La fiscalité des entreprises pétrolières en Tunise

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 d'abandon des puits ;

· 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.

Deuxième partie :

Impact de la fiscalité des entreprises 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.

* 31 ^_ - - Jort n°67, du 20 aout 1999, page 1486.