vo	4 106,89 $     733 380,39 $       244 872,39$       4 279,90 $

 

La   Loi 15/012   du 01/08/2015  n’a  pas  apporté  d’amélioration  aux  problèmes  d’amortissements  tels qu’évoqués  ci-dessus,  comme  pour  les  autres  problèmes  liés  à  la  comptabilité.

Ainsi, nous  proposons  l’alignement  des  sociétés  pétrolières au  régime  fiscal  de  droit  commun en  matière  d’amortissement,  en reprenant  les  trois  méthodes prévues  par  la  législation  fiscale  congolaise  selon l’article  43 ter C  de  l’O.L 69/009, il s’agit  de :

-      la  méthode   linéaire ;

-      la  méthode  dégressive ;

-      la  méthode  exceptionnelle.

2.  Du traitement  fiscal des  charges nommées   « Les  overheads »

 

Pour être déduite fiscalement, une charge doit remplir certaines conditions:

-          être liée à  l’exploitation,

-          appartenir à l’exercice comptable concerné,

-          d’être en mesure de présenter des  justifications valables (pièces comptables).

Les charges  overheads  sont   des frais  généraux facturés  par  la  maison-mère.  

Ils représentent la  contrepartie  de  différentes  interventions  et  prestations  que  la  maison-mère (Perenco RDC  SA) ‘’ réaliserait’’  en faveur des  activités  de  ses  filiales de la R.D. Congo en jouant le  rôle  de représentation  dans  les  dénouements  de certaines  transactions.

Le mode de calcul de ces frais est fixé par les accords JOA  (Joint-venture Operating Agreement) avenant n°1 point J. et sont calculés  de manière  forfaitaire et  en fonction des niveaux des dépenses engagées au pays. Les ‘’overheads’’ sont calculés en fonction des charges comptabilisées et fiscalisées. Il s’agit d’un calcul qui est  automatiquement opéré dans  le  système  informatique de l’operateur. A cet effet, on relève un certain pourcentage par rapport au volume donné des charges. Ce qui  heurte et  énerve  la  législation   fiscale congolaise  en matière  de prévention  de transfert  illicite  des  revenus.

La  déductibilité de ces charges pose problème car elle blesse les  dispositions  légales, notamment, les dispositions en rapport avec l’article 43 bis de l’Ordonnance-loi n° 69/009, du  10  février 1969, qui  stipule  que :

« les  sommes versées  par  une entreprise  de droit  national à une personne  physique  ou morale  de droit étranger avec  laquelle  elle  est liée,  soit par  la  voie  d’une  participation  directe  dans  le capital, soit par l’intermédiaire de participations détenues par une ou plusieurs autres  entreprises du même groupe,  en rémunération  d’un  service  rendu, ne  sont susceptibles  d’être  admises dans  les  charges  professionnelles  de l’entreprise  qu’à la  triple condition :

1° que la réalité  du  service  rendu  soit  clairement démontrée ;

2° que  le  service  en cause ne  puisse être  rendu  en RDC ;

3° que le  montant  de la rémunération  corresponde à la  valeur réelle du  service  rendu. »[12]

Proposition  de correction du  traitement fiscal  des  overheads

La  pratique  actuelle dans le traitement fiscal des overheads est source d’opacité   et susceptible de faciliter le transfert illicite et dissimilé  des revenus  vers  les autres sociétés  du groupe ou de la maison-mère La  législation  fiscale  congolaise a déjà  réglé  cette  matière à travers les dispositions de l’article 43 bis, de l’O.L 69/009. Quant à nous, nous sollicitons l’intégration de ces dispositions légales dans les conventions sous  forme  d’un  avenant.

3  Comptabilisation des gisements  pétroliers dans les états financiers

1.      Enregistrement des réserves dans le bilan social

 

Aucun  texte  de la  législation pétrolière  congolaise  n’évoque  l’enregistrement  des  gisements  pétroliers  dans  le  bilan  des  sociétés  pétrolières  productrices pourtant  les réserves de pétrole et de gaz constituent un actif d’une société pétrolière.

L'enregistrement consiste à les additionner au bilan, précisément, à l’actif de  la  compagnie. Dans de nombreux cas, ces réserves enregistrées sont vérifiées par des audits réalisés par des géologues extérieurs. La Securities and Exchange Commission, en abrégé SEC, est l'organisme fédéral américain de réglementation et de contrôle des marchés financiers. Il est le gendarme de la Bourse américaine qui rejette le concept de probabilité interdisant aux compagnies de ne pas enregistrer les réserves probables et possibles, mais plutôt des  réserves  prouvées  dans leurs documents.

Comme le suggère une  certaine  opinion, pour des raisons  de gestion, les sociétés  utiliseront les réserves prouvées et les estimations de réserves probables (2P) pour des planifications à long terme. Elles se basent, principalement, sur les réserves possibles (3P).

L’enregistrement  des gisements dans  la  comptabilité  d’une  entreprise  pétrolière implique la prise en compte de certains risques (le risque économique, risque technique, risque politique).

1.      Risque économique est la probabilité que le pétrole existe mais ne puisse pas être produit aux prix et aux coûts actuels. Il y a une grosse quantité de pétrole qui tombe sous ce risque. Ce qui explique que les économistes seront toujours plus optimistes que les géologues.

2.      Risque technique est la probabilité que le pétrole existe mais qu’il ne puisse être exploité en utilisant les techniques actuellement disponibles.

Encore une fois, une grosse quantité de pétrole tombe sous ce risque, comme les dépôts mondiaux de schiste bitumineux  que  les  Etats-Unis  sont  entrain  de réussir  à produire  à  coûts  réduits, depuis   2014.

3.      Risque politique est le risque que le pétrole existe mais qu’il ne puisse pas être exploité à cause des conditions politiques. Étant donné que la plus grande partie du pétrole mondial se trouve dans des pays instables politiquement, le risque politique est habituellement le risque le plus important et le plus difficile à quantifier.

 

4.      Risque énergétique. Lorsque dans un puits, il faut consommer plus d'un litre de pétrole pour extraire un litre de pétrole. Cela crée une nouvelle contrainte indépendante du cours du baril qui ne peut être dépassée que par l'utilisation de nouvelles techniques.

A  ce  jour,  les  données  relatives  aux  gisements pétroliers  en RDC  constituent  un  secret que  seules  les  sociétés  pétrolières  manipulent. Ces données ne figurent pas dans les états financiers des sociétés pétrolières productrices, peut-être parce que les gisements étaient les  propriétés  concédées aux sociétés concessionnaires qui les ont ensuite amodié aux  sociétés  affiliées, comme des immobilisations.

Le Système Comptable OHADA définit les immobilisations comme les biens ou les valeurs destinées à rester durablement dans l’entreprise et dont la durée de vie est supérieure à une année. Le compte 22 ‘’Terrains’’ enregistre la valeur des terrains dont l’entreprise est propriétaire et de ceux qui sont mis à sa disposition par des tiers.

 

Les terrains de gisement sont des terrains d’extraction de matières destinées soit aux besoins de l’entreprise, soit pour être revendues en l’Etat après transformation.

Selon le  Système  comptable OHADA, les terrains agricoles, forestiers, les travaux de mise en valeur des terrains, et les terrains de gisement sont amortissables. Si le Plan Comptable   Général Congolais privilégiait l’approche juridique consistant, pour une entité, à ne reprendre  dans sa comptabilité que les  biens qui lui appartenaient, l’OHADA amène l’innovation en  permettant d’enregistrer dans le compte 22.5, les terrains de gisement / 22 51 carrières.

 

4  Provision pour abandon des installations

 

Il  s’agit  des dispositions conventionnelles dans lesquelles les avantages à tirer entre les deux parties sont inégaux, en  défaveur de l’Etat congolais. Le cas retenu  est celui de la  provision créée par l’article 7, de l’avenant n°7, de la  convention du 09 août 1969. Elle est destinée à couvrir les charges liées  à la réhabilitation des sites d’exploitation pétrolière. 

Précisons  que  ce  fait  est  corrigé  par  la  Loi n° 15/012.

1. Base  conventionnelle

1. Convention  du 09 août 1969 en son article 7 de l’avenant n°7 stipule que:

’’…tous  les  frais relevant de l’abandon  des  installations  seront considérés   comme  dépenses  opérationnelles  et  sont  par conséquent   déductibles  du point  de vue  fiscal.  Pour  autant  que  le calcul  des  coûts  d’abandon   et  des  provisions  y  relatives  soit en rapport avec ‘’ les  pratiques  de l’industrie’’, les  provisions  faites   par les  sociétés  en  vue  de l’abandon  des installations seront  considérées   comme une  charge  d’exploitation  et, par  conséquent, déductibles  du point  de vue  fiscal. A  cet  effet, le  ministère du pétrole  examinera les  procédures applicables et/ou  appliquées  par l’opérateur  pour  s’assurer  de leur conformité  aux normes de l’industrie’’.

2.      Constats relevés

Absence de provisions  cumulées pour abandon des installations  en  haut  du passif  du bilan,  comme  réserves chez MIOC et  ses partenaires :

·         provisions annuelles en 2009 :   9 024 182,83 $ ( J.V)

·         provisions cumulées en 2009 (retrouvées dans la balance 2009) : 79 703 682,89$

·         provisions totales  cumulées en 2010 : 82 580 119,63$

·         provisions totales  cumulées en 2011 : 85 528 455,88 $

·         provisions totales  cumulées en 2012 : 88 299 654,65 $

Les  provisions  ont  des  échéances  qui  peuvent  être  à court, à  moyen  et à long termes.

A  ce  titre, la provision pour  abandon des installations  étant  utilisables  à  long terme  est  considérée  comme ‘’ autres  capitaux permanents’ repris  au passif  du  bilan, tandis que celles dont  l’échéance  est  inférieure  à un an, sont  assimilées  aux  dettes  à court terme.

Le  PCGC recommandait   leur  enregistrement :

Au  débit  de compte  68 Dotations  aux amortissements et provisions et la  contre partie ;   et  au  crédit  de  compte :   14.6. Provisions  réglementées.

5. Compte 15 ‘’provisions réglementées et fonds assimiles’’  selon  OHADA

Les provisions réglementées sont des provisions à caractère purement fiscal ou réglementaire.  En effet, ces provisions ont le caractère de « réserves » non libérées d’impôt sur les bénéfices et profits et sont inscrites au passif du bilan dans les fonds propres. Ces prévisions sont créées et reprises par les dotations et reprises HAO.

Peuvent être classées dans cette catégorie, les provisions :

·         autorisées spécialement pour certaines professions (reconstitution de gisements miniers et pétroliers) ;

·         pour hausse des prix et fluctuation des cours ;

·         pour investissement.

 

1.      Subdivision

151 Amortissements dérogatoires

155 Provisions réglementées relatives aux immobilisations

              1551 Reconstitution des gisements miniers et pétroliers

156 Provisions réglementées relatives aux stocks

              1561 Hausse de prix

1562ctuation des cours.

 

2.      Fonctionnement

Le compte 15 Provisions réglementées et fonds assimilés est crédité de la création ou de la variation en augmentation des provisions réglementées par le débit du compte 851 Dotations aux provisions réglementées.

851 Dotations aux provisions réglementées.

         15 Provisions réglementées et fonds assimilés.

 Il est débité de l’annulation ou de la variation en diminution des provisions réglementées, par le crédit du compte 861 Reprises de provisions réglementées.

 

Le compte 15 Provisions réglementées et fonds assimilés, à 861 Reprises de provisions réglementées.[13]

 

                    La  provision  pour  abandon  des  sites  constituée  s’élèvait  à :

-      En 2010 : 82  585 119,63 $

-      En 2011 : 85 528 455,88 $

-      En  2012 : 88 299 654,65 $

Conséquence :     une  seule  partie  en  est  bénéficiaire.

Les  fonds  y  relatifs  ne   sont  pas  indisponibilisés  dans  une  institution  financière  sous  le  contrôle  mutuel de l’Etat  et  des  sociétés, et  ne produisent   pas  des  intérêts communs. Ils  intègrent   plutôt  le  fonds  de  roulement  des  sociétés   pétrolières.   

En  la  plaçant  en  bas  du passif, c'est-à-dire  au  passif  circulant, il  y  a lieu  de  relever  un  flou  intentionnellement  crée  par  rapport  à la  traçabilité  de cette  provision, laquelle  provision  doit  se  retrouver  en  haut  du  passif,  comme des  ressources  stables, car  elles  sont  appelées  à  rester  longtemps  dans  l’entreprise.

Nous  fondant  sur  l’analyse  financière  qui  nous renseigne  que  ce  sont les  ressources  situées  au passif  du  bilan   qui  financent  les  emplois  à  l’actif,  la  provision pour  abandon  telle  que  gardée  dans  les  entreprises, participe  au  financement   de  l’exploitation de chaque  société  pétrolière, chacune  dans  des  proportions  diverses .

Pour  se  rendre  compte du  poids  de  cette  provision dans  le  financement  de l’actif  des  sociétés  pétrolières productrices, nous  faisons  le  rapport  entre  la  provision  pour  abandon  cumulée  de chaque  année et l’ensemble  de  passif  de l’année  concernée   que  nous  multiplions  par  cent.

Ce  poids  est  donné  en pourcentage ; plus  il  est  élevé, plus  la  provision  pour  abandon   contribue  au financement  de  l’entreprise.

Mais dans  cette situation, l’Etat Congolais qui  dispose  en partie  de fonds  dans  cette  provision, car l’Impôt  sur  les bénéfices  et  profits  (IBP)  n’est pas  prélevé, n’en  bénéficie pas, sauf, après  l’usage, le  reliquat  à  distribuer  doit  d’abord subir   l’Impôt  sur les Bénéfices  et Profits.

Tableau  n° 4  Le  cas  de MIOC. Le poids de la provision pour abandon des  sites dans  le passif de MIOC.

 

MIOC Années	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Provision pour pour abandon	31 618 654,44	35 340 522,03	39 851 841,045	Absence des données	39 298 673,62	39 677 143,10	51 459 649,85
passif	82 716 018,51	80 045 641,94	123 601 447,23	Absence des données	179 644 392,84	163 120 716,91	164 045 437,23
La part de la provision sur le passif	38 %	44 %	32 %	Absence des données	19,69 % (21,88 %)	21,88 % (24,32 %)	28,23 % (31,37 %)

 

N.B. les  provisions pour abandon d’après  2009 sont  prises à partir des comptes créditeurs  divers  du Passif  du bilan, elles  sont  légèrement surévaluées  car  elles comprennent  également  INPP, …    c’est  pourquoi  nous  avons  rabattu  les  taux  de  10 %.

2. Cas  de TEIKOKU

Elle a  également  bénéficié  de  l’apport  important  de  cette  provision  comme  une  source  de financement des emplois de l’entreprise. Cette part était  de 27 % des  ressources  totales  de l’entreprise en  2007,  elle  a  évolué  à 36 % en 2008, pour baisser  à 26 %  en 2009  et  à 27 %, en 2012  pour remonter enfin à ±37,2 % en 2013. Nous relevons des  approximations  en 2013  et  en 2014.

En effet, les provisions pour abandon, d’après 2009, sont  prises à partir des comptes  créditeurs  divers   du Passif  du bilan. Elles sont légèrement  surévaluées,  car  elles  comprennent  également  INPP, …    C’est  pourquoi  nous  avons  rabattu  les  taux  de  10 %.

 

Tableau  n° 5 : la  part de la provision pour abandon des  sites  sur  le passif de  TEIKOKU.

TEIKOKU Années	2007	2008	2009	2010	2012	2013
Provision pour pour abandon	20 235 938,84	22 617 934,10	25 505 162,36	26 659 758,42	29 063 901,76	37 620 291,94
passif	75 244 872,18	62 005 770,16	99 220 520,,99	73 804 095,04	105 902 510,05	101 148310,43
	27 %	36 %	26 %	32,4 % (  36 %)	24,70 % (27,44 %)	33,47 % (37,2 %)

 

3.      Cas  de ODS

Par  rapport  aux  autres  sociétés, la  provision pour abandon participe au  financement   de l’exploitation  de ODS  à  des taux  modestes : à 12,4 %, en 2007, à 15,8 %,  en 2008,  à   9,2 % en  2012.

Tableau n° 6 : ODS la  part de la provision pour abandon des  sites dans  le passif

Années ODS	2007	2008	2009	2010	2012
Prov. Abandon Cumulée (a)	10 750 342,51	12 015 777,49	13 549 626,09	xxxxxxxxxxxx	14 988 613,60
Passif total(b)	86 579 735 ,00	75 946 292,00	85 727 927,00	xxxxxxxxxxxx	162 879 166,00
(a) : ( b)	12,4 %	15,8 %	15,8 %	xxxxxxxxxxxx	08,28 % (  9,2 %)

 

La faiblesse de  l’apport  de la  provision pour abandon  est due  à l’augmentation du  compte 12 ‘’Report à nouveau’’, qui a évolué d’année en année, par l’intégration de tous les  bénéfices  à conserver  de   2007  jusqu’à  2014.

Le  report à nouveau  est passé  de  84 223 087 $  en  2011  à   106 517 923,00$  en 2012,  après  intégration  totale  du  résultat  net à conserver  de  + 22 294 836,00 $.

En  2013,  R. à N                                       126 112 887,00 $

Report à nouveau                                       126 112 887,00 $

           + Résultat à conserver de 2013     +   17 517 291,00 $

 

En  2014,                     143 630 088,00 $

La société  ODS  a opté pour la politique d’injection des bénéfices à conserver dans les  ressources  propres, ce  qui  réduit  la  part  de la  provision pour  abandon  des  installations   dans  le  total  du passif au  fur  et à mesure  que les  bénéfices  sont capitalisés.

Conséquence :    une  seule partie en  est  bénéficiaire.

Les  fonds  y  relatifs  ne  sont  pas  indisponibilisés  dans  une  institution  financière  sous  le  contrôle  mutuel de l’Etat  et  des  sociétés, et  ne produisent   pas  des  intérêts communs. Ils  intègrent   plutôt  le  fonds  de  roulement  des  sociétés   pétrolières.   

 

6. Innovation  par rapport à la  nouvelle  Loi  15/012  du 01/08/2015

A  partir  de la  Loi n°15/012, du  1 er aout  2015, un profond  changement  est  opéré, l’Etat congolais a opté pour la constitution de la provision pour abandon de site dès  la  production  du premier baril  du  pétrole brut, car le contractant est tenu  de  remettre,  à sa charge, le  site à l’Etat et de réaliser les opérations d’abandon. Pour cela, le  contractant est  tenu  de verser  régulièrement tout au long des opérations pétrolières,  sur  un  compte  séquestre  ouvert auprès  de la  Banque  Centrale  du Congo.

Ce compte est ouvert conjointement par « la  signature d’une  convention  de  séquestre »  entre  l’Etat représenté par le Ministère des hydrocarbures et  le  contractant, représenté  par  l’operateur.

Les  coûts  d’abandon  sont  récupérables  au  titre  de  coûts  pétroliers.

 

1.      Insuffisances  constatées  par  rapport à  la  nouvelle Loi

-      Elle ne détermine pas le sort de la  provision restante après la  réalisation des  travaux  d’abandon ;

-      Elle  ne résout pas le problème  de  gestion des  provisions constituées  dans  le  passé  suivant  la  convention du 09/08/1969 ( offshore).

2.      Avancé  de la  nouvelle Loi

-      Elle a étendu la constitution de la  provision pour  abandon  des  sites  à l’exploitation  onshore.

3.      Proposition.

La  Loi  doit  être  modifiée  et  complétée  en  précisant  que  le  sort  de  la  partie  de la  provision non consommée  pour l’objectif assigné, c'est-à-dire, la  réhabilitation des  sites  à la  fin  d’exploitation, doit subir l’Impôt sur les bénéfices et profits au taux indiqué et le solde  soumis  au partage, à parts égales, entre l’Etat et les contractants. Pour  cela, c’est  la modification de la  Loi 15/012 qui s’impose comme mode  opératoire de  la  reforme, après concertation  avec  les  partenaires  concernés.

 

 

CONCLUSION.

Il ressort de cette étude comparative que les régimes  fiscal ,douanier et comptable des  conventions onshore et offshore  de  1969  contiennent  des insuffisances qui continuent de faire le lit des divergences des vues entre les sociétés pétrolières productrices et les  administrations  publiques  mobilisatrices  des  recettes.

En effet, en dépit des différents avenants signés, les dispositions  conventionnelles  n’ont  toujours  pas  été  actualisées, ni  modernisées   pour s’adapter  au  contexte  actuel.

Certes, la nouvelle Loi n°15/012 du 01 aout 2015, a apporté quelques   modifications  positives comme la gestion collégiale  de la  provision pour  abandon des  sites,  la  prise en compte de la génération future, la formation du personnel congolais dans  le domaine  pétrolier…, Il  subsiste malgré tout, quelques insuffisances, notamment :

-      la clarification des  dispositions  comptables spécifiques au secteur,

-      la  consécration du contrat de partage de production  CPP et accessoirement  le  contrat  des  services, sans  des  études d’efficacité  préalables.

Cela fait que nous soyons arrivé  à la  conclusion selon laquelle  la  reforme  de la  fiscalité  des hydrocarbures R.D.C doit se poursuivre et  que,  le  meilleur  type  de  contrat à retenir est celui qui maximise les recettes publiques tout en garantissant  les  rentabilités    aux sociétés exploitantes.