Memoire Online - La fiscalité des entreprises pétrolières en Tunise

« De nos jours, le pétrole est devenu la principale source d'énergie et l'unique dans certains secteurs »^1(*). En effet, la production a atteint 3094 millions de tonnes en 1978. Elle est passée à 3592 millions de tonnes en 2002, puis 3666 millions de tonnes en 2003 et 3850 millions de tonnes en 2005^2(*). Le pétrole génère d'importantes ressources financières qui ne peuvent laisser les Etats indifférents. Aussi, le pétrole est la cause principale de plusieurs crises politiques et économique. Le pétrole est utilisé dans les divers secteurs (transport, électricité, agriculture) et même pour les besoins militaires.

S'agissant de la Tunisie, le secteur pétrolier occupe une place importante dans la relance économique et contribue à l'alimentation du budget de l'Etat. Durant les années 70, le développement de l'économie Tunisienne est axé essentiellement sur le tourisme, le textile, l'agriculture et essentiellement l'activité exportation et le secteur pétrolier. Ces derniers ont contribué au produit intérieur brut et au budget de l'Etat et ont apporté les devises pour le pays.

A ce niveau, il faut dire que le pétrole constitue, en valeur, le produit d'exportation le plus important. Les premiers gisements ont été découverts en 1964 dans la région d'EL BORMA, dans le sud de la Tunisie. La production de pétrole est assurée en Tunisie par sept gisements situés sur le territoire Tunisien et trois gisements situés dans le golfe de Gabès, au large des côtes.

Statistiquement, la Tunisie possède une réserve en pétrole de 425 millions de tonnes et produit en moyenne 71 000 barils par jour (en 2006). Selon le ministère de l'industrie et de la technologie, on découvre deux à trois gisements par an. Ainsi de nouveaux gisements pétroliers ont été découverts récemment (Adam, Hawa, Nour) dans le sud du pays. Ils permettent de compenser le déclin naturel des gisements « historiques » d'EL BORMA et d'ASHTART. Ce gisement est le seul à avoir une réserve prouvée de plus de cent millions de barils qui assuraient presque 75 % de la production nationale, mais reste insuffisante pour satisfaire la demande croissante( 90 000 barils par jour)^3(*).

Les réserves en gaz naturel sont estimés à 2.8 trillions de pieds cubes dont les deux tiers sont situés en mer. En 2002, le gaz naturel représente 41% de la consommation d'énergie primaire de la Tunisie. La Tunisie compte cinq champs gaziers situés en mer ou sur terre : Miskar( dans le golfe de Gabès), principale réserve de gaz en Tunisie détenue et exploitée par British Gaz, Elfranning, Elborma, Baguel et Zinnia qui sont exploités par la société Tunisienne de l'électricité et du gaz^4(*).

Il faut souligner que les entreprises Tunisiennes constituent environ 19 % du marché de l'exploration et de la production du pays^5(*). L'entreprise Tunisienne d'activités pétrolières (ETAP) gère les réserves nationales et agit en tant que partenaire principal représentant l'Etat dans presque toutes les activités d'exploration et de production car elle détient plus que 50% de toutes les concessions. Mais, ce sont les entreprises américaines qui dominent avec 38% du marché, suivi par les entreprises européennes avec 19 %, canadiennes avec 12% et asiatiques avec 10%^6(*).

Actuellement, et depuis la fin des années 90, la situation n'est pas la même et on constate un déclin de la production des hydrocarbures en contre partie d'une augmentation remarquable de la consommation nationale de l'énergie liée essentiellement à l'évolution du tissu économique. Ce déclin est dû essentiellement à l'absence de nouveaux gisements et par le vieillissement des anciens champs (Elborma, Ashtart). Ainsi, la Tunisie passe d'une phase excédentaire sur le plan de la production et des revenus importants due à l'exportation du pétrole, à une phase déficitaire sur le plan de la production et des sommes d'argent réservées pour l'importation de certains produits pétroliers surtout avec l'évolution de la consommation nationale.

Cette phase s'est aggravée avec la hausse des prix du pétrole dans les marchés mondiaux, et son impact sur l'économie tunisienne qui devient de plus en plus intégrée dans l'économie mondiale. Pour cela et pour réaliser un certain équilibre entre plusieurs facteurs tels que les ressources revenant à l'Etat de l'activité pétrolière, et les ressources allouées pour l'importation des produits pétroliers du marché international, la Tunisie a choisi une stratégie du développement du secteur pétrolier et ce en mettant en place un cadre législatif souple et en introduisant des mesures d'incitations visant essentiellement à alléger la charge fiscale et à favoriser les activités de recherche, de prospection et d'exploitation.

S'agissant de l'évolution du cadre juridique, il faut dire que plusieurs textes ont été adoptés jusqu'à la promulgation du code des hydrocarbures^7(*). Ce code a pour objectif d'encadrer le secteur des hydrocarbures par l'encouragement des activités de recherche, de prospection, d'exploration et d'exploitation du pétrole.

D'une façon générale, on peut identifier le passage de la fiscalité pétrolière par trois phases : une première phase contractuelle, caractérisée par sa rigidité et instabilité. Plusieurs textes régissent le secteur des hydrocarbures durant cette phase notamment le décret du 13 décembre 1948, le décret du 1^er janvier 1953 sur les mines et la loi n° 58-36 du 15 mars 1958. Une deuxième phase, caractérisée par l'adoption du fameux décret-loi 85-9 du 14 septembre 1985 et les textes qui l'ont modifié^8(*). Ces textes ont instauré une fiscalité orientée vers la rentabilité du gisement, et qui encourage en même temps, les activités de recherche et d'exploration pétrolière. Il est à signaler à ce niveau, que plusieurs, ou la plupart des champs sont soumis au décret-loi cité et les textes qui l'ont modifié. La troisième phase est caractérisée par la promulgation de la loi n°99-93 du 17 Aout 1999. « A partir de la date d'entrée en vigueur de ce code, tout titre d'hydrocarbures attribué est régi par ce code »^9(*). Il est à signaler que ce code « a introduit plusieurs mesures touchant les différents aspects de l'activité pétrolière tels que la prospection, la recherche, l'exploitation, le régime fiscal. Certains de ces mesures constituent une reprise des dispositions anciennes ou résultantes d'un amendement de dispositions en vigueur alors que d'autres constituent des nouveautés dans le paysage économique tunisien »^10(*).

Généralement, la mise en place d'un cadre institutionnel régissant ces activités est une priorité absolue afin d'orienter les efforts des investisseurs . L'Etat vise cette fiscalité comme instrument de conciliation des intérêts (souvent divergents) des diverses parties (titulaires de permis, Etat).

Historiquement, et s'agissant de la fiscalité pétrolière, elle concerne ici la fiscalité de l'amont pétrolier, c'est-à-dire la fiscalité de la recherche et de l'extraction d'hydrocarbures, en excluant l'aval, le raffinage et la distribution qui lui sont intimement liés. « Quoi qu'il en soit, une compagnie pétrolière, pour être autorisée à prospecter dans un périmètre donné et à y exploiter les réservoirs et ressources naturelles qui pourraient y être découvertes, doit d'une manière ou d'une autre entrer dans une relation contractuelle légale avec le propriétaire de cette ressource naturelle »^11(*).

Cette relation contractuelle, qu'il s'agisse d'une licence, d'une concession, d'un affermage, d'un contrat de service ou de partage de production ou de profit comprend tous les impôts, taxes et redevances, des paiements spécifiques et de nombreuses autres conditions. On peut considérer que c'est cet ensemble de conditions qui constitue le régime fiscal du périmètre considéré, même si la propriété de la ressource naturelle est purement privée. La propriété privée des réservoirs subsiste encore aux Etats unis d'Amérique où la propriété privée de la terre s'étend généralement au sous sol. A part cette exception, les réservoirs sont très généralement un bien public.

Théoriquement, les régimes fiscaux pétroliers peuvent être divisés en deux catégories : la première catégorie peut être appelée « libérale » et la deuxième « rentière ». Pour le régime fiscal « libéral », le taux marginal de pression fiscale est nul, l'Etat taxe seulement les profits exceptionnels en prenant garde à ne pas décourager le flux libre des investissements. En ce qui concerne le régime fiscal « rentier », il est caractérisé par un taux de taxation marginal positif. La règlementation peut chercher également à favoriser l'efficacité des investissements et la productivité mais, fondamentalement, le but est de collecter la rente la plus élevée possible. Ce régime ou cette option « représente l'avantage de répercuter le risque sur une tierce personne (en général des opérateurs privé ou étrangers) qui accepteraient d'encourir le risque de perte des investissements réalisés. La rente pétrolière est répartie entre cette tierce personne partie et l'Etat. La Tunisie a depuis longtemps opté pour la deuxième alternative »^12(*).

La fiscalité pétrolière est un instrument de la politique pétrolière pour affirmer la souveraineté de l'Etat sur les ressources de son sous sol et pour contrôler les compagnies pétrolières opérantes sur son territoire. Cette fiscalité pétrolière vise à assurer le maintien du niveau de la production sinon son développement et de maximiser les recettes pétrolières de l'Etat. Et c'est dans ce cadre que s'inscrit notre étude de la fiscalité pétrolière en Tunisie.

S'agissant des termes clés de ce sujet, et selon le dictionnaire de l'Académie Française (8 ème édition), nous définissons la fiscalité comme étant « le système des lois relatives au fisc. Il se dit en mauvaise part, d'une disposition à étendre, à augmenter les droits du fisc, la perception des impôts. Il signifie aussi façon d'exiger les droits du fisc, les impôts ». Dans notre sujet, nous utilisons le terme fiscalité pour désigner « les droits, taxes, impôts et redevances payés par les entreprises pétrolières ainsi que les exonérations dont bénéficient »^13(*).

Ensuite, on entend par entreprise pétrolière toute entreprise privée qui assure pour « le compte de l'entreprise nationale dans le cadre du contrat de partage de production, l'exécution et la conduite des travaux de prospection et des activités de recherche et d'exploitation de pétrole »^14(*) selon les termes de l'article 2, paragraphe l de la loi n°99-93 du 17 Aout 1999. En plus, il faut dire que l'entreprise pétrolière peut être une entreprise nationale, qui est « une entreprise contrôlée et désigné par l'Etat Tunisien »^15(*) ou une de ses filiales ou une entreprise privée ou une entreprise publique selon les termes de l'article 8 de la loi n°9-89 du 1^er février 1989 relative aux entreprises publiques^16(*).

Il faut dire qu'on va se limiter seulement aux entreprises « pétrolières » proprement dite c'est-à-dire les entreprises opérantes dans le secteur pétrolier, mais notre vision englobe parfois les entreprises opérantes dans le domaine des hydrocarbures (gaz et pétrole) puisque les entreprises pétrolières interviennent généralement dans le domaine des hydrocarbures liquides et gazeux (la fiscalité des hydrocarbures gazeux a quelques spécificités).

Il ne faut jamais oublier le cadre général dans lequel nous travaillons qui est le droit tunisien puisque nous nous limitons à la fiscalité des entreprises pétrolières en Tunisie.

Aussi et dans le même cadre nous définissons les diverses activités pétrolières comme suit : premièrement, l'exploration regroupe les opérations de prospection et de recherche. On entend par prospection, l'opération qui consiste à faire des investigations superficielles avec l'utilisation éventuelle des méthodes géophysiques en vue de la découverte d'indices de substances minérales concessibles^17(*). S'agissant de la recherche, elle correspond à tout ensemble de travaux superficiels ou profonds exécutés en vue d'établir la continuité d'indices découverts par la prospection, d'en étudier les conditions d'exploitation et d'utilisation industrielle^18(*). L'exploration a l'avantage de mettre en exergue les réserves tant nationales que mondiales. Deuxièment, la production du pétrole brut consiste en l'appréciation, le développement des forages d'exploration et la production effective. Troisièment, le transport « consiste à déplacer le pétrole brut des points de production vers les points de commercialisation ou de transformation. Pour ce faire, on utilise les tankers ou navires-citernes, soit les pipe-lines »^19(*) .

On ne va pas s'attarder à définir dans ce sujet les activités liées à l'activité pétrolière « en aval » essentiellement le raffinage et la distribution. En ce qui concerne le raffinage, c'est la transformation du pétrole brut en produit pétroliers, par le procédé de la distillation. En ce qui concerne la distribution, elle est définie comme étant la mise à la consommation des produits pétroliers. L'activité de distribution intègre en fait le stockage, le transport, les importations, les exportations et le contrôle des produits pétroliers^20(*).

A ce niveau, il faut avouer que l'intérêt de ce sujet réside dans le fait que les ressources provenant à l'Etat de la fiscalité pétrolière sont importantes. Aussi, il ne faut pas nier l'importance du cadre environnemental fiscal et financier dans l'attraction des investissements et notamment dans le secteur pétrolier où il y a une forte concurrence, ce qui prouve le souci du législateur à travers les modifications apportées à la loi de 1999 pour avoir plus de souplesse et plus d'incitations aux sociétés du secteur des hydrocarbures. En effet, cette fiscalité des entreprises pétrolières aura des impacts sur la maximisation de l'effort d'exploration et de production et qui ne va pas en parallèle avec l'objectif de maximisation des recettes fiscales pétrolières.

La fiscalité pétrolière est un instrument de « réconciliation des intérêts des compagnies pétrolières visant la maximisation de leurs bénéfices après impôts et ceux de l'Etat »^21(*). La fiscalité ne devra pas dans tous les cas affecter le taux de la rentabilité financière exigé et souhaité par les investisseurs compte tenu des risques qu'ils ont encourus. Considérée comme instrument privilégié pour l'Etat tunisien, la fiscalité aura une grande importance pour l'alimentation des ressources de l'Etat et pour encourager les différentes activités pétrolières.

Devant l'intérêt aussi bien théorique que pratique de ce sujet, il nous parait opportun de poser la problématique de notre étude dans les termes suivants : en quoi consiste la spécificité de la fiscalité des entreprises pétrolières en Tunisie, et quel est son impact notamment sur l'activité exploration- production et sur le budget de l'Etat ?

Pour tenter de répondre à cette problématique, il est nécessaire de situer l'analyse dans une approche bien déterminée. En effet, la fiscalité est l'une des variables qui entrent dans le calcul des profits des entreprises pétrolières. C'est pourquoi, les entreprises pétrolières, et dans le choix des pays où investir prennent en considération le régime fiscal en vigueur.

En effet, la problématique adoptée concerne une fiscalité pétrolière spécifique, ce qui demande l'analyse de cette spécificité à travers l'étude de son contenu. La principale caractéristique de la fiscalité des entreprises pétrolières en Tunisie réside dans le fait que ces opérateurs pétroliers sont soumis à un régime de droit commun qui s'appliquent à toutes les entreprises quelles que soient leurs activités, et un régime fiscal spécifique au secteur pétrolier.

En plus, la réponse à cette problématique nécessite l'analyse des divers impacts, considérés comme distincts. En effet, la fiscalité pétrolière aura un impact sur l'alimentation du budget de l'Etat, et la réalisation d'une aisance financière en cas de surplus énergétique. Aussi, cette même fiscalité des entreprises pétrolières vise parfois la maximisation des gisements pétroliers et l'encouragement des activités pétrolières.

Cette spécificité de la fiscalité des entreprises pétrolières nécessite l'analyse de différentes taxes et impôts. Aussi, il faut tout au long de cette étude démontrer que cette spécificité entrave le passage d'une fiscalité pétrolière « contractuelle, neutre » à une fiscalité « active», qui tient compte de la réalité de l'activité pétrolière.

Pour acheminer et résoudre cette problématique, nous adoptons le plan suivant :

Dans une première partie, nous analysons des spécificités de la fiscalité des entreprises pétrolières et ce à travers l'étude du contenu de cette fiscalité de droit commun d'une part, et celle prévue par le code des hydrocarbures d'autre part.

Quant à la deuxième partie, elle sera consacrée à l'étude des impacts de cette fiscalité pétrolière, et analyser en conséquence le tiraillement de la fiscalité des entreprises pétrolières entre la rentabilité financière nécessaire pour le budget de l'Etat et la rentabilité «économique » du gisement.

La fiscalité pétrolière se présente comme une multitude de textes régissant le secteur des hydrocarbures. La fiscalité des entreprises pétrolières a connu une évolution. En effet, avant la promulgation des lois régissant le secteur de l'exploration et de la production pétrolière en Tunisie, elle était régie par des textes anciens qui datent depuis 1948. La quelle évolution a contribué à apporter des spécificités à cette fiscalité.

En plus, il faut dire que cette fiscalité tire ses spécificités non pas des règles de droit commun (code de l'impôt sur le revenu des personnes physiques et de l'impôt sur les sociétés, code des droits de l'enregistrement, code de la fiscalité locale....), mais d'un cadre spécifique, propre aux hydrocarbures. Ce cadre est constitué aujourd'hui par le code des hydrocarbures et ses textes d'applications.

Pour exploiter de façon optimale ses ressources naturelles, et afin d'attirer les investissements nécessaires pour les sociétés pétrolières, le législateur Tunisien n'a pas adopté toute la fiscalité de droit commun pour ces activités de recherche, d'exploitation pétrolière, mais il a choisi de spécifier ce secteur par les règles fiscales propres.

En effet, le législateur Tunisien, a consacré plusieurs règles fiscales propres aux hydrocarbures, telles que la redevance proportionnelle et l'impôt sur les bénéfices « impôt pétrolier », ainsi que d'autres impôts et taxes propres aux hydrocarbures.

Par rapport aux autres secteurs de l'activité économique, le régime fiscal régissant le secteur pétrolier est assez complexe. C'est un système dualiste puisque à côté des dispositions de droit commun, on retrouve les dispositions originales telles que la redevance proportionnelle à la production et l'impôt pétrolier.

D'une façon générale, cette spécificité de la fiscalité des entreprises pétrolières nécessite l'analyse des idées suivantes :

· D'abord, cette spécificité n'entrave pas la soumission des entreprises pétrolières au régime fiscal de droit commun (chapitre premier),

· ensuite, cette spécificité nécessite la soumission des entreprises pétrolières au régime fiscal spécifique aux hydrocarbures et ce à travers la soumission de ces entreprises à la redevance proportionnelle (chapitre 2) et à l'impôt pétrolier (chapitre 3) ,

Chapitre premier :

La soumission des entreprises pétrolières à certaines taxes et redevances de droit commun :

Dans le secteur pétrolier, les opérateurs sont en principe soumis aux impôts, droits et taxes du doit commun. Les entreprises pétrolières comme toutes les entreprises des autres secteurs sont soumises aux impôts et des taxes dites « de droit commun »^22(*). En effet, le titulaire d'un permis de prospection, d'un permis de recherche et / ou une concession d'exploitation et tout contractant et sous contractant, auxquels le titulaire fait appel, soit directement par contrat, soit indirectement par sous contrat, sont assujettis, à l'occasion de l'exercice de leurs activités de prospection ou de recherche ou d'exploitation des hydrocarbures en Tunisie aux paiements des impôts et taxes (section première) et des redevances (section 2).

Section première : les impôts et les taxes:

A ce niveau on peut distinguer entre les impôts liés aux lieux et matériels d'activités pétrolières (paragraphe 2) et les impôts liés à l'activité elle-même (paragraphe premier).

Paragraphe premier : impôts liés à l'exercice des activités pétrolières:

Il s'agit essentiellement de la taxe sue la valeur ajoutée, et notamment le régime suspensif en matière de TVA (sous paragraphe premier), et les droits d'enregistrements (sous paragraphe 2)

Sous paragraphe premier : le régime suspensif en matière de TVA :

En pratique, la taxe est utilisée couramment par le législateur pour désigner de véritables impôts et c'est le cas de la TVA.^23(*)

Il faut dire que les sociétés pétrolières sont soumises au paiement de toutes les taxes indirectes supportées sur les achats et services à l'exception de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA). En effet, ces sociétés bénéficient en cette matière du régime suspensif, et ce selon l'article 100 (G) qui stipule « à l'exception de la taxe sur la valeur ajoutée ». Le bénéfice de cette avantage fiscal est lié à la satisfaction des conditions de suspension de la TVA telles que prévues par l'article 11 du code de la TVA à savoir :

· le rattachement de l'achat de biens et de service à l'exploitation pétrolière, ce qui est de nature à exclure par exemple, l'achat, la location et tous les services liés aux voitures de tourisme.

· La production aux fournisseurs de la décision d'achat en suspension de la TVA visée par le bureau de contrôle compétent (cette autorisation est renouvelable annuellement).

· L'établissement d'un bon de commande en trois exemplaire sur lequel est portée la mention suivante : « achat en suspension de la TVA, disposition de l'article 11 du code de la TVA, décision n°......du..... ».

En dehors de la TVA, les entreprises pétrolières restent soumises à toutes autres taxes indirectes occasionnées^24(*) par son activité.

Sous paragraphe 2 : les droits d'enregistrement :

Le décret-loi n°85-9 du 14 septembre 1985 a institué le paiement de ces droits. De même, le code des hydrocarbures, dans l'article 1OO-a, a maintenu cette imposition. En effet, sont enregistrés au droit fixe :

· « les conventions particulières et de leurs annexes ainsi que les avenants, actes additionnels, accords particuliers ou contrats de partage de production conclus dans le cadre des dites conventions particulières..... ;

· Les marchés de fournitures, de travaux et de services relatifs à l'ensemble des activités du titulaire exercés dans le cadre de la convention particulière et relative aux activités de recherches et d'exploitation d'hydrocarbures».^25(*)

Paragraphe 2 : impôts liés aux lieux et matériels d'activités pétrolières:

On peut analyser les impôts liés aux lieux et matériels d'activités pétrolières: D'abord on étudie la taxe sur les établissements à caractère industriel, commercial ou professionnel (sous paragraphe 1), ensuite on analyse la taxe sur les immeubles bâtis (sous paragraphe 2), et enfin les taxes relatives aux assurances des véhicules (sous paragraphe 3).

Sous paragraphe premier : les taxes sur les établissements à caractère industriel, commercial ou professionnel «TCL » :

La soumission à la TCL est limitée aux sociétés régies par les dispositions du code des hydrocarbures dont elles sont redevables aux taux de 0,2 % de leur chiffre d'affaire brut local. Toutefois, les opérations soumises aux dispositions du décret - loi 85-9 échappent à cette imposition. Cette exonération provient du fait que cette imposition ne figure pas dans l'article 16 du décret - loi relatif au régime fiscal des entreprises pétrolières.

Sous paragraphe 2 : la taxe sur les immeubles bâtis :

Comme la TCL, la taxe sur les immeubles bâtis ne touchent pas les entreprises pétrolières soumises au décret - loi de 1985. Par contre le code des hydrocarbures soumet les entreprises pétrolières à cette taxe qui touchent les immeubles bâtis situés dans les zones relevant des collectivités locales à l'exception des immeubles destinés à l'exercice des activités soumises à la TCL. Il faut dire que cette taxe est due à partir le 1^er janvier de chaque année sur les immeubles bâtis existants à cette date ainsi que sur les immeubles nouveaux qui deviennent soumis à partir de la date de leur réalisation ou construction. A ce niveau, il faut dire que cette taxe est égale à 2% du prix de référence du mètre carré couvert fixé, pour chaque catégorie d'immeubles, multiplié par la superficie couverte. Etant signalé que les immeubles sont classés compte tenu des superficies couvertes. En ce qui concerne les taux, ils varient de 8%,10%,12% et 14% suivant le niveau des services assurés par les collectivités locales.

On distingue à ce niveau entre la taxe unique sur les assurances et les taxes sur les taxes sur les transports et la circulation des véhicules.

En ce qui concerne la taxe unique sur les assurances, l'article 100-i) de la loi n° 99-93 du 17 août 1999, portant promulgation du code des hydrocarbures, énonce que le titulaire d'un permis de prospection, d'un permis de recherche et/ ou d'une cession d'exploitation est assujetti au paiement de « la taxe unique sur les assurances »^26(*). Cette taxe est due sur les contrats d'assurance sur la base du montant des permis subis et des autres accessoires stipulées au profit de l'assureur après déduction des montants annulés ou restitués. Elle est liquidée au taux de 5% pour les contrats d'assurance des risques de la navigation maritime et aérienne et au taux de 10 % pour les contrats d'assurances couvrant d'autres risques.

Le code des hydrocarbures a prévu expressément cette taxe. Bien que le décret-loi n°85-9 ne le prévoit pas, « l'administration fiscale réclame cette imposition en se basant sur une interprétation large de l'alinéa (e) de ce même article qui prévoit la soumission des opérateurs aux droits, taxes et impôts à l'exception de la taxe sur le chiffre d'affaire seulement ».^27(*)

S'agissant des taxes sur les transports et la circulation des véhicules, les entreprises exerçant dans la cadre du code des hydrocarbures sont soumises à ces taxes, ce qui suppose que les sociétés régies par le décret-loi n°85-9 échappent à cette imposition. Les entreprises paient à l'Etat Tunisien, aux collectivités locales, offices, établissements publics ou privés et aux concessionnaires des services publics, en rémunération de l'utilisation directe ou indirecte par lesdites entreprises, des voiries, réseaux divers et autres composantes du domaine public ou privé conformément aux conditions d'utilisation définies dans la convention pétrolière.

Section 2 : les redevances et les retenues à la source:

A ce niveau, on peut distinguer entre la redevance des prestations douanières « RPD » (paragraphe premier) et les retenues à la source (paragraphe 2).

Paragraphe premier : la redevance des prestations douanières:

Cette redevance(RPD) touche les déclarations en détail des marchandises à l'importation et à l'exportation par l'application des taux suivants :

· 1,5 % de la valeur en douane à l'exportation sur les huiles brutes de pétroles avec un minimum de perception de 1DT par article de déclaration.

· 3% du montant des droits et taxes liquidés sur toutes les déclarations en douane à l'imposition avec un minimum de 5 DT par article de déclaration.

La redevance des prestations douanières payée à l'occasion de l'exportation est considérée comme un acompte sur l'impôt des bénéfices au titre de l'année au cours de laquelle la redevance est payée ou à défaut au titre des exercices ultérieurs au lieu de son traitement comme charge déductible.

En plus, les redevances servies à des personnes non établies ni domiciliées en Tunisie sont, en principe, soumises à l'impôt sur les sociétés(ou impôt sur le revenu) par voie de retenue à la source libératoire aux taux de droit commun et aux taux conventionnel s'il est plus avantageux, et ce selon l'article 45 du code l'IRPP et de l'IS.

Cette retenue à la source est opérée conformément au décret-loi n°85-9 tel que modifié par la loi n° 87-9 du 6 mars 1987 et aux dispositions de l'article 105 du code des hydrocarbures, les redevances payées par les titulaires de permis de recherche ou / et d'une concession d'exploitation, à leur société mère établie à l'étranger au titre des études techniques et de l'assistance technique ne sont pas soumises à l'impôt sur les sociétés et ne font pas, en conséquence l'objet de retenue à la source.

Paragraphe 2 : les retenues à la source :

Comme toutes les autres personnes régies par le droit commun, les entreprises pétrolières sont soumises aux obligations de retenue à la source. Cette dernière est prélevé sur les paiements des honoraires, commissions, rémunérations des activités non-commerciales, ainsi que sur les salaires du personnel. Cependant, le personnel de nationalité étrangère, ayant la qualité de non résident avant son recrutement par les sociétés pétrolières et étant affecté aux activités d'exploitation sous le régime du décret-loi et aux activités de prospection, de recherche et d'exploitation sous le régime du code des hydrocarbures, peut bénéficier, aux termes de l'article 39 bis, de l'exonération de l'IRPP et de l'IS au titre des traitements et salaires qui lui sont versés. Ils sont soumis en contre partie, à une contribution fiscale forfaitaire aux termes de 20 % du montant brut de sa rémunération y compris la valeur des avantages en nature.

D'une façon générale, ces taxes sont de faibles valeurs (par rapport à la redevance et l'impôt pétrolier) et sont payées en contre partie d'un service rendu par l'administration. En plus des impôts dus en vertu du droit commun, les compagnies pétrolières sont soumises en Tunisie, aux paiements de certaines taxes spécifiques à l'exercice des opérations de recherche et d'exploration pétrolières.

Chapitre 2 : la redevance proportionnelle :

Il est important de présenter la redevance proportionnelle déjà énoncée par l'article 101.2.1et ce en analysant sa définition, l'assiette, le taux, ainsi que le calcul et son paiement.

Section première : présentation de la redevance proportionnelle:

Il est important de définir la redevance proportionnelle, présenter l'assiette et le taux de la redevance.

Paragraphe premier : définition:

La redevance proportionnelle est un impôt proportionnel à la valeur de la production des hydrocarbures d'une concession qui revient à l'Etat qui a le droit de choisir son mode de perception en espèce ou en nature. Cet impôt est calculé indépendamment de résultat réalisé par le titulaire du titre de l'exploitation de la concession. En effet son taux n'est pas fixe, il varie selon un rapport « R » déterminé par le rapport entre les revenus nets cumulés et les dépenses totales cumulées relatifs à une concession donnée.

La question se pose au niveau de la nature de cette redevance qui peut être soit un impôt direct (puisqu'elle est supportée par l'entreprise pétrolière et elle est variable selon le degré de récupération des capitaux investis par le titulaire), soit un impôt indirect. Personnellement, je vois qu'il s'agit d'un impôt direct puisque la redevance « est proportionnelle aux quantités d'hydrocarbures produites par le titulaire »^28(*).

Paragraphe 2 :L'assiette de la redevance:

L'assiette de la redevance correspond soit à la quantité produite en cas de prélèvement « en nature, en espèce au choix de l'autorité concédante et dans les conditions prévues par la convention particulière »^29(*). Il faut dire que les quantités d'hydrocarbures injectées dans les gisements ou consommés pour les besoins de l'exploitation sont exclues de l'assiette de la redevance.

Paragraphe 3 : le taux de la redevance:

Il faut signaler que depuis l'entrée en vigueur du décret - loi n° 85-9 du 14 septembre 1985, la redevance proportionnelle est calculée suite à des taux variables déterminés selon le rapport « R ». En effet, selon l'article 101.2.3, le taux de la redevance proportionnelle est fixé comme suit :

Pour la redevance proportionnelle applicable aux hydrocarbures liquides, le taux est fixé selon le tableau suivant :

Rapport « R »	Taux de la redevance
« R » inférieur ou égal à 0,5	2
« R » supérieur à 0,5 et inférieur ou égal à 0,8	5
« R » supérieur à 0,8 et inférieur ou égal à 1,1	7
« R » supérieur à 1,1 et inférieur ou égal à 1,5	10
« R » supérieur à 1,5 et inférieur ou égal à 2	12
« R » supérieur à 2 et inférieur ou égal à 2,5	14
« R » supérieur à 2,5	15

Toutefois, et en cas de non participation de l'entreprise nationale dans une concession d'exploitation, le taux de la redevance proportionnelle de cette concession ne peut être inférieur à 10%.

Pour la redevance proportionnelle applicable aux hydrocarbures gazeux, le taux est fixé selon le tableau suivant :

Rapport « R »	Taux de la redevance
« R » inférieur ou égal à 0,5	2%
« R » supérieur à 0,5 et inférieur ou égal à 0,8	4%
« R » supérieur à 0,8 et inférieur ou égal à 1,1	6%
« R » supérieur à 1,1 et inférieur ou égal à 1,5	8%
« R » supérieur à 1,5 et inférieur ou égal à 2	9%
« R » supérieur à 2 et inférieur ou égal à 2,5	10%
« R » supérieur à 2,5 et inférieur ou égale à 3	11%
« R » supérieur à 3 et inférieur ou égale à 3,5	13%
« R » supérieur à 3,5	15%

Toutefois, et en cas de non participation de l'entreprise nationale dans une concession d'exploitation, le taux de la redevance proportionnelle de cette concession ne peut être inférieur à 8%.

Section 2 : Paiement de la redevance :

Avant de savoir le paiement proprement dit de la redevance (paragraphe 2), il faut analyser le mode de calcul du rapport « R » (paragraphe premier).

Paragraphe premier : mode du calcul du rapport « R »:

A ce niveau, on peut dire que les revenus nets cumulés découlent de la différence entre les sommes des chiffres d'affaires ou les produits provenant de la vente des hydrocarbures de tous les exercices antérieurs à celui de l'exercice considéré et relatif à la concession concernée. Les chiffres d'affaire excluent les stocks, les produits accessoires et les gains accessoires ou exceptionnels.

En contre partie, les dépenses totales cumulées désignent la somme des dépenses d'exploration et d'appréciation réalisées sur le permis auxquelles s'ajoutent les dépenses de développement et d'exploitation de la concession concernée à l'exclusion des impôts et taxes dus ou payés par le titulaire, des amortissements sur la concession ainsi que les résorptions de toute nature.

Les dépenses d'exploration qu'on prend en considération dans la détermination du rapport « R » d'une concession sont celles réalisées depuis la date de l'attribution de permis jusqu'à la date de la notification de la concession concernée.

Il ne faut pas oublier que lorsque les dépenses d'exploitation et d'appréciation réalisées sur un permis sont prises en compte pour la détermination d'un « R » relatif à une concession donnée, elles ne sont plus reprises dans le calcul du rapport « R » d'une autre concession.

En plus, si ces dépenses concernent une concession donnée comme par exemples dépenses d'appréciation pour l'extension d'un gisement relatif à une concession déterminée, elles seront prises en considération dans la détermination du rapport « R »relatif à cette concession.

Pour les dépenses de développement et d'exploitation à prendre en compte dans la détermination du rapport. Pour les dépenses de développement et d'exploitation à prendre en compte dans la détermination du rapport « R » d'une concession, elles correspondent à l'ensemble des dépenses engagées depuis la notification de son développement jusqu'à la date de clôture de l'exercice fiscal en cause.

Paragraphe 2 : paiement de la redevance proportionnelle:

Pour l'application du rapport « R », le titulaire devra calculer les revenus et les dépenses cumulés en faisant la somme entre les revenus et les dépenses cumulés identifiés au titre des exercices antérieurs et les revenus et dépenses prévus au titre de l'exercice d'imposition.

Dans une deuxième étape, ce dernier devra, dans un délai n'excédant pas le 31 octobre de l'année qui précède celle concernée par l'imposition, présenter ce rapport aux autorités compétentes du ministère chargé de l'industrie pour approbation. Ces dernières sont tenues de notifier leur décision avant la fin de l'exercice précédent celui concernée par l'imposition. Puis, il paie la redevance proportionnelle mensuellement dans les 15 jours du mois qui suit celui au titre duquel elle est due.

Finalement, il est tenu, au plus tard, le 31 mars de l'année suivant celle concernée par l'imposition, de notifier aux autorités compétentes du ministère chargé des hydrocarbures, le rapport définitif calculé sur la base des dépenses réellement engagés et des revenus effectivement réalisés afin d'apporter une régularisation de la redevance payée.

Si le rapport « R »définitif est supérieur au rapport prévisionnel, l'Etat a le droit de prélever, à tout moment, le reliquat de la quantité d'hydrocarbures qui appartenant en cas où la redevance est perçue en nature ou de percevoir, lors de dépôt de la déclaration relative au dernier trimestre de l'exercice en cas où la redevance est perçue en espèce. Dans les deux cas, le complément de l'impôt sur les bénéfices est payé lors du dépôt de la dernière déclaration trimestrielle de l'exercice concerné par l'imposition.

Si le rapport « R » définitif est inférieur à celui déterminé d'une manière provisoire, le titulaire a le droit de retenir sur les quantités dues à l'Etat celles enlevées en trop dans le cas où la redevance est payée en nature ou de déduire l'excédent de la redevance est payée en nature ou de déduire l'excédent de la redevance et de l'impôt sur les bénéfices payés de l'impôt sur les bénéfices du au titre du trimestre qui suit celui de l'arrêt de la situation définitive. En cas de surplus non imputé, il est reportable sur les premières obligations futures.

Le régime fiscal applicable en cas de défaut ou de retard de paiement de la redevance (en nature ou en espèce) diffère selon la règlementation régissant la société en question. En effet, sous l'empire du décret-loi 85-9, aucune sanction n'a été prévue. Par contre, sous le régime du code des hydrocarbures, le retard dans le paiement de la redevance est possible d'intérêts moratoires calculés au taux du marché monétaire (TMM), majoré de 5 points.

Il est important de savoir, en plus de sa présentation, les modalités de détermination de l'impôt pétrolier.

Section première : présentation de l'impôt pétrolier :

Il est essentiel d'analyser la définition de l'impôt pétrolier (paragraphe premier), son principe de détermination (paragraphe 2), et son taux (paragraphe 3).

Paragraphe premier : définition et caractéristiques:

Durant la période précédente le décret loi 85-9 du 14 septembre 1985, le taux de l'impôt sur les bénéfices était fixé par les conventions et les cahiers de charges conclus entre l'Etat tunisien et les sociétés pétrolières. Ainsi, il dépendait du pouvoir de négociation de chacune des deux parties contractantes. L'impôt sur les bénéfices était liquidé à des taux fixes qui ne tenaient compte ni de l'importance de la découverte ni des dépenses qu'elle avait engendré.

Toutefois, dans le cadre du régime fiscal incitatif à la recherche pétrolière apporté par le décret-loi 85-9 du 14 septembre 1985 et consacré par le code des hydrocarbures, le taux de l'impôt sur les bénéfices varie selon le fameux rapport « R ».

Paragraphe 2 : principe de détermination du résultat :

L'article 107. 1 du code des hydrocarbures, énonce le principe suivant : « le bénéfice imposable est calculé séparément pour chaque concession d'exploitation ». Ceci signifie que dans le cas où le titulaire exploite plus d'une concession, le résultat fiscal est déterminé concession par concession en l'absence de toutes les possibilités de compensation entre les résultats bénéficiaires et déficitaires des différentes concessions issues du même permis.

Mais comme tout principe, il y a quelques dérogations pour l'imposition séparée des concessions à savoir :

· La possibilité d'imputation des dépenses de recherches engagées sur un permis donné sur toute concession issue de ce permis,

· La possibilité d'imputation des dépenses de développement non encore amorties, et relatives à une concession issue du même permis .Les dépenses amortissables concernent même celles non encore constatés en comptabilité à l'exclusion des pertes fiscales d'exploitation,

· La possibilité d'imputation des dépenses de recherche réalisés dans le cadre de nouveaux engagements en plus des engagements initiaux sur une concession issue d'un autre permis et ce après une décision du ministre chargé des hydrocarbures.

· La possibilité d'imputation des dépenses de recherche engagé au titre de nouveau permis sur des concessions issues des permis antérieurs après autorisation du ministre chargé des hydrocarbures à la condition que le développement de la concession issue de l'ancien permis soit réalisé avant l'attribution de nouveau permis. Dans les deux derniers cas, les dépenses sont imputées dans la limite de 50 % du bénéfice imposable de la concession concernée.

Paragraphe 3 : le taux de l'impôt sur les bénéfices :

S'agissant de ce taux, nous sommes passés d'un taux fixe dépendant de la négociation entre les deux parties contractantes à des taux variables en fonction du rapport « R ». Ces taux ont été prévus par la loi 87-9 du 6-3-1987 et par le code des hydrocarbures, ces taux sont fixés en fonction du rapport « R » et ce comme suit :

Rapport « R »	Taux de l'impôt
« R » inférieur ou égal à 1,5	50%
« R » supérieur à 1,5 et inférieur ou égal à 2	55%
« R » supérieur à 2 et inférieur ou égal à 2,5	60%
« R » supérieur à 2,5 et inférieur ou égal à 3	65%
« R » supérieur à 3 et inférieur ou égal à 3,5	70%
« R » supérieur à 3,5	75%

Rapport « R »	Taux de l'impôt
« R » inférieur ou égal à 2,5	50%
« R » supérieur à 2,5 et inférieur ou égal à 3	55%
« R » supérieur à 3 et inférieur ou égal à 3,5	60%
« R » supérieur à 3,5	65%

Où cas où il s'agit d'un contrat d'association avec l'entreprise nationale dans une concession donnée et si le pourcentage de participation de celle-ci est égal ou supérieur à 40 %, le taux de l'impôt sur les bénéfices est fixé à 50%.

S'agissant des modalités de paiement, le titulaire pourra payer par voie d'avance trimestrielle sur la base des bilans provisoires, au plus tard, à la fin des 3 mois qui suivent la fin du trimestre considéré, ou par voie de régularisation définitive au plus tard 6 mois après la fin de chaque exercice soit le 30 juin de chaque année.

Section 2: Modalités de détermination du bénéfice imposable :

Selon l'article 107. 2 « sous réserve des dispositions du présent code, le bénéfice imposable est déterminé comme en matière d'impôt sur les sociétés, conformément aux règles fixées par le code de l'impôt sur revenu des personnes physiques et de l'impôt sur les sociétés ou tout autre texte législatif qui lui serait substitué ».^30(*)

Pour cela, il est nécessaire de traiter les produits imposables et les charges déductibles.

Paragraphe premier : les produits imposables :

Les produits imposables sont : les produits de vente des hydrocarbures, le stock des hydrocarbures, ainsi que les plus value de cession d'intérêt.

Sous paragraphe premier : Produits de vente des hydrocarbures : Pour le calcul du bénéfice imposable, le prix de vente des hydrocarbures, comme déjà énoncé dans le code, peut être fixé de deux manières : soit le prix de vente normal tel que défini par la convention particulière pour les hydrocarbures vendus à l'exportation et dans tous les cas ce prix ne peut pas être inférieur à celui fixé par le ministère chargé des hydrocarbures, soit le prix de vente réel facturé au client pour les ventes locales.

Sous paragraphe 2 : Le stock des hydrocarbures : Comme en matière de droit commun, le stock des hydrocarbures est évalué à son coût historique, c'est-à-dire à son prix de revient qui correspond à son coût de production et une part des coûts directs et indirects pouvant être raisonnablement rattachés à la production à savoir les amortissements, les frais généraux de direction... .

Sous paragraphe 3 : Plus values de cession d'intérêts : Il s'agit de la cession totale ou partielle par un titulaire de ses droits de recherche et ou d'une concession d'exploitation. Il faut dire que cette cession est soumise à l'autorisation préalable du ministère chargé des hydrocarbures, si le cessionnaire est une société autre qu'une société affiliée. Si la société cessionnaire est une société affiliée, la cession est libre de la condition d'informer le ministère.

La cession partielle d'intérêt n'entraine pas une annulation de permis de recherche ou de la concession d'exploitation. En effet, cette cession engage le cessionnaire dans la mesure où il sera tenu, d'une part, envers l'Etat par la convention déjà signée par le titulaire, et d'autre part il s'engage vers le cédant par un contrat d'association.

Encore, la cession totale entraine la continuité des dits titres miniers et l'apparition des nouveaux titulaires ou co-titulaires qui subsistent dans leurs droits et obligations.

Il faut dire que dans le cadre du régime antérieur à la loi n° 99-93 du 17 / 8 / 99 relative à la promulgation du code des hydrocarbures, les plus values réalisés sur les cessions d'intérêts étaient soumises à l'impôt sur les bénéfices. Mais, la loi n° 2002-23 du 14 / 02/ 2002 complétant la loi sur les hydrocarbures, a apporté une nouveauté. En effet, au niveau du cédant, les plus values ne sont soumises à aucune imposition dont notamment l'impôt sur les bénéfices. Cependant, au niveau de cessionnaire, il tirera les mêmes avantages et les mêmes conditions que le cédant comme s'il n'avait pas eu cession et indépendamment du prix de la transaction.

Paragraphe 2 : les charges déductibles :

Les charges déductibles sont : les amortissements, les frais de siège, les charges financières, les provisions pour remise en état du site, les frais de garantie, les impôts, droits et taxes et les réserves de réinvestissements.

Sous paragraphe premier : Les amortissements : Les puits de développement productifs, les équipements et les installations d'exploitation des gisements de production, de stockage, de transport et de chargement des hydrocarbures peuvent être amortis à des taux variant entre ceux fixés par le droit commun et un taux maximum de 30 % par an.

Si le titulaire a opté pour des taux inférieurs, ce dernier devra continuer à appliquer le même plan d'amortissement durant toute la période du plan d'amortissement.

En plus, le titulaire a le choix de traiter certaines charges soit comme des frais déductibles au cours de l'exercice au cours duquel elles ont été engagées, soit comme des immobilisations amortissables annuellement dans la limite de 30%, et ces amortissements concernent :

· Les dépenses de prospection et de recherche qui comprennent : « les dépenses relatives aux travaux à caractère géologique, géophysique et assimilés, les dépenses des forages de recherche imputables à chaque gisement d'hydrocarbures liquides ou gazeux ainsi que tous les puits non productifs ou secs, ainsi que les dépenses d'administration générale et autres frais généraux assimilés »^31(*) ;

· Les frais de forage non compensés, qui désignent tous les frais qui ne sont pas susceptibles d'une réutilisation ou qui n'ont pas une valeur de récupération au delà d'une année à partir de la date de leur mise en service ;

· Les coûts des forages des puits non productifs d'hydrocarbures liquides ou gazeux commercialisables ;

· Les frais de premier établissement relatifs au commencement des activités de recherche et d'exploitation.

Cependant et dans le but d'encourager les activités de recherches dans les zones d'accès difficile ou celles visant des objectifs gaziers ou des objectifs géologiques profonds, le ministre chargé des hydrocarbures peut accorder au titulaire du permis de recherche, le bénéfice d'une majoration de 10 à 30 % des dépenses de recherche y afférentes et ce, aux fins de l'amortissement fiscal.

Toutefois, le bénéfice de la majoration prévue au présent article n'est pas cumulable avec le bénéfice des dispositions prévues à l'article 110 paragraphe 2 et 3 du présent code. Les zones d'accès difficiles sont fixées par l'arrêté du ministre chargé des hydrocarbures à savoir l'extrême nord du pays, le centre nord, la Tunisie centrale, l'erg oriental, les chotts, les sebkhas et les zones marines.

Le régime antérieur à la promulgation du code des hydrocarbures n'a pas prévu des positions en ce qui concerne l'amortissement à pratiquer par le cessionnaire en cas de cession d'intérêts. A cette effet, le cessionnaire ne constatait que les amortissements correspondant aux montants réellement investis, et ce indépendamment de la valeur comptable nette des actifs. Mais, à partir de la loi n° 99-93 du 17 /8 / 99 relative aux hydrocarbures, et étant donné que le cessionnaire se substitue soit totalement soit partiellement au cédant, il aura donc les mêmes droits et obligations de ce dernier. Parmi ces droits, il continue à bénéficier de l'application de l'amortissement des biens, droits et valeurs reçus sur la base de leurs valeurs comptables nettes avant l'opération de cession et aux mêmes taux pratiques par le cédant, et ce indépendamment du prix de la transaction qui peut être en dessous de la valeur comptable nette des actifs cédés.

Sous paragraphe 2 : Les frais de siège : Pour les frais de siège on distingue entre les charges directes et les charges indirectes. Les charges directes de siège sont les frais de siège directement affectés à l'établissement stable en Tunisie et qui sont intégralement déduits pour la détermination du résultat fiscal.

Sous paragraphe 3 : Les charges financières : les charges d'intérêt d'emprunt ou de crédit admises en déduction sont ceux relatives aux investissements de développement. Le bénéfice de cette déduction est subordonné aux deux conditions suivantes : d'abord, le montant de l'emprunt qui ne doit pas dépasser 70 % pour chaque investissement, ensuite l'obtention d'une autorisation du ministre chargé des hydrocarbures après avis de la Banque Centrale de la Tunisie. Il ressort de ce qui procède que les charges financières relatives au financement des travaux de prospection et de recherche ne sont pas comme déductibles, en effet, les articles 7 et 10 du code des hydrocarbures, exigent que les entreprises qui demanderont l'obtention de permis de prospection ou de recherche, en plus des ressources techniques, des ressources financières propres leurs permettant de conduire leurs travaux dans les meilleurs conditions.

Sous paragraphe 4 : Les provisions pour remise en état du site : Après l'approbation du ministère chargé des hydrocarbures, le titulaire d'une concession, peut constituer en franchise de l'impôt, une provision qui couvrira les dépenses engendrés lors de l'abandon et de la remise en état initial du site d'exploitation. En effet, l'article 118, du code autorise la constitution de la provision au cours des cinq (5) dernières exercices pour un site localisé en mer et au cours des 3 derniers exercices pour un site situé sur terre, et cette période pourra être prolongée sur demande justifiée et après autorisation expresse du ministère chargé des hydrocarbures.

S'agissant de son calcul, la provision déductible est calculée par la différence entre le cumul des provisions y compris celle de l'exercice en cours et le cumul des provisions à la fin de l'exercice antérieur.

Il faut souligner qu'en cas où la provision constituée est supérieure aux frais effectivement payés pour la remise en état de sites, la provision inutilisée est soumise à l'impôt sur les bénéfices aux taux applicable au résultat de l'exercice de sa constitution en dispense des pénalités prévues par la législation en matière fiscale.

Sous paragraphe 5 : Les frais de garantie : Selon l'article 113. 4 du code, et en cas d'annulation de la concession et suite à son retour à l'autorité concédante, les frais de garantie, mis à la charge du titulaire, pour la mise en état de site, sont déductibles de bénéfices imposables.

Sous paragraphe 6 : Les impôts, droits et taxes : Sauf l'impôt sur les bénéfices, et la redevance des prestations douanières sur les hydrocarbures douanières exportés, tous les impôts, droits, redevances et taxes sont des charges déductibles.

Sous paragraphe 7: Les réserves de réinvestissement : Le droit Tunisien ouvre au titulaire et au co-titulaire de constituer une réserve pour réinvestissements destinées à la participation aux souscriptions au capital initial des sociétés nouvellement crées à objet agricole et / ou industriel à l'exception des activités d'exploration et de production des hydrocarbures. Il faut dire que cette provision est déductible dans la limite de 20% du bénéfice imposable.

En droit commun, l'article 7 du code des incitations aux investissements énonce que les personnes physiques ou morales qui souscrivent au capital initial ou à l'augmentation du capital des entreprises exerçant l'une des activités régies par ledit code peuvent bénéficier du dégrèvement des revenus ou bénéfices investis dans la limite de 35% des revenus ou bénéfices nets soumis à l'impôt sur le revenu ou à l'impôt sur les sociétés.

Le bénéfice de l'avantage fiscal est subordonné à la participation au capital d'une société nouvellement constituée, ce qui est de nature à exclure la souscription à l'augmentation du capital des sociétés sus indiquées. Si la réserve constituée et non réemployée au plus tard à la fin de la cinquième année qui suit sa constitution, doit être réintégré au résultat fiscal du cinquième exercice suivant celui de sa constitution. De même, le code des hydrocarbures a stipulé le même avantage tout en faisant une distinction entre réinvestissement financier et réinvestissement physique, et ce conformément au code d'incitations aux investissements.

· S'agissant du réinvestissement financier, la réserve souscrite, par le titulaire au capital initial ou lors de son augmentation des sociétés éligibles aux avantages fiscaux telles que prévues par la législation fiscale en vigueur et notamment le code d'incitations aux investissements ouvre droit dès sa constitution à une déduction dans la limite de 20 % du bénéfice imposable.

· S'agissant du réinvestissement physique, la réserve est constituée en vue de financer les dépenses de recherche sur le même permis ou sur d'autres permis de recherche détenus par le titulaire est déductible dans la limite de 20 % du bénéfice imposable et sans dépasser 30 % du montant des dépenses en question. A défaut de réinvestissement en totalité ou en partie des sommes bénéficiaires de l'avantage fiscal, en cours de l'exercice suivant celui de sa constitution, la réserve sera soumise à l'impôt sur les bénéfices aux taux applicable au résultat de l'exercice au titre du quel elle est constituée majorée des pénalités de retard.

En plus, les entreprises pétrolières sont soumises aux taxes suivantes :la taxe annuelle relative aux permis de recherche et la taxe annuelle relative à la concession d'exploitation qui sont prévues par les articles 101.1.1 et 101.1.2 du code des hydrocarbures.

Toutefois, cette fiscalité et en dépit de sa diversification aura des impacts sur l'attraction des investissements et sur l'évolution des activités pétrolières.

La question qui se pose est celle de savoir comment un système fiscal aura des impacts sur deux éléments ayant des objectifs conflictuels. D'une part, il faut maximiser les revenus de l'Etat d'une part et la préservation des avantages octroyés aux entreprises pétrolières qui cherchent avant tout la rentabilité économique des gisements d'autre part.

En effet, les sociétés pétrolières considèrent que la fiscalité devra tenir compte des investissements énormes que nécessitent la recherche, la prospection et l'exploitation pétrolière. Pour ces entreprises, la fiscalité n'est pas le seul moyen dont nous tiendrons en compte. Pour préserver plus de flexibilité, les prélèvements fiscaux de l'Etat doivent être liés aux facteurs de production réelle, aux prix sur le marché et des coûts techniques.

En outre, l'Etat utilise la fiscalité comme étant un instrument pour encourager tel ou tel secteur. L'Etat, par sa propre législation interne, détermine les impôts dus sur les sociétés pétrolières. Il faut avouer que le secteur pétrolier joue un rôle primordial dans le développement économique et social du pays, mais ceci ne doit pas constituer un obstacle pour attirer les investisseurs du secteur pétrolier. La rente pétrolière considérée comme ressource importante aussi bien pour le budget de l'Etat que pour la balance des paiements, a procuré aux pays une certaine aisance financière. Cette dernière permet une croissance soutenue. Toutefois, et depuis quelques années, cette rente pétrolière a connu une baisse sensible due à la stagnation de la production de pétrole en Tunisie.

Généralement, et pour bien cerner cet impact de la fiscalité pétrolière, , il est nécessaire de savoir si la fiscalité a un effet direct sur la rentabilité des gisements et donc sur l'activité exploration - production. Encore, il est important de savoir dans quelle mesure la fiscalité pétrolière constitue un facteur déterminant pour l'alimentation du budget de l'Etat et pour stabiliser les facteurs macro économiques. D'où, il serait nécessaire de consacrer le premier chapitre à l'étude de l'impact de la fiscalité pétrolière sur les ressources de l'Etat, alors que le deuxième chapitre sera réservé à l'étude de l'impact de la fiscalité sur la rentabilité des gisements. A travers ses deux chapitres nous allons déduire le passage d'une fiscalité pétrolière contractuelle, neutre à une fiscalité active encourageante l'activité pétrolière.

Chapitre premier :

L'Etat intervient par plusieurs techniques juridiques pour alimenter ses ressources financières et couvrir ses dépenses et selon la formule de Gaston jèze « il y a des dépenses publiques, il faut les couvrir »^32(*). Tout problème financier se ramène à un problème de couverture de dépenses. « L'affirmation n'a pas besoin d'être démontrée pour les questions d'impôts et de ressources publiques en général : par définition même, leur raison d'être est d'assurer le règlement des dépenses de l'Etat. La chose est aussi évidente pour les problèmes de crédit public et d'emprunt. Le chiffre des dépenses à couvrir constitue le budget des dépenses, tandis que les recettes correspondantes constituent le budget des recettes. Le budget est alors considéré comme le cadre général de toutes les opérations financières. Le pétrole en générant des recettes additionnelles, permet ainsi de couvrir des dépenses dont la réalisation restait encore, jusque-là, utopique »^33(*).

Il en découle que la fiscalité pétrolière est un outil pour se procurer de l'argent (section première). En plus, la fiscalité pétrolière est considérée comme un facteur déterminant ayant des relations avec d'autres indicateurs économiques, notamment avec le budget de l'Etat (deuxième section).

Section première : la fiscalité pétrolière outil pour l'alimentation des ressources de l'Etat :

L'impôt pétrolier permet à l'Etat, en cas de découverte de réserves de pétrole, de réaliser un « miracle pour son économie » (paragraphe première). Le bon usage de la fiscalité pétrolière est important, en effet, parfois, l'afflux de devises est parfois mal utilisé, ce qui peut encourager la corruption et les ingérences étrangères. L'effet réel est souvent contrasté, surtout dans les pays les plus pauvres. En outre, l'Etat simple collecteur d'impôt, est devenu une partie prenante dans le secteur pétrolier et ce en intervenant directement dans les permis accordés aux sociétés pétrolières (paragraphe 02).

Paragraphe premier : la fiscalité pétrolière source d'aisance financière :

Etant le plus gros commerce international en valeur (et en volume), le pétrole modifie considérablement les flux des devises. Les grands pays producteurs auront des excédents à placer, ce qui leur donne un poids financier important. A titre d'exemple, on peut citer le cas de la Russie qui avait une dette très lourde et ce pays semblait à un certain moment proche de la cessation de paiements. Mais, depuis la hausse des prix du pétrole à l'échelle internationale, et suite à l'augmentation de sa production, ce pays a profité des recettes fiscales, et la dette a été pratiquement remboursée.

Il faut souligner à ce niveau que toute fluctuation du prix du pétrole aura un impact direct sur le budget de l'Etat, le budget des ménages. Cette fluctuation, influe en proportion variable, sur le prix d'autres biens et services, en effet, plusieurs biens sont produits en utilisant et en recourant du moins indirectement du pétrole.

Face au choc pétrolier et en parallèle avec l'augmentation des prix du pétrole à l'échelle mondiale, la facture pétrolière est devenue de plus en plus lourde pour les pays importateurs. Ces pays devraient donc chercher à rééquilibrer le partage de la rente pétrolière avec les pays producteurs.

Les baisses d'impôts et les subventions ne permettent pas d'atteindre ce but puisqu'elles ne constituent que des transferts internes. Pire encore, elles augmentent la demande de pétrole, et en conséquence les prix payés aux producteurs.

Il faut souligner que, contrairement à ce que pensent certains économistes, les prélèvements exceptionnels sur les profits des compagnies pétrolières étrangères ne constituent non plus une meilleure solution pour faire diminuer les prix. Leurs profits ne représentaient que 5% de la valeur de la production pétrolière mondiale. C'est pourquoi, et pour minimiser l'ampleur du choc pétrolier, il faut bien maitriser la consommation de l'énergie et donc diminuer la demande du pétrole. En effet, l'idée d'une taxation plus forte des produits pétroliers se heurte à plusieurs obstacles, puisque la taxation des produits pétroliers exige une coordination entre les pays consommateurs^34(*).

Paragraphe 02 : les techniques juridiques pour alimenter les ressources de l'Etat :

Les techniques juridiques « régissant l'activité pétrolière, ont connu des changements soit au niveau du mode d'intervention de l'Etat, soit au niveau de l'évolution de l'imposition fiscale des revenus des sociétés étrangères opérantes dans le secteur »^35(*).

La convention de recherche relative à chaque permis, précise le régime fiscal correspondant, et ce compte tenu des éléments suivants :

- l'importance des capitaux nécessaires pour les travaux d'exploration et de production,

A ce niveau, l'amélioration de tout régime juridique des concessions pétrolières permet à l'Etat d'avoir une part importante de la rente. Il faut dire que l'introduction du régime de partage de la rente tient compte de la participation de l'Etat dans l'activité pétrolière. Normalement, « le régime fiscal est établi avant qu'aucune des parties connaisse l'état de la nature »^36(*). Dans ce cas, le problème de l'Etat est de s'accaparer « la plus grande partie possible de la rente, sans causer de distorsion et tout en préservant l'incitation de la firme à faire de l'investissement initial nécessaire »^37(*).

« La relation entre l'autorité concédante et les investisseurs a connu des changements »^38(*), ce qui a donné lieu à l'émergence de plusieurs types d'accords pétroliers à savoir :

Sous paragraphe premier : la concession :

La concession est « un arrangement par lequel la compagnie pétrolière reçoit un droit, auprès de l'autorité concédante »^39(*), en échange du paiement de tous les coûts et taxes spécifiques, d'explorer le pétrole et au cas où la production démarre, de produire et de commercialiser le pétrole. Le plus souvent, il est concédé à la compagnie pétrolière d'exporter le pétrole brute tout en respectant l'obligation d'écouler une proportion de cette production sur le marché local. Ce type d'accord aura comme conséquence le minimum d'implication dans la gestion des opérations pétrolières.

Sous paragraphe 2 : le contrat d'association :

Depuis les années 70, l'Etat voulait participer directement ou indirectement par l'intermédiaire de sa principale compagnie pétrolière nationale (l'entreprise tunisienne d'activités pétrolières) dans l'exploitation des concessions en prenant conscience de l'importance de l'enjeu pétrolier. Dans toutes les exploitations, l'ETAP a le droit à une option de participation à un taux déterminé par elle-même dans la limite du taux maximum convenu dans les conventions pétrolières.

Généralement, l'ETAP participe en association avec les opérateurs étrangers, à l'exploitation et la production d'hydrocarbures en Tunisie. Outre la commercialisation de sa production propre, il faut dire que l'ETAP commercialise pour le compte de l'Etat Tunisien du pétrole brut, en gaz naturel, des huiles de base. En 2002, le chiffre d'affaire de l'ETAP, établissement public à caractère non administratif, s'est élevé à 290 millions de dinars. L'ETAP jouit d'une excellente santé financière alimenté par son importante capacité de génération de cash-flows. Les schémas de financement des investissements de l'ETAP sont établis conformément aux instructions qu'elle reçoit dans ce sens du ministère des finances pour tenir en compte les considérations macro- économiques.

Sous paragraphe 3 : le contrat de partage :

Le contrat de partage est « un contrat de service conclu, après l'approbation de l'autorité concédante, entre la société nationale en sa qualité de titulaire et à la quelle est attribué aussi bien le permis de recherche que la concession d'exploitation, et un entrepreneur faisant preuve qu'il possède des ressources financières et l'expérience technique nécessaires »^40(*).

Dans le contrat de partage, l'entrepreneur prend en charge le financement à ses risques de l'intégralité des travaux d'exploration, d'appréciation, de développement et d'exploitation. Il conduit ces travaux pour le compte et sous le contrôle du titulaire. En cas de production d'hydrocarbures, le titulaire remettra à l'entrepreneur un pourcentage de la production en vue du remboursement des dépenses effectuées dans le cadre du contrat et un pourcentage convenu du reste de la production à titre de rémunération.

Il existe un troisième type de contrat appelé « contrat de service » à risque, dont la société pétrolière agit en tant qu'opérateur pour le comte d'un Etat ou d'une entreprise nationale. Ce dernier assume la totalité du risque financier de l'exploration-production.

La fiscalité pétrolière en tant que ressource financière pour l'Etat a un impact important sur le budget de l'Etat (paragraphe premier), ceci permettre de tirer les caractéristiques de cette fiscalité pétrolière en tant que source financière (paragraphe 2).

Paragraphe premier : les recettes fiscales pétrolières :

Il faut souligner que les recettes fiscales ont progressé de 12,4 % en 2007 par rapport à 7,2% en 2006, pour atteindre 9.518 MDT. Nous déduisons à ce niveau que cette évolution peut être expliquée à la progression de l'activité économique, et surtout l'accroissement des impôts sur les sociétés pétrolières qui ont augmenté de 62,5% suite entre autres, à la hausse des prix des carburants. Hors fiscalité pétrolière, les recettes fiscales se sont accrues de 8,9 % contre 6,4 % en 2006.^41(*)

En effet, et « suite à l'accroissement de la production nationale du pétrole et à la suite de la flambée des prix de ce produit (moyenne de 75,52 dollar le baril en 2007 contre 65,14 dollar en 2006), l'impôt sur les sociétés pétrolières s'est accru, représentant 9,4% du total de la fiscalité en 2007 contre 6,5 une année auparavant^42(*).

En plus, le pétrole occupe une place importante même dans les recettes « non fiscales ». En effet, les recettes fiscales, sont estimées à environ 1.926 MDT en 2007 et elles ont été générées notamment par les rubriques suivantes:

- 280 MDT au titre des revenus pétroliers et de la redevance des gazoducs : revenus pétroliers (127 MDT contre 120 MDT en 2006) et redevance - gaz (153 MDT contre 169 MDT). Cette régression de la redevance s'explique (16 MDT) par :

· La diminution du volume du gaz naturel algérien transitant par la Tunisie (23,3 milliards m3 en 2006) qui s'est répercuté sur la part revenant à l'Etat Tunisien.

· La baisse du taux de change du dollar américain qui est revenu de 1,330 à 1,270 dinars, au moment où les prix du gaz ont augmenté sur le marché international^43(*) (279 dollars / TEP en 2007 contre 271 dollars / TEP en 2006).

Paragraphe 2 : les caractéristiques de la fiscalité pétrolière:

Cette fiscalité pétrolière permettra de se procurer des ressources financières. Pour les contrats d'association, le régime fiscal se manifeste à travers le paiement de la redevance et elle varie entre 2% à 15 % en fonction du rapport R tel que prévue par l'article 101.2.4 du code des hydrocarbures, et le paiement de l'impôt pétrolier entre 50% et 75 % de l'impôt sur les bénéfices pour les hydrocarbures liquides et entre 50% et 65% pour les hydrocarbures gazeux^44(*).

Il faut dire que le régime fiscal des entreprises pétrolières en Tunisie, a connu une évolution remarquable. Cette évolution se caractérise par le passage d'une fiscalité « contractuelle » vers « un régime se basant à la fois sur les dispositions contractuelles et sur un cadre juridique global »^45(*). Aussi, ces entreprises pétrolières auront un régime privilégié.

D'une façon générale, on peut identifier le passage de la fiscalité pétrolière par trois phases : une première phase contractuelle, une deuxième phase marquée par le décret-loi n° 85-9 du 14 septembre 1985 ainsi que d'autres textes qui l'ont modifié et complété, et enfin une troisième phase marqué par la promulgation du code des hydrocarbures.

Durant la première phase contractuelle, l'aspect contractuel est le plus dominant. Le cadre conventionnel consistait en une convention et un cahier de charges signés par l'Etat Tunisien et la compagnie pétrolière. Ce cadre conventionnel reste l'élément le plus important de la réglementation pétrolière en Tunisie. En effet, et puisque les rares textes réglementaires posent les principes généraux de la conduite des travaux de recherche et d'exploration, la convention « va encore plus loin et définit en détail les droits et obligations mis à la charge de chacune des parties considérant les circonstances et données propres au permis en question ».^46(*)

Etant par essence un contrat, la convention met à la charge de chacune des parties contractantes un ensemble d'obligations. D'après les textes en vigueur à cette époque (convention, cahiers des charges), la redevance et l'impôt sur les bénéfices étaient liquidés à des taux fixes qui n'ont pas tenu compte ni de l'importance des découvertes, ni des dépenses que la société pétrolière ont investi. Dans ce système caractérisé par sa rigidité, le titulaire d'un permis se trouvait passif et n'augmentait pas les dépenses de prospection puisqu'elles n'ont pas d'influence sur l'impôt payé par ladite société. De ce fait, les quantités produites peuvent ne pas couvrir les charges et les dépenses de l'investisseur après le paiement de l'impôt.

Avec le décret-loi n° 85-9 du 14 septembre 1985, le souci du législateur était de faciliter l'octroi et la gestion des titres miniers, en effet ce décret a crée un régime fiscal approprié pour le développement des petits gisements ainsi que l'introduction du régime de partage de production à côté du régime concessionnaire classique.

Le souci de ce décret-loi était entre autres, l'encouragement de la recherche pétrolière qui nécessitait l'assouplissement du système fiscal par l'abandon des tarifs issus des négociations et leur remplacement par des tarifs légaux tenant compte de l'importance de la découverte et de l'effort de l'investissement du titulaire du permis.

En effet ce nouveau régime a introduit une nouvelle méthode pour le calcul des taux de la redevance et de l'impôt sur les bénéfices et qui varient selon le rapport « R ». ce système, à travers ce rapport « R », permet d'atténuer le taux des prélèvements dés lors que les revenus bruts de la concession sont réduits par rapport aux dépenses nécessités par la recherche, le développement et l'exploitation. Le législateur a introduit la notion économique dans l'activité pétrolière depuis 1985. Le taux de la redevance n'est plus lié à la quantité produite mais à la rentabilité du gisement.

Chapitre 2 :

La fiscalité pétrolière est constituée des textes régissant le secteur des hydrocarbures. L'Etat et les compagnies pétrolières opérantes en Tunisie, sont devant deux intérêts divergents :

- D'une part, l'Etat Tunisien veut attirer le maximum d'opérateurs étrangers qui s'intéressent à investir en Tunisie dans le secteur des hydrocarbures,

- D'autre part, les sociétés pétrolières étrangères veulent maximiser la rentabilité de leurs investissements. Sinon, elles ne prennent pas le risque d'explorer sur le sol Tunisien.

Il faut souligner à ce niveau que plusieurs systèmes fiscales échouent et n'arrivent pas à atteindre leurs objectifs « parce que le pétrole est laissé en attente à cause des charges fiscales, en particulier relatives aux gisements marginaux »^47(*).

La question qui se pose à ce niveau est de savoir dans quelle mesure la fiscalité pétrolière agit sur les activités d'exploration et de production des hydrocarbures et dans quelle mesure elle est orientée pour réaliser la rentabilité des gisements pétroliers ?(section première), en effet, il existe une relation significative entre le développement de l'activité exploration et la fiscalité. Mais cette fiscalité pétrolière n'est pas le seul facteur déterminant (section 2).

Section première : la fiscalité vise la rentabilité des gisements pétroliers:

Il est primordial de trouver un tel système fiscal adéquat qui permet de concilier les intérêts des parties (l'Etat et l'entreprise pétrolière) et ce pour aménager la fiscalité qui tiendra compte de la rentabilité du gisement.

L'analyse de cette question nécessite de savoir les facilités accordées à tous les niveaux des activités pétrolières (paragraphe premier) ainsi que les encouragements de l'Etat pour promouvoir la recherche et la prospection pétrolière (paragraphe 2).

Paragraphe premier : les encouragements visant l'accélération des activités pétrolières:

Les encouragements visant l'accélération des activités pétrolières se situe à deux niveaux : d'abord au niveau de la phase d'exploration (sous paragraphe premier), ensuite au niveau de la production (sous paragraphe 2).

Sous paragraphe premier : Les encouragements au niveau de la phase d'exploration ;

Généralement la phase exploration comprend tous les travaux de prospection préliminaire, les activités géologiques, géophysiques et de forage ainsi que les essais de production.

Il est nécessaire d'encourager les activités de recherche et de prospection pour que les sociétés pétrolières notamment étrangères investissent dans ce domaine. Il faut savoir que, comme la plupart des pays « les gisements d'hydrocarbures situés dans le sous - sol de l'ensemble du territoire national et dans les espaces maritimes tunisiens font partie de plein droit, en tant que richesse nationales, du domaine public de l'Etat Tunisien »^48(*).

En effet la relance de l'exploration constitue un objectif permanent de la politique énergétique en Tunisie. Et c'est dans ce cadre que les autorités publics ont pris, durant ces dernières années, des mesures d'encouragement et ce afin d'assouplir les conditions fiscales, d'alléger les procédures d'octroi et de renouvellement des permis et de favoriser l'exploration. Ceci a été concrétisé par la promulgation de plusieurs lois qui régissent le secteur pétrolier notamment la loi n° 90-56 du 18 juin 1990, portant encouragement à la recherche et à la production d'hydrocarbures liquides et gazeux, ainsi que la loi n° 99-93 du 17 août 1999, portant promulgation du code des hydrocarbures.

La promulgation de cette législation était jugée nécessaire pour inciter encore les entreprises pétrolières étrangères pour investir en Tunisie dans le secteur des hydrocarbures.

La Tunisie connaissait depuis les années 90 un épuisement des réserves en hydrocarbures, de l'augmentation des coûts d'exploration et de production ainsi que l'augmentation de la demande nationale.

C'est pourquoi, il est nécessaire de rendre le régime fiscal des entreprises pétrolières plus flexible pour permettre aux sociétés pétrolières de continuer leurs efforts d'exploration.

Sous paragraphe 2 : Les encouragements au niveau de la phase de la production ;

La fiscalité était imposée de la même manière sur les différents champs sans tenir compte de leurs importances, tout en ignorant que le développement des gisements marginaux nécessite des coûts élevés. Il est nécessaire pour encourager la production d'établir un régime fiscal adéquat qui tient compte de la stratégie de l'entreprise opérante dans le secteur pétrolier et du fait que les découvertes sont devenues de plus en plus marginales.

En effet, vu que les cours du pétrole des champs marginaux s'avèrent élevés, les pays comme la Tunisie disposant des champs marginaux ont opté pour une stratégie visant à exploiter de nouveau ces champs pour avoir du pétrole brut avec le moindre coût.

Même si la production des champs marginaux s'avère coûteuse et de longue durée, l'exploration ou la prospection pétrolière sur le sol Tunisien reste certes une solution plus efficace et pertinente que celle du recours aux ajustements des prix si l'ont veut à long terme satisfaire nos besoins en hydrocarbures et ne plus être dépendant des fluctuations du prix d l'or noir sur le marché mondial.

Ces permis ne donneront pas immédiatement du pétrole. En effet, entre les premières études sismiques et l'exploitation, il y a généralement plusieurs années. Il ne faut jamais oublier que l'Etat Tunisien (Etat et ETAP) ne gèrent que les parties de la production qui leurs reviennent de droit et dans les permis où l'ETAP aura pris part financière.

Paragraphe 2 : les encouragements de l'Etat pour promouvoir les activités pétrolières :

Sous paragraphe premier : un régime privilégié :

Le régime de faveur permet l'octroi de la franchise des droits et taxes dus à l'importation des produits, articles et matériels de prospection, de recherche et d'exploitation des hydrocarbures, et ce à l'exception de la redevance des prestations douanières et de la redevance des traitement automatique de l'information.

Sont admis au bénéfice de la franchise tout appareil, équipement, matériel et véhicule destinés à être utilisés effectivement pour ces activités déjà citées, ou dans le cadre de la production d'électricité , au sens de l'article 66,3,b du code des hydrocarbures. Aussi, sont admis au bénéfice de la franchise des véhicules automobiles de service, nécessaires aux opérations de transport. Par ailleurs, le régime fiscal privilégié ne s'appliquera pas aux biens et marchandises de la nature de ceux qu'il sera possible de se procurer en Tunisie, de type adéquat et de qualité comparable à un prix de revient à l'importation desdits biens ou marchandises s'ils étaient importés. Le bénéficiaire du régime fiscal privilégié doit souscrire un engagement de ne pas céder, à titre gratuit ou onéreux, les matériels de prospection, de recherche et d'exploitation, importés sous le régime fiscal privilégié sans autorisation préalable de la direction générale des douanes.

En ce qui concerne le régime du personnel étrangère, recrutées par les titulaires de permis de prospection , de recherche, ayant la qualité de non-résident, avant leur recrutement ou leur détachement en Tunisie, et affectés aux activités de prospection, de recherche et d'exploitation, peuvent bénéficier du régime de l'importation temporaire, en franchise des droits et taxes, de leurs mobiliers et effets personnels, ainsi que d'une voiture de tourisme par personne. Le bénéficiaire devra souscrire un engagement de ne pas céder, à titre onéreux ou gratuit, les effets, mobiliers et le véhicule automobile admis en franchise des droits et taxes. La cession de tout les éléments citée est soumise à l'accomplissement, au préalable, des formalités de commerce extérieur, et au paiement des droits et taxes, en vigueur à la date de cession, calculés sur la base de la valeur desdits effets, mobiliers et :ou du véhicule à cette même date.

Sous paragraphe 2 : la stratégie pétrolière:

La stratégie pétrolière en Tunisie vise à trouver des remèdes pour la situation actuelle caractérisée par le déclin de la production et des réserves. Les problèmes fondamentaux « s'expliquent par :

- Les difficultés empêchant le développement des gisements marginaux dues au faible niveau des prix et à la modicité des réserves prouvées »^49(*)

Entre 2001et 2004, près de 10 nouveaux puits de pétrole ont été découverts dans le sud Tunisien. Ces nouvelles découvertes assurent presque 30% de la production totale de la Tunisie, estimée à 26 millions de barils, soit 3,4 millions de tonnes de pétrole brute. Cependant, ces nouveaux puits ne peuvent assurer qu'une exploitation de 20 ans, en tenant compte du rythme d'exploitation actuel. En 2005, 14 nouveaux permis ont été octroyés, contre 4 en moyenne par an sur 9 opérations d'exploitation effectuées, on a découvert deux(2) puits de pétrole. L'année 2006, a enregistré la découverte de gaz et de pétrole sous les puits Warda, dans le sud Tunisien sur la concession Jenin. En 2006, également et dans le bassin de Ghadamès, situé dans le sud Tunisien, de nouveaux petits gisements pétroliers sont entrés en production, à savoir Dalia, Nour, Hawaï et Adam, pour une production journalière de 70 000 barils par jour. En 2007, le permis « Sud Tozeur », qui couvre une superficie de 4380 km2 a été octroyé à la société canadienne « Rigo oil company limited ». Le programme de travaux de la période initiale fixée à 4 ans, correspond au forage d'un puit d'exploration pour un investissement estimé à 8 millions de dollars. En 2008, la compagnie pétrolière et gazière « circle oil » a commencé des opérations de forage dans la région de Ras matmour situé au sud de la Tunisie. La Tunisie possède une participation de 23% dans le permis de Ras mamour^50(*).

En huit mois , le gouvernement Tunisien a octroyé pas moins six permis de recherche d'hydrocarbures, dont les derniers remontent au mois d'août et septembre 2008 au profit des sociétés britanniques « GB Petroleum PLC » et « Cooper Energy Tunisia Bargou LTD ». Ces autorisations figurent parmi les 44 permis de prospection d'hydrocarbures programmés par l'Etat Tunisien entre 2007 et 2011 pour forer au moins 75 puits de pétrole. Quinze puits devraient être forés par an et huit permis de prospection d'hydrocarbures seront accordés chaque année^51(*).

En ce qui concerne le vieillissement des anciens champs, il faut dire que ces nouveaux puits vont contribuer à compenser la baisse de production de certains gisements comme d'Ashtart dans le Golfe de Gabès, ou El Borma dans l'entrée du sud Tunisien. En effet, les autorités Tunisiennes ont multiplié ces dernières années l'attribution des permis de recherche d'hydrocarbures pour tenter d'augmenter la production nationale, après l'épuisement des principaux gisements du pays à savoir « El Borma » et « Ashtart ». La Tunisie connait une dynamique réelle en matière de recherche pétrolière et gazière dans une conjoncture caractérisée par la flambée du cours mondial des hydrocarbures.

Ainsi, quelques 45 compagnies pétrolières nationales et étrangères opèrent en Tunisie et exploitent 50 permis de prospection, moyennant des investissements de l'ordre de 350 millions de dinars^52(*).

Les autorités tunisiennes ont multiplié ces dernières années l'attribution des permis de recherche d'hydrocarbures pour tenter d'augmenter la production nationale après l'épuisement des principaux gisements du pays.

Section 2 : la fiscalité pétrolière n'est pas le seul facteur déterminant :

La fiscalité pétrolière aura un impact sur l'évolution du secteur pétrolier. . En effet, le prix et le volume des investissements seront parfois des éléments néanmoins, d'autres facteurs interviennent dans le choix des entreprises pétrolières pour mobiliser leurs investissements. En effet, le prix et le volume des investissements seront parfois des éléments déterminants pour accélérer le rythme d'exploitation et de la production pétrolière (paragraphe premier), c'est pourquoi, il est important de savoir les manifestations de l'allègement de la fiscalité pétrolière (paragraphe 2).

Paragraphe premier : les facteurs déterminants du secteur pétrolier

Le prix (sous paragraphe premier) et les investissements (sous paragraphe 2) sont les deux facteurs qui interviennent dans le choix stratégique des compagnies pétrolières.

Sous paragraphe premier : l'impact des investissements :

L'impôt est considéré comme un paramètre important dans le calcul de la rentabilité d'une activité. L'impôt aura un impact direct sur le revenu net de l'investisseur qui espère récupérer son argent dans le plus court délai, surtout dans le secteur pétrolier. Ce secteur se caractérise par un risque élevé.

il est important de savoir les capacités d'autofinancement des compagnies pétrolières. En effet, la décision d'investir pour toutes les entreprises pétrolières est fonction des moyens financiers dont disposent ces entreprises compte tenu du lien étroit entre l'investissement et les moyens financiers dont dispose l'investisseur.

Théoriquement, plus le revenu des compagnies pétrolières augmentent, plus l'activité exploration - production s'améliore. Il ressort que l'investissement semble être la variable ou le facteur qui a plus de poids sur l'activité exploration-production.

L'amélioration de la rentabilité économique des gisements est constatée à partir du calcul du délai de récupération qui est réduit à 3 ans. En Tunisie, des investissements de l'ordre de 1500 millions de dinars ont été consacré, en 2007 à l'activité exploration. Ces financements ont permis le forage de 44 puits^53(*).

Les investissements d'exploration et de développement des hydrocarbures ont été multipliés par 5, passant de 500 MD à 2700 Md en 2008. « En 2009, du fait de la conjoncture internationale, un fléchissement a été enregistré mais les investissements restent néanmoins à un niveau significatif de 1900 MD, suite à la poursuite des projets de développement engendrant le maintien du rythme élevé des investissements »^54(*).

Etant donné que les investissements dans les activités d'exploration, depuis l'analyse des roches mères, jusqu'aux forages des puits d'appréciation, nécessitent des capitaux importants. Les entreprises pétrolières ne s'engagent dans l'activité exploration- production après avoir effectué des séries de calculs technico-économique.

Les compagnies pétrolières, dans le choix du pays où investir, prennent en considération le régime fiscal en place. Pour illustrer le niveau d'investissement, le secteur de l'énergie a fait l'objet de 60 % du total des investissements directs étrangers (IDE) réalisés dans le pays. Plusieurs entreprises étrangères sont actives dans le secteur y compris le groupe autrichien OMV et le pétrolier anglo-hollandais Royal Deutsch Shell.

Sous paragraphe 2 : l'impact des prix :

Selon certaines études, le prix et le taux de succès sont des variables qui expliquent mieux l'activité exploration - production mesurée par le nombre des puits forés.

Dans le monde et aux Etats unis d'Amérique, le prix du brut est une variable déterminante dans l'effort d'exploration. Le prix est une variable déterminante dans la décision d'investissement en exploration. En effet, si 'explosion des prix pétroliers contribue à augmenter les pressions inflationnistes qui pèsent sur l'économie Tunisienne, le prix élevé du carburant représente un problème pour le secteur énergétique national. Cette flambée des prix, a poussé les investisseurs de s'orienter vers les pays producteurs de pétrole secondaires, pour conduire une série de nouveau puits d'exploration.

Même les puits de petite taille sont importants dans le processus de prospection pétrolière à cause des prix internationaux qui compensent les coûts élevés d'exploration et d'exploitation.

Encore, il faut dire que le prix du pétrole est fixé en dollar des Etats Unis. Quand le dollar baisse, les investisseurs et les spéculateurs ont tendance à acheter plus de pétrole. La spéculation ne provoque pas, à elle seule, une hausse des cours du pétrole mais elles augmentent la hausse.

D'une façon générale, il est très difficile de dissocier la fiscalité des autres facteurs tels que le prix et les investissements. La fiscalité aura des effets sur l'encouragement de l'activité exploration - production.

Paragraphe 2 : l'allègement du poids de la fiscalité pétrolière:

La législation tunisienne a voulu, à travers plusieurs modifications du contexte juridique, alléger le poids de la fiscalité pour inciter les investisseurs et encourager l'activité exploration - production surtout avec l'augmentation du prix du pétrole à l'échelle mondiale et la régression de la production nationale et le recours aux puits déjà épuisés.

Sous paragraphe premier : l'évolution de la législation :

Les nouvelles législations ont pour but d'encourager les activités de cherche et d'exploration pétrolière. Puisque plusieurs gisements pétroliers sont devenus de plus en plus non rentables, le législateur Tunisien a introduit pour la première fois la notion économique et ce depuis le décret de 1985.

La fiscalité pétrolière est mesurée maintenant en Tunisie par deux principaux impôts pétroliers : la redevance proportionnelle à la production et l'impôt sur les bénéfices en cas de découverte. En effet, le taux de la redevance n'est plus lié à la quantité produite, mais aussi à la rentabilité des gisements.

Sous paragraphe 2 : la redevance proportionnelle tient compte de la rentabilité du gisement :

Puisque les découvertes sont de plus en plus marginales, et puisque les coûts des travaux de prospection ainsi d'exploitation sont élevés, la Tunisie a choisi une stratégie d'assouplissement de son régime fiscal pour attirer les sociétés étrangères à s'implanter en Tunisie.

En effet, depuis le décret de 1985, le système fiscal Tunisien a introduit la notion de partage de al rente, basée sur la rentabilité du gisement.

Le rapport « R » est aussi utilisé pour fixer le niveau de participation de l'Etat dans les concessions en cas de découverte.

Tous les autres taux sont liés avec le rapport « R ». Ces taux augmentent avec l'accroissement du rapport « R » suite à l'amélioration de al rentabilité des gisements.

On peut dire qu'à partir de ce système, le partage de la rente est flexible et dépend de la rentabilité du gisement. Ceci ressort de l'article 101-2-3 qui stipule que : « le taux de la redevance proportionnelle est déterminé en fonction du rapport « R » des revenus nets cumulés aux dépenses totales cumulés de chaque co-titulaire et relatifs respectivement à chaque concession d'exploitation et au permis de recherche du quel elle est issue »^55(*)

Conclusion Générale

Il est claire que la question de la fiscalité des entreprises pétrolières en général et spécialement en Tunisie reste un sujet très intéressent, dans la mesure où cette fiscalité apporte une somme très importante au trésor public. En plus, cette fiscalité aura un impact très important dans l'attraction des investissements directs étrangers.

La fiscalité pétrolière a connu en Tunisie une grande évolution, en effet depuis 1948 et jusqu'à nos jours, cette fiscalité pétrolière était passée d'une fiscalité contractuelle basée essentiellement sur les conventions de concessions et les cahiers des charges, à une fiscalité plutôt légale c'est-à-dire qui trouve ses ressources dans les lois et les décrets et notamment le code des hydrocarbures.

En plus de leur soumission aux règles de droit commun, les entreprises pétrolières sont soumises aux règles spécifiques aux hydrocarbures notamment l'impôt sur les bénéfices (impôt pétrolier) et la redevance proportionnelle, ainsi que d'autres règles spécifiques.

La réalité des entreprises pétrolières en Tunisie, montre bien qu'il est nécessaire d'améliorer le régime fiscal des entreprises pétrolières pour mieux exploiter les gisements pétroliers et avoir de plus en plus les ressources naturels notamment avec l'augmentation du prix des énergies surtout le prix du pétrole.

Dans tous les cas, il est important de souligner que la fiscalité pétrolière reste une problématique qui suscite d'autres questions et d'autres domaines juridiques, financiers et même politiques, et reste toujours une question d'actualité qui nécessite plus d'analyse et de développement.

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- Loi n° 90-56 du 18 juin 1990 portant encouragement à la recherche et à la production d'hydrocarbures liquides et gazeux.

- Loi n° 99-93 du 17 août 1999, portant promulgation du code des hydrocarbures ; telle que modifiée par la loi n° 2002- 23 du 14 février 2002 ;la loi n° 2004- 61 du 27 juillet 2004 ; et la loi n° 2008- 15 du 18 février 2008.

- Décret n° 2000-713 du 5Avril 2000, fixant la composition et le fonctionnement de la commission consultative des hydrocarbures ;

- Décret n° 2001- 1842 du 1^er août 2001 relatif à l'approbation de la convention type relative aux activités de recherche et de l'exploitation des hydrocarbures.

- Arrêté des ministres des finances et de l'industrie, de l'énergie et des petites et moyennes entreprises du 22 décembre 2006, portant fixation du montant et des modalités de règlement de la prime du stockage des produits pétroliers.

Introduction générale.................................................................................................6

Première partie : les spécificités de la fiscalité des entreprises pétrolières..........................................................................................................................................16

Chapitre 1 : soumission des entreprises pétrolières à certaines taxes et redevances du droit commun................................................................................................19

Section 1 : les impôts et les taxes..............................................................................19

Paragraphe premier : impôts liés à l'exercice des activités pétrolières..................................19

Paragraphe 2 : impôts liés aux lieux et matériels d'activités pétrolières...............................21

Section 2 : les redevances et les retenues à la source.....................................23

Paragraphe premier : la redevance des prestations douanières..............................................23

Paragraphe 2 : les retenues à la source......................................................................................24

Chapitre 2 : la redevance proportionnelle.......................................................................25

Section 1 : présentation de la redevance proportionnelle................................25

Paragraphe premier : définition...................................................................................................................25

Paragraphe 2 : l'assiette de la redevance......................................................................................25

Paragraphe 3 : taux de la redevance..............................................................................................26

Section 2 : paiement de la redevance........................................................................27

Paragraphe premier : mode du calcul du rapport R....................................................................27

Paragraphe 2 : paiement de la redevance ..................................................................................28

Chapitre 3 : l'impôt sur les bénéfices : impôt pétrolier...........................................31

Section 1 : présentation de l'impôt pétrolier............................................................31

Paragraphe premier : définition et caractéristiques.........................................................................31

Paragraphe 2 : principe du détermination du résultat ...............................................................32

Paragraphe 3 : taux de l'impôt pétrolier..........................................................................................32

Section 2 : modalités de détermination du bénéfice imposable....................33

Paragraphe premier : les produits imposables.............................................................................34

Paragraphe 2 : les charges déductibles .......................................................................................35

deuxième partie : impact de la fiscalité des entreprises pétrolières........................................................................................................................................40

Chapitre1 :impact de la fiscalité pétrolière sur les ressources de l'Etat...42

Section 1 : la fiscalité pétrolière outil pour l'alimentation des ressources de l'Etat.................................................................................................................................................42

Paragraphe premier : la fiscalité pétrolière source d'aisance financière................................43

Paragraphe 2 : les techniques juridiques pour alimenter les ressources de l'Etat...........44

Section 2 : la fiscalité pétrolière et le budget de l'Etat........................................47

Paragraphe premier : les recettes fiscales pétrolières...................................................................47

Paragraphe 2 : les caractéristiques de la fiscalité pétrolière....................................................48

Chapitre 2 : l'impact de la fiscalité pétrolière sur la rentabilité des gisements..............................................................................................................................................50

Section 1 : la fiscalité vise le rentabilité des gisements pétroliers.................................................................................................................................................51

Paragraphe premier : les encouragements visant l'accélération des activités pétrolières...............................................................................................................................................................................51

Paragraphe 2 : les encouragements de l'Etat pour promouvoir les activités pétrolières...............................................................................................................................................................................53

Section 2 : la fiscalité pétrolière n'est pas le seul facteur déterminant......57

Paragraphe premier : les facteurs déterminants du secteur pétrolier.....................................57

Paragraphe 2 : allègement du poids de la fiscalité pétrolière ..................................................59

Conclusion générale.................................................................................................... 62

Bibliographie.................................................................................................................... 64

PLAN...................................................................................................................................... 67

* 1^_ - Albert Léonard Dikoume, « la fiscalité pétrolière des Etats membres de la CEMAC », page 15, Harmattan 2008, paris.

* 3 _ - « le marché de l'énergie en Tunisie », Rapport émis sur internet par le ministère du développement économique, de l'innovation et de l'exportation, Montréal, Canada, décembre 2007.

* 5 _ - Khalifa Tounekti, « la concurrence dans le secteur de l'énergie en Tunisie », conférence des Nations Unies sur le commerce et le développement, réunion du groupe d'experts intergouvernemental du droit et de la concurrence, Genève 17-19 juillet 2007.

* 8 _ - il s'agit notamment de la loi n° 87-9 du 6 Mars 1987 et la loi n° 90-56 du 18 juin 1990.

* 9 _ - Mhamed Guezzah, « le régime fiscal des activités de recherche et d'exploitation des hydrocarbures », page 19, mémoire de fin d'étude en sciences comptable, ISCAE 2007-2008

* 11 _ - « la fiscalité pétrolière et son évolution en ASS et dans le monde »,in AFD Jumbo Rapport Thématique Pétrole, page 17, septembre 2004

* 12^_ -Walid Tlil, fiscalité pétrolière prévue par le code des hydrocarbures, page 21, mémoire de fin d'étude du mastère spécialisé en droit fiscal, FSJPS février 2006.

* 13 _ - Dictionnaire de l'Académie Française (8 ème édition), publié sur internet.

* 17 _ - Albert Léonard Dikoume, « la fiscalité pétrolière des Etats membres de la CEMAC », page 17, Harmattan 2008, Paris.

* 20 _ - Albert Léonard Dikoume, « la fiscalité pétrolière des Etats membres de la CEMAC », page 20, Harmattan 2008, Paris.

* 21 _ - Walid Tlil, fiscalité pétrolière prévue par le code des hydrocarbures, page 22, mémoire de fin d'étude du mastère spécialisé en droit fiscal, FSJPS février 2006.

* 22 _ - ce terme est utilisé par le législateur Tunisien, jort n° 67 du 20 août 1999, p 1483.

* 23 _ - cours de droit fiscal, mastère professionnel en droit fiscal, Mme Neila Chaabène 2007-2008.

* 24 _ - ces taxes sont les impôts, droits et taxes payés par les fournisseurs de services, biens, équipements, matériels, produits et matières premières ou consommables qui sont normalement compris dans le prix d'achat. Art 100, G, JORT n° 67 du 20 août 1999, page 1483.

* 27^{_ - Walid Tlil,
fiscalité pétrolière prévue par le code des
hydrocarbures, page 33, mémoire de fin d'étude du mastère
spécialisé en droit fiscal, FSJPS février 2006.}

* 32^_ - JEZE (G), cours de la science des finances et de la législation financière, Paris, Giard, 6ème édition, 1922.

* 33 _ - Albert Léonard Dikoume, « la fiscalité pétrolière des Etats membres de la CEMAC », pages 40-41, Harmattan 2008, Paris.

* 34 _ - La fiscalité pétrolière et son évolution en ASS et dans le monde, p 21, in AFD Jumbo, Rapport Thématique Pétrole septembre 2004.

* 35^_ - Adel Bouras, « fiscalité des entreprises pétrolières », page 4, mémoire du diplôme d'études supérieures spécialisées en droit de l'entreprise, FSJPS 1998-1999.

* 36^_ - Adel Bouras, « fiscalité des entreprises pétrolières », page 26, mémoire du diplôme d'études supérieures spécialisées en droit de l'entreprise, FSJPS 1998-1999.

* 38^_ - F. Abid et A. Achour : « fiscalité et accords pétroliers », novembre 2001.

* 39^_ - - Mhamed Guezzah, « le régime fiscal des activités de recherche et d'exploitation des hydrocarbures », page 8, mémoire de fin d'étude en sciences comptable, ISCAE 2007-2008.

* 44^_ - travaux préparatoires de la chambre des députés sur la modification de la loi n° 99-93 du 17 août 1999.

* 45^_ - Walid Tlil, fiscalité pétrolière prévue par le code des hydrocarbures, page 4, mémoire de fin d'étude du mastère spécialisé en droit fiscal, FSJPS février 2006.

* 46^_ - Med. Samir. Tlil , « le cadre juridique de la recherche pétrolière en Tunisie », mémoire en diplôme d'études supérieures en droit de commerce international, FSJPS 1991, page 25.

* 47^_ - Adel Bouras, « fiscalité des entreprises pétrolières », page 26, mémoire du diplôme d'études supérieures spécialisées en droit de l'entreprise, FSJPS 1998-1999.

* 49^_ - A. Lapointe et H. Taghavi, « l'industrie des hydrocarbures : défis et opportunités : actes du colloque », Tunis 27-29 Avril 1994, éditions TECHNIP, page 43.

* 50^_ - les nouveaux objectifs de la prospection des hydrocarbures et les défis de développement du secteur du gaz naturel, 11^ème conférence sur l'exploration et la production pétrolière en Tunisie, ETAP, Gammarth 2008.

* 51 _ - les nouveaux objectifs de la prospection des hydrocarbures et les défis de développement du secteur du gaz naturel, 11ème conférence sur l'exploration et la production pétrolière en Tunisie, ETAP, Gammarth 2008.

* 53^_ - les nouveaux objectifs de la prospection des hydrocarbures et les défis de développement du secteur du gaz naturel, 11ème conférence sur l'exploration et la production pétrolière en Tunisie, ETAP, Gammarth 2008.

La fiscalité des entreprises pétrolières en Tunise

Introduction Générale

Chapitre premier :

Section première : les impôts et les taxes:

Paragraphe premier : impôts liés à l'exercice des activités pétrolières:

Sous paragraphe premier : le régime suspensif en matière de TVA :

Sous paragraphe 2 : les droits d'enregistrement :

Paragraphe 2 : impôts liés aux lieux et matériels d'activités pétrolières:

Sous paragraphe 2 : la taxe sur les immeubles bâtis :

Section 2 : les redevances et les retenues à la source:

Paragraphe premier : la redevance des prestations douanières:

Paragraphe 2 : les retenues à la source :

Chapitre 2 : la redevance proportionnelle :

Section première : présentation de la redevance proportionnelle:

Paragraphe premier : définition:

Paragraphe 2 :L'assiette de la redevance:

Paragraphe 3 : le taux de la redevance:

Section 2 : Paiement de la redevance :

Paragraphe premier : mode du calcul du rapport « R »:

Paragraphe 2 : paiement de la redevance proportionnelle:

Section première : présentation de l'impôt pétrolier :

Paragraphe premier : définition et caractéristiques:

Paragraphe 2 : principe de détermination du résultat :

Paragraphe 3 : le taux de l'impôt sur les bénéfices :

Section 2: Modalités de détermination du bénéfice imposable :

Paragraphe premier : les produits imposables :

Paragraphe 2 : les charges déductibles :

Chapitre premier :

Paragraphe premier : la fiscalité pétrolière source d'aisance financière :

Sous paragraphe premier : la concession :

Sous paragraphe 2 : le contrat d'association :

Sous paragraphe 3 : le contrat de partage :

Paragraphe premier : les recettes fiscales pétrolières :

Paragraphe 2 : les caractéristiques de la fiscalité pétrolière:

Chapitre 2 :

Sous paragraphe premier : Les encouragements au niveau de la phase d'exploration ;

Sous paragraphe 2 : Les encouragements au niveau de la phase de la production ;

Sous paragraphe premier : un régime privilégié :

Sous paragraphe 2 : la stratégie pétrolière:

Paragraphe premier : les facteurs déterminants du secteur pétrolier

Sous paragraphe premier : l'impact des investissements :

Sous paragraphe 2 : l'impact des prix :

Paragraphe 2 : l'allègement du poids de la fiscalité pétrolière:

Sous paragraphe premier : l'évolution de la législation :

Conclusion Générale

Bibliographie

Introduction générale.................................................................................................6

Section 1 : les impôts et les taxes..............................................................................19

Paragraphe premier : impôts liés à l'exercice des activités pétrolières..................................19

Paragraphe 2 : impôts liés aux lieux et matériels d'activités pétrolières...............................21

Section 2 : les redevances et les retenues à la source.....................................23

Paragraphe premier : la redevance des prestations douanières..............................................23

Paragraphe 2 : les retenues à la source......................................................................................24

Chapitre 2 : la redevance proportionnelle.......................................................................25

Section 1 : présentation de la redevance proportionnelle................................25

Paragraphe premier : définition...................................................................................................................25

Paragraphe 2 : l'assiette de la redevance......................................................................................25

Paragraphe 3 : taux de la redevance..............................................................................................26

Section 2 : paiement de la redevance........................................................................27

Paragraphe premier : mode du calcul du rapport R....................................................................27

Paragraphe 2 : paiement de la redevance ..................................................................................28

Chapitre 3 : l'impôt sur les bénéfices : impôt pétrolier...........................................31

Section 1 : présentation de l'impôt pétrolier............................................................31

Paragraphe premier : définition et caractéristiques.........................................................................31

Paragraphe 2 : principe du détermination du résultat ...............................................................32

Paragraphe 3 : taux de l'impôt pétrolier..........................................................................................32

Section 2 : modalités de détermination du bénéfice imposable....................33

Paragraphe premier : les produits imposables.............................................................................34

Paragraphe 2 : les charges déductibles .......................................................................................35

Chapitre1 :impact de la fiscalité pétrolière sur les ressources de l'Etat...42

Paragraphe premier : la fiscalité pétrolière source d'aisance financière................................43

Paragraphe 2 : les techniques juridiques pour alimenter les ressources de l'Etat...........44

Section 2 : la fiscalité pétrolière et le budget de l'Etat........................................47

Paragraphe premier : les recettes fiscales pétrolières...................................................................47

Paragraphe 2 : les caractéristiques de la fiscalité pétrolière....................................................48

Section 2 : la fiscalité pétrolière n'est pas le seul facteur déterminant......57

Paragraphe premier : les facteurs déterminants du secteur pétrolier.....................................57

Paragraphe 2 : allègement du poids de la fiscalité pétrolière ..................................................59

Conclusion générale.................................................................................................... 62

Bibliographie.................................................................................................................... 64