La fiscalité pétrolière des Etats membres de la CEMAC à lire en Ebook, Albert Léonard - bande dessinée Ressources professionnelles Fiscalité\nLa fiscalité pétrolière des Etats membres de la CEMAC , livre ebook\nHarmattan - Dikoume Albert Léonard\ndirigée par Thierry LAMBERT Professeur à l’Université de Paris XIII\nLAMBERT Thierry (sous la direction de -), Les chantiers fiscaux à engager, 2002.\nBAYLAC Corinne, Le formalisme du droit fiscal , Préface de Jean LAMARQUE, 2002.\nLEFEUVRE André, Le paiement de l’impôt, Préface de Jean LAMARQUE, 2002.\nSUAREZ Macrino, Le système financier espagnol (1986 — 2001) : de l’émergence à la maturité , préface de Jacques LEONARD, avant-propos de Mariano ABAD, 2002.\nCHAUTARD Agnès, La mutabilité de l’instance fiscale et le droit à un procès équitable, préface de Guy GEST, 2003.\nLEROY Marc (sous la direction de -), Fiscalité et évitement de l’impôt en France et en Russie, préface de Dimitri Vladimirovitch ARONOV, 2003.\nDUMAS Georges, L’économie française à la dérive (1958 — 1981), préface de Michel ROCARD, 2003.\nVAUBAN, La dîme royale , 1 ère édition 1707, texte commenté par Jean-Marc DANIEL, 2004.\nAYRAULT Ludovic, Le contrôle juridictionnel de la procédure d’imposition, Préface de Jean LAMARQUE et avant-propos d’Yves BRARD, 2004.\nTHOMAS Jérôme Nirmal, Le contrôle fïscal des opérations internationales, préface de Guy GEST, 2004.\nHAYAT Mirko et LAMBERT Thierry (sous la direction de -), La décentralisation fiscale : jusqu ‘ où ? 2004.\nDRIE Jean-Claude, Procédures de contrôle fiscale. La voie de l’équilibre, Préface de Thierry LAMBERT, 2005.\nGHARBI Najib, Le contrôle fiscal des prix de transfert, préface de Thierry LAMBERT, 2005.\nLAMBERT Thierry et TURPIN Dominique (sous la direction de -), Les groupes d’intervention régionaux — GIR, 2005.\nLEROY Marc (sous la direction de -), Regards croisés sur le système fiscal : Allemagne, France, Italie, Russie, préface de Youri STEPANOV, 2005.\nLAMBERT Thierry (sous la direction de -), Les sanctions administratives fiscales : éléments de droit comparé, 2006.\nSID AHMED Karim, Droits fondamentaux du contribuable et procédures fiscales : étude comparative, préface de Cyril DAVID, 2006.\nGADHOUM Oualid, La doctrine administrative fiscale en Tunisie, préface de Néji BACCOUCHE, 2007.\nRAIMBAULT de FONTAINE Sophie (sous la direction de -) Doctrines fiscales : à la découverte de grands classiques, 2007.\nCameroun, Congo, Gabon, Guinée Equatoriale, Tchad, Centrafrique\nhttp://www.librairieharmattan.com diffusion. harmattan@wanadoo.fr harmattan1@wanadoo.fr\nEAN : 9782296053595\n« Quel que soit ce que l’on veut dire, il n’existe qu’un mot pour l’exprimer, un adjectif pour le qualifier, un verbe pour l’animer ».\nLe présent ouvrage est une version refondue et actualisée, sans en modifier la teneur, de la thèse de doctorat en droit de l’Université Paris 1 — l’anthéon-Sorbonne, soutenue publiquement le 26 octobre 2006. Il doit particulièrement à monsieur le professeur Bernard CASTAGNEDE.\nL’auteur trouve ici l’occasion de lui exprimer toute sa gratitude pour avoir bien voulu l’accompagner tout au long de sa recherche, du choix du sujet de thèse à la rédaction de la préface du présent ouvrage.\nLimbé, le 17 juillet 2007\nLa fiscalité applicable aux activités de recherche et d’exploitation pétrolière est aussi importante que méconnue.\nSon importance tient d’abord à sa fonction financière. Dans les Etats où sont exploitées des ressources hydrocarbures significatives, les prélèvements financiers obligatoires en rapport avec ces exploitations peuvent représenter une part substantielle, parfois prépondérante, des ressources publiques.\nElle tient également à son rôle économique. La consistance du régime fiscal proposé aux opérateurs miniers est un facteur important de la décision d’engager l’exploitation d’un gisement, de procéder à de nouvelles explorations ou recherches, et par là d’assurer la valorisation économique d’une ressource potentielle. La fiscalité applicable à l’opérateur exerce également des effets sur la nature des retombées économiques qu’un Etat peut escompter de la présence, sur son sol, de la ressource exploitée. Plus généralement, les conditions fiscales des exploitations pétrolières sont un élément de réponse aux questions que pose la conjugaison d’une demande mondiale croissante d’énergie et d’une raréfaction annoncée, sinon des réserves pétrolières, du moins de mises en exploitation nouvelles en rapport avec les besoins. Bien entendu, la fiscalité minière peut être également partie à la réflexion d’ensemble sur les moyens de la protection de l’environnement, à l’échelle de la planète.\nLe rôle politique de la fiscalité minière ne peut être non plus ignoré. Hors la question du bon usage des ressources qu’une puissance publique peut retirer de l’exploitation pétrolière, se pose celle de la pertinence du régime fiscal à un moment donné défini. Un régime trop favorable aux opérateurs, surtout lorsqu’ils sont extérieurs, peut ultérieurement susciter des sentiments de frustration, générateurs d’instabilité et d’insécurité juridique.\nLa méconnaissance de la fiscalité minière, évidemment préjudiciable à la définition d’un régime suffisamment équilibré pour assurer la pérennité des recherches et de l’exploitation ainsi qu’une répartition acceptable du produit net de celle-ci entre toutes les parties, tient sans doute à une technicité qui, propre à l’ensemble de la matière fiscale, est plus marquée encore lorsque le prélèvement fiscal intervient dans le domaine minier ou pétrolier. A la fiscalité de droit commun, s’ajoutent souvent, alors, de nombreux prélèvements spécifiques, comportant des assiettes et des tarifs variables. Les sources juridiques de ces prélèvements ne se trouvent pas seulement dans les codes fiscaux, mais aussi, par exemple, dans un code minier, un code des investissements, ou encore dans un document contractuel tel qu’une convention d’établissement.\nLa fiscalité minière ou pétrolière a surtout cette particularité d’être singulière, non seulement en ce sens que le régime en principe applicable au secteur n’est pas exactement ou seulement, ainsi qu’il vient d’être dit, le régime fiscal commun, mais aussi parce qu’il faut souvent constater une individualisation, par opérateur, voire par gisement, du traitement fiscal applicable. Cette singularité tient à de multiples causes, généralement liées, d’une manière ou d’une autre, à la question de la rente. En matière de mine ou de pétrole, il existe chaque jour, dans le monde, un cours uniforme auquel se vend et s’acquiert une quantité donnée du produit concerné. La mise sur le marché de cette quantité, cependant, ne s’effectue pas partout au même coût. Le coût de production varie selon la localisation et les caractéristiques du gisement, déterminant par là une variation de la rente minière ou pétrolière, c’est-à-dire, par exemple pour un prospect pétrolier particulier, de la différence entre le chiffre d’affaires hydrocarbures et le coût technique afférent au permis. La fiscalité doit être alors adaptée à la rente minière que peut dégager l’exploitation du gisement concerné, compte tenu des objectifs du pays d’accueil et de l’opérateur pétrolier. Celui-ci n’engagera l’exploitation que s’il peut en escompter, dans la durée, la récupération d’une part suffisante de la rente pétrolière. Le pays hôte sera pour sa part soucieux de la mise en exploitation du gisement, mais aussi d’une participation satisfaisante à son produit net. Une taxation trop lourde peut décourager l’opérateur. Une fiscalité trop favorable peut priver le pays d’accueil de ressources utiles, et générer une insatisfaction. La nécessité d’adapter le traitement fiscal applicable à chaque contexte d’exploitation, donnant la mesure de la rente minière, fait ainsi de la fiscalité minière ou pétrolière, en effet, une fiscalité « sur mesures ». Aux règles générales le cas échéant prévues par les lois ou règlements fiscaux ou miniers s’ajoutent alors, non sans altérations portées aux premières, les dispositions prévues par des actes particuliers, souvent de nature contractuelle.\nTechnique et singulière, la fiscalité minière est également variable, non seulement selon les lieux mais aussi selon les époques. Elle ne peut être indifférente au cadre juridique dans lequel se développe l’exploitation pétrolière. Jusqu’à la seconde moitié du vingtième siècle a ainsi prévalu, notamment pour l’exploitation par des compagnies occidentales des grands champs pétrolifères du Moyen Orient, le régime de la concession, assorti d’une fiscalité pour l’essentiel fondée sur l’application de royalties , ou redevances fixes au baril extrait. D’autres modes juridiques de production ont aujourd’hui cours, contrats à bénéfices partagés, joint ventures ou contrats de partage de production. Si les redevances n’ont pas partout disparu, elles sont généralement combinées avec une imposition directe du bénéfice dégagé par l’exploitation, le cas échéant assortie d’un prélèvement additionnel sur les profits exceptionnels.\nLa maîtrise de ces évolutions, comme de la fiscalité pétrolière actuelle en toute sa complexité, est sans doute inaccessible à qui n’a pas eu l’opportunité d’une familiarité pratique avec les nombreuses questions et difficultés que pose l’application de l’impôt à l’opérateur pétrolier.\nIl se trouve qu’Albert Léonard DIKOUME a eu deux fois cette opportunité, d’abord en tant qu’agent d’un opérateur exposé, par son activité, à supporter la fiscalité pétrolière, ensuite en tant que personne ressource d’une administration publique précisément en charge d’appliquer l’impôt aux entreprises de production de mines hydrocarbures. Cette double expérience, sans doute relativement rare, est devenue une double chance lorsque son bénéficiaire s’est heureusement convaincu de l’intérêt d’en faire bénéficier d’autres que lui.\nDisposant de la meilleure connaissance, tant de la science fiscale que de l’économie pétrolière, Albert Léonard DIKOUME nous livre de fait aujourd’hui, dans l’ouvrage intitulé « La fiscalité pétrolière des Etats membres de la CEMAC » pour lequel lui a été décerné, avec les félicitations du jury, le grade de docteur en droit de l’Université Paris-l Panthéon-Sorbonne, non seulement une très précieuse présentation de ce segment si particulier de la fiscalité, mais encore un ensemble de réflexions et de suggestions offrant de sérieuses perspectives de progrès en un domaine de grande sensibilité.\nSa présentation permet de prendre connaissance des principaux modes juridiques de l’exploitation pétrolière, et de leur évolution, comme des différents éléments de la fiscalité pétrolière susceptible d’être mise en œuvre. L’approche comparée de la pratique des Etats producteurs d’Afrique centrale, membres de la CEMAC, est un enrichissement précieux de la présentation des techniques à l’oeuvre, avec lesquelles le lecteur peut se familiariser. Si l’harmonisation des fiscalités concernées rencontrera sans doute les limites qu’impose la singularité, précédemment soulignée, de toute fiscalité minière, une commune amélioration des régimes appliqués peut certainement trouver inspiration dans le travail d’Albert Léonard DIKOUME. Bien au-delà, d’ailleurs, du cercle des Etats membres de la CEMAC, la lecture de son ouvrage sera de grande utilité, tant pour les opérateurs, et leurs experts, envisageant le développement de nouvelles activités de recherche et d’exploitation pétrolière que pour les pouvoirs publics, et leurs représentants, des pays et collectivités ayant la chance de disposer dans leur sol ou sous-sol, terrestre ou maritime, de ressources naturelles susceptibles de favoriser un développement économique et social durable et harmonieux, pour peu, notamment, que soit judicieusement fixé le régime d’imposition permettant d’assurer le juste partage du produit de leur exploitation.\nCOLLECTION FINANCES PUBLIQUES Page de titre Page de Copyright Epigraphe AVERTISSEMENT Préface TABLE DES PRINCIPALES ABREVIATIONS INTRODUCTION GENERALE PREMIERE PARTIE - LES PARTICULARISMES DE LA FISCALITE PETROLIERE\nTITRE I - LES TENDANCES COMMUNES A LA DEFINITION DUNE FISCALITE PETROLIERE SPECIFIQUE TITRE II - UNE FISCALITE CARACTERISEE PAR LA MULTIPLICITE D’ELEMENTS D’IMPOSITION\nDEUXIEME PARTIE - ESSAI DE RATIONALISATION ET DE RAPPROCHEMENT DES REGLES FISCALES\nTITRE 1 - LE BILAN DES REGLES FISCALES REGISSANT LES OPERATIONS PETROLIERES TITRE II - EVALUATION ET PERSPECTIVES DE LA FISCALITE PETROLIERE DANS LE CADRE DE LA CEMAC\nCONCLUSION GENERALE BIBLIOGRAPHIE THEMATIQUE INDEX ALPHABETIQUE LISTE DES TABLEAUX RESUME ABSTRACT\nAEF Afrique Equatoriale Française API American Petroleum Institute Bbls/bl Barils CAC Centimes Additionnels Communaux CAF Coût, Assurance, Fret CCSRP Collège de Contrôle et de Surveillance des Revenus Pétroliers CD Code des Douanes CE Conseil d’Etat CEA Commission Economique de l’Afrique CEEAC Communauté Economique des Etats de l’Afrique Centrale CEMAC Communauté Economique et Monétaire de l’Afrique Centrale Cf Se référer à, voir CGI Code Général des Impôts CIF Cost, Insurance, Freight (Coût, Assurance, Fret) CP-CAI Corporation Pétro Canada pour l’Assistance Internationale CPM Cellule Pétrolière et Minière COBAC Commission Bancaire de l’Afrique Centrale CONOCO Continental Oil Company COTCO Cameroon Oil Transportation Company DA Droit d’Accise DD Direction des Douanes/Droits de Douanes DI Direction des Impôts DGI Direction Générale des Impôts DSF Déclaration Statistique et Fiscale ENSET Ecole Normale Supérieure de l’Enseignement Technique ERAP Entreprise de Recherches et d’Activités Pétrolières Estim Estimation FTC Federal Trade Commission FOB Free On Bord, par opposition à CIF HYDROCONGO Société nationale de recherche et d’exploitation pétrolière du Congo ICAI Impôt sur le Chiffre d’Affaires Intérieur IPC Iraq Petroleum Company IRCM Impôt sur le Revenu des Capitaux Mobiliers IRVM Impôt sur le Revenu des Valeurs Mobilières I S Impôt sur les Sociétés L/F Loi de Finances LIBOR London Inter Bank Offered Rate M € Millions d’Euros M I Marché Intérieur MINEFI Ministère de l’Economie et des Finances MINMEE Ministère des Mines de l’Eau et de l’Energie OCAM Organisation Commune Africaine Malgache et Mauri cienne OHADA Organisation pour l’Harmonisation du Droit des Affaires ONU Organisation des Nations unies OPAEP Organisation des Pays Arabes Exportateurs de Pétrole OPEP Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole PAD Project Apraisal Document PETROCA Centrafricaine des Pétroles PETROGAB Société nationale pétrolière gabonaise PID Provision pour Investissements Diversifiés PNGF Pointe Noire Grands Fonds Provis Provisoire RES Remise en Etat des Sites RMG Rente Minière Garantie s suivant ss suivants SCDP Société Camerounaise des Dépôts Pétroliers SNEA Société Nationale Elf Aquitaine SNH Société Nationale des Hydrocarbures SNPC Société Nationale des Pétroles du Congo SPAEF Société des Pétroles de l’Afrique Equatoriale Française TCA Taxe sur le Chiffre d’Affaires T M Tonne Métrique TOTCO Tchad Oil Transportation Company TPRCM Taxe Proportionnelle sur Revenus de Capitaux Mobiliers TSR Taxe Spéciale sur les Revenus TTC Toutes Taxes Comprises TVA Taxe sur la Valeur Ajoutée UDEAC Union Douanière et Economique de l’Afrique Centrale USD/US$ Dollar des Etats-Unis d’Amérique V. Voir\n1.- Il y a plus de cinquante siècles que le pétrole est connu dans le monde. Les peuples bibliques et les chinois l’utilisaient il y a cinq à six mille ans, aussi bien pour l’éclairage et la cuisson des aliments que pour la chauffe des fours à briques. Des récits anciens, ceux d’Hérodote en particulier, situent bien les feux et suintement qui correspondent aux gisements du Proche-Orient (Iran et Irak) que les pionniers entreprenants ont redécouverts depuis le début du 20è siècle. Le pétrole apparaît ainsi comme une source d’énergie ; mais il n’est pas facile de l’enfermer dans une définition. Les savants se sont plus penchés sur le problème de son origine. Deux théories prévalaient : celle de l’origine minérale, défendue autrefois par MOISSAN et SABATIER et celle de l’origine organique défendue par ENGLER et HOFER.\n2.- C’est cette dernière théorie qui est considérée aujourd’hui comme la plus vraisemblable. ENGLER et HOFER ont obtenu en effet en laboratoire des hydrocarbures à partir de poissons et de végétaux 1 . Il faudra attendre 1859, date du premier sondage entrepris par DRAKE aux Etats-Unis, pour que les quantités obtenues puissent faire l’objet d’une véritable industrie et, dès l’année suivante (1860), la production mondiale atteignait 70 000 tonnes. Cette découverte va entraîner le déclin des autres sources d’énergie jusque-là connues, tel que l’illustre le tableau n° 1 ci-après 2 :\nTableau n° 1 : Evolution des sources d’énergie de 1925 à 1947 SOURCES 1925 1947 Pétrole et gaz naturel 0.1 % 40 % Charbon - 35 % Cellulose - 14% Graisse et hydrate de C. - 11%\nSource : LIMIDO (G. E.), Pétrole, Matière première de l’industrie chimique, 1 ére partie.\n3.- De nos jours, le pétrole est devenu la principale source d’énergie et l’unique dans certains secteurs. En 1978, la production mondiale a atteint 3 094 millions de tonnes 3 . Elle est passée à 3 532 millions de tonnes en 2002 4 , puis 3 666 millions de tonnes en 2003 5 et 3 850 millions de tonnes en 2005 6 . Le pétrole génère d’importantes ressources financières qui ne peuvent laisser les Etats indifférents. Ceux-ci y interviennent notamment à travers une réglementation fiscale particulière de l’industrie qui en découle 7 , à travers ses principales phases (section 1). Il en découle la place prépondérante qu’occupe le pétrole dans les économies et les finances des Etats membres de la CEMAC (section 2).\nSection 1 : L’activité pétrolière et les cotations de pétrole brut\n§1 : Les grandes phases de l’industrie pétrolière\n4.- L’activité pétrolière a donné naissance à une industrie stratégique de pointe. Cette industrie comporte cinq grandes phases : l’exploration (A), la production et le transport (B), le raffinage (C) et la distribution (D).\nA - L’EXPLORATION\n5.- 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. Quant à 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 et d’en conclure à l’existence de gisements exploitables de substances minérales 8 . En clair, l’exploration est constituée de l’ensemble des études géologiques, géophysiques ou géochimiques et forages de puits d’exploration, à l’exclusion des forages dépassant une profondeur de trois cents (300) mètres 9 . Toute opération d’exploration ne se solde pas par une déchu-verte ; six forages d’exploration sur sept se révèlent infructueux 10 . De même, toute découverte ne donne pas lieu à un gisement économiquement viable, dépenses de développement et de production comptabilisées.\n6.- L’exploration à l’avantage de mettre en exergue les réserves mondiales, que nous présentons au tableau n° 2 ci-après 11 . L’analyse de ce tableau révèle que les résultats les plus importants de la recherche et de l’exploration pétrolière ont été obtenus au Proche Orient. Celui-ci détient plus de 57 % des réserves mondiales depuis 2004. L’Afrique n’en détient que 06,38 % en 2003, 06,88 % en 2004, 07,34 % en 2005 et 07,94 % en 2006 12 . La forte augmentation des réserves en Amérique du Nord est due aux découvertes au Canada en 2003.\nB - LA PRODUCTION ET LE TRANSPORT\n7.- La production de pétrole brut quant à elle consiste en l’appréciation, le développement des forages d’exploration et la production effective. L’évolution de la production mondiale est quasi-proportionnelle à celle des réserves. Elle se résume dans le tableau n° 3 ci-après, en milliers de tonnes 13 . Il ressort de ce tableau que l’OPEP détient en moyenne 41 % de la production mondiale. Le Proche-Orient en détient en moyenne 31 %. L’Afrique quant à elle représente un peu plus de 10 % de cette production mondiale jusqu’en 2003 14 ; ce pourcentage est passé à 11,6 % en 2004, puis à 12,1 % en 2005 et 12,3 % en 2006. L’éclatement de l’Europe en Europe Occidentale et Europe Orientale a cessé en 2003.\nS’agissant du transport, il consiste à déplacer le pétrole brut des points de production vers les points de commercialisation ou de transformation. Pour ce faire, on utilise soit les tankers ou navires-citernes, soit les pipe-lines.\nTableau n° 2 : Les réserves mondiales de pétrole brut (en millions de tonnes)\nSource : Annuaires du comité Professionnel Du Pétrole (CPDP), 1988, 1996, 1999, 2002, 2003, 2004, 2005 et 2006.\nTableau n° 3 : La production mondiale de pétrole brut (en milliers de tonnes)\nSource : Annuaires du Comité Professionnel Du Pétrole (CPDP), 1988, 1996, 2002, 2003, 2004, 2005 et 2006.\nC - LE RAFFINAGE\n8.- En ce qui concerne le raffinage, c’est la transformation du pétrole brut en produits pétroliers, par le procédé de la distillation. Le processus de raffinage permet de séparer les hydrocarbures composant un brut donné, de décomposer le brut afin d’obtenir un ensemble de produits pétroliers, produits liés puisque l’on ne peut obtenir un des produits, par mise en œuvre du processus de raffinage, sans obtenir aussi les autres (cf. tableau n° 4 ci-après). Mais suivant les techniques utilisées, les qualités du brut retenues comme matière première, il est possible de faire varier les quantités relatives de chacun des produits obtenus, de façon à ajuster la structure de l’ensemble des produits raffinés à la structure de la demande. Le raffinage est placé sous la surveillance des services des douanes depuis la loi du 16 mars 1928 15 . Le Code des Douanes de l’UDEAC a repris cette protection sous son régime de l’usine exercée 16 .\nTableau n° 4 : Rendements théoriques de la distillation du brut\nSource : Moyenne des statistiques de production de la Société Nationale de Raffinage de pétrole brut (SO.NA. RA.), Cameroun, 2004.\nD - LA DISTRIBUTION\n9.- La distribution enfin, est la mise à la consommation des produits pétroliers 17 . L’activité de distribution intègre le stockage, le transport, les importations, les exportations et le contrôle des produits pétroliers 18 . Cette dernière activité constitue ce qu’il est convenu d’appeler le secteur pétrolier aval 19 . On y associe couramment le raffinage qui, à notre avis, reste un secteur particulier.\n10.- En tant que source d’énergie principale dans le monde, le pétrole brut a connu des cotations tantôt stables, tantôt instables. En effet, les prix des pétroles bruts qui n’avaient pratiquement pas varié depuis 1961 ont commencé vers la fin de l’année 1970 un mouvement ascensionnel qui a été s’amplifiant et a pris notamment au cours du dernier trimestre de 1973 des allures vertigineuses. Nous résumons ci-après les principales étapes de l’évolution des cotations.\n§2 : Les principales étapes de l’évolution des cotations\n11.- Entre 1970 et 1973 : Les accords de Téhéran et de Genève aboutissent à une augmentation des prix affichés 20 et une généralisation à 55 % 21 du taux de l’impôt sur les bénéfices 22 .\nD’octobre 1973 à janvier 1974 : C’est le premier choc pétrolier. Suite à la guerre du Kippour le 06 octobre, les pays producteurs fixent le 16 octobre de nouveaux prix en hausse de 70 à 100 % selon les origines et les qualités. Le 23 décembre, une nouvelle hausse encore plus brutale (plus qu’un doublement) est décidée à Téhéran pour application le 1 er janvier 1974.\n12.- Après cinq ans de quasi-stabilité des prix, une nouvelle hausse brutale intervient au second semestre 1979, conséquence des perturbations provoquées sur le marché mondial par la révolution iranienne. Le mouvement se poursuit en 1980 et 1981 : c’est le second choc pétrolier.\nDe fin 1982 à début 1983, c’est la décrue. A la suite du second choc pétrolier, la récession économique, les économies d’énergie, et le développement des énergies de substitution provoquent une forte réduction de la demande pétrolière mondiale entre fin 1982 et début 1983. Les prix baissent sensiblement sur le marché spot. Cette baisse se concrétise sur les prix officiels en mars 23 .\n13.- La chute est complète entre fin 1985 et 1986. En effet, lors de la réunion de l’OPEP 24 du 07 au 9 décembre 1985 à Genève, l’Arabie Saoudite manifeste sa volonté de retrouver une part du marché mondial plus conforme à son potentiel. C’est en effet grâce à une réduction importante de sa production que l’équilibre de l’offre et de la demande mondiale avait pu être maintenu jusque-là sans chute des prix. Cette décision de l’Arabie Saoudite de cesser de jouer les producteurs d’appoint entraîne rapidement une baisse très importante des cours qui atteindront leur point le plus bas de 7 — 8 dollars par baril 25 à la fin du mois de Juillet. L’équilibre des contrats pétroliers connaît une réelle menace 26 .\n14.- Entre mi-1986 et mi-1988, il y a une remontée suivie d’une quasi-stabilisation. En effet, les pays de l’OPEP réunis à Genève du 28 Juillet au 5 Août, ont décidé de réduire leur production en revenant au système des quotas. Les prix du brut sont immédiatement remonté et se sont stabilisés aux environs de 15 dollars le baril vers la fin de l’année 1986 27 . Depuis lors, ces prix ont fluctué en dents de scie au gré des événements. C’est ainsi qu’entre mi-1988 et mi - 1990, la cessation des hostilités entre l’Iran et l’Irak a entraîné un accroissement des quantités de brut mises sur le marché. Ceci, joint aux difficultés de l’OPEP à mettre au point une stratégie de défense des revenus de ses membres, a fait baisser les prix.\n15.- La guerre du golfe entre août 1990 et janvier 1991 avec l’invasion du Koweït par l’Irak et l’embargo qui a suivi prive le marché mondial de 4,5 millions de barils par jour. Ceci a provoqué une envolée des prix, jusqu’à plus de 41 dollars par baril pour le Brent 28 , entre fin septembre et début octobre 1990. Pendant les hostilités qui ont duré jusqu’au 28 février 1991 et la période qui a suivi, on note une stabilisation sur fonds de crises. A partir de juillet 1992, le niveau des prix s’est fortement dégradé. Ce retournement est dû à la récession économique. Grâce à la reprise économique américaine, on notera toutefois une remontée entre 1994 et 1996, le Brent fluctuant entre 15,5 dollars et 17,5 dollars 29 .\n16.- Mais dès le début de 1997, la reconstitution des stocks aux Etats-Unis, la soudaine douceur du temps ainsi qu’une production OPEP dépassant largement les quotas ont entraîné les prix à la baisse. Le Brent passe en dessous de 17 dollars par baril début avril. Après quelques soubresauts, le Brent rechute à nouveau vers la fin de l’année 1997, jusqu’à 11,30 dollars le baril 30 . Face à cette situation, certains pays producteurs (Arabie Saoudite, Venezuela, Mexique), suivis par l’ensemble des pays de l’OPEP (sauf l’Irak) réunis en session extraordinaire le 31 mars 1998, ont décidé de réduire temporairement leur production pour soutenir les prix du brut qui ont atteint fin mai 14,70 dollars par baril pour le Brent 31 .\n17.- La situation s’est complètement retournée avec la signature, le 15 mars 1999 à Vassenaar (Pays-Bas), entre l’OPEP et d’autres pays producteurs dont le Mexique, la Norvège, et la Russie, d’un nouvel accord de réduction de la production de plus de deux millions de barils par jour à compter du 1 er avril 1999. Ce fut le point de départ d’une hausse des prix considérable et presque ininterrompue pendant plus d’un an. Elle s’est traduite par un triplement du prix du brut, le Brent dated dépassant 30 dollars le baril début mars 2000 32 . Les prix se sont ensuite maintenus à un niveau élevé (30 à 34 dollars par barils pour le Brent daté) jusqu’en novembre 2000 33 , notamment à cause des tensions politiques au Proche-Orient, de l’arrêt momentané des exportations irakiennes, des prises de positions spéculatives,... La disparition de ces aléas, liés à une certaine reconstitution des stocks, a fait chuter le prix du brut en décembre 2000 et au début de l’année 2001.\n18.- A partir de 2002, un compromis entre pays OPEP et non-OPEP a permis de réduire la production et de relever les prix. Ces prix sont restés à des niveaux élevés tout au long de l’année 2003. Ils avaient commencé à monter à la fin de l’année 2002, en raison de la grève qui, dès le début du mois de décembre, avait progressivement paralysé l’industrie pétrolière du Venezuela et les exportations de pétrole de ce pays 34 . Cette montée était également due à l’imminence d’une intervention américaine en Irak. Après cette intervention, le Brent a coté entre 27 et 30 $/b de juin à décembre 35 . Au dernier trimestre de 2003 et au début de 2004, l’actualité a été riche en événements de nature à maintenir les prix à un haut niveau : climat politique lourd au Moyen Orient, crainte d’un développement international du terrorisme, importante demande pétrolière notamment en Chine et aux Indes, bas niveau persistant des réserves aux Etats-Unis, présence des fonds spéculatifs 36 ... C’est ainsi qu’en octobre 2004, le Brent atteignait le pic de 52 $/b, avant de redescendre à 38,5 $/b en décembre de la même année 37 ,\n19.- Cette courte période de baisse est due notamment à une remontée momentanée des réserves aux Etats-Unis et à un tassement de la demande. Mais dès le mois de janvier 2005, les prix sont repartis à la hausse, pour les mêmes raisons déjà évoquées. En mi-n-tars 2005, le Brent dépassait les 54 $/b 38 . Dans un marché déjà vulnérable, le cyclone Katrina qui, le 30 août, a dévasté le golfe du Mexique, a restreint encore une offre loin d’être excédentaire et fait monter les prix du brut ; début septembre 2005, le Brent dépassait les 66 $/b 39 . Des déstockages massifs de brut et de produits raffinés réalisés par les pays membres de l’Agence lnternationale de l’Energie ont fait redescendre les prix aux alentours de 53 $/b en fin novembre 2005 40 .\n20.- Des tensions au Moyen-Orient et au Venezuela, la politique nucléaire suivie par l’Iran ainsi qu’une demande qui reste forte ont, de nouveau, entraîné les prix à la hausse ; durant tout le mois de juillet 2006, le Brent s’est stabilisé au dessus de 71 $/b, réalisant une moyenne mensuelle de 73,66 $/b 41 . Cette tendance haussière s’est poursuivie durant la première quinzaine d’août 2006, avec un pic de 78,69 $/b le 08 août 2006 ; la moyenne pour ce mois a été de 73,11 $/b 42 . La période de septembre à décembre 2006 est caractérisée par de légères baisses des cours du Brent, ce qui ramène sa moyenne annuelle à 65,28 $/b 43 . Cette tendance baissière s’est poursuivie jusqu’en janvier 2007, avec une moyenne mensuelle du Brent de 53,68 $/b 44 . Les cours du Brent sont remontés en février et mars 2007, se situant à une moyenne respective de 57,56 $/b et 62,15 $/b 45 .\n§3 : Champ de l’étude\n21.- Il s’agit ici de délimiter notre recherche au niveau du temps (A), des activités (B) et du support géographique (C).\nA - LES LIMITES TEMPORELLES\n22.- En marge de la conjoncture internationale, les variations de prix ont généralement été tantôt la cause, tantôt l’aboutissement du réaménagement du dispositif légal et réglementaire de l’activité pétrolière. C’est ce dispositif, notamment sous son caractère fiscal, que nous nous proposons d’étudier pour la période allant du deuxième choc pétrolier jusqu’en 2006.\nB - LE CHAMP D’ACTIVITES\n23.- Les activités de raffinage et de distribution ne seront pas concernées par notre étude. Celle-ci portera uniquement sur le secteur amont, celui de l’exploration et de la production de pétrole brut. Par ailleurs, chaque fois que cela sera nécessaire, nous marquerons un arrêt sur l’activité transport de pétrole brut et uniquement le transport par pipe-line 46 .\nC - LE SUPPORT GEOGRAPHIQUE\n24.- Cette étude se limitera à un groupe de pays africains, membres de la CEMAC, à savoir : - le Cameroun, - le Congo,, - le Gabon, - la Guinée-Equatoriale, - la République Centrafricaine (RCA). - le Tchad.\nCinq de ces six pays sont producteurs de pétrole brut : le Cameroun, le Congo, le Gabon, la Guinée Equatoriale et le Tchad depuis Juillet 2003.\n25.- L e Cameroun n’est qu’un modeste producteur de pétrole brut, mais possède des potentialités importantes. La production a démarré en fin 1977 47 , et a atteint 4.3 millions de tonnes en 1981. En 1985, elle était de 9,181 millions de tonnes 48 , avant de chuter à 3,5 millions de tonnes en 2003 49 . La spécificité du Cameroun en matière de politique pétrolière est l’extrême prudence du gouvernement qui entend ne pas démobiliser une population essentiellement rurale. La politique officielle en la matière est, sinon de n’en pas parler, du moins d’en parler très peu. Le gouvernement n’entend pas pour autant se désintéresser d’un secteur d’activité encore marginal aujourd’hui, mais qui peut devenir essentiel demain. Les compagnies pétrolières étaient encore soumises au régime avantageux de la concession. Néanmoins, l’Etat a mis en place depuis le 12 mars 1980, la Société Nationale des Hydrocarbures (SNH), Etablissement Public à caractère Industriel et Commercia[ 50 , chargé de promouvoir la mise en valeur des hydrocarbures au Cameroun et de gérer les intérêts de l’Etat dans ce domaine.\n26.- Le Congo se place au septième rang des producteurs africains en 2002, avec 260 mille barils par jour 51 . Toutefois, le pétrole congolais n’a pas tenu toutes ses promesses. La production a subi quelques discontinuités depuis le démarrage de l’exploitation en 1960. Selon le gouvernement, le Congo doit profiter au maximum de sa production pétrolière pour soutenir son développement économique et social. « Le pétrole ne doit donc pas tourner la tête aux congolais » 52 . Pour mieux participer à la prospection et à la production pétrolière, l’Etat a créé, en 1973, la Société nationale de recherches et d’exploitation pétrolière (HYDRO — CONGO). C’est une structure spécifique dont le capital est détenu en totalité par les pouvoirs publics congolais. Elle avait pour vocation initiale « la recherche, le raffinage, l’exploitation et le monopole de la distribution des produits pétroliers ».\n27.- Le Gabon était classé, jusqu’en 2002 sixième producteur africain de pétrole et premier dans la CEMAC 53 , avec 290 000 barils par jour 54 . Il est dépassé par le Congo depuis 2003, puis par la Guinée Equatoriale depuis 2004. La primauté du pétrole dans la vie économique du Gabon est telle que les espérances, déçues dans les effets d’entraînement du développement économique, ont conduit le Gabon au bord de la fail1ite 55 . Après un amenuisement des réserves et une quasi-stagnation de la production jusqu’en 1983, le Gabon a retrouvé son niveau d’antan. Il convient de préciser que la prospection pétrolière au Gabon a débuté en 1928 et que les premières découvertes remontent à 1957.\n28.- En Guinée Equatoriale, l’exploration pétrolière a démarré en janvier 1982, avec la société espagnole Hispanica de Petroleos SA (HISPANOIL). Mais l’exploitation pétrolière n’a commencé qu’en 1992. Depuis 1995, la production de la Guinée Equatoriale a augmenté considérablement avec la découverte du grand champ pétrolier Zafiro 56 . En 2003, la Guinée se hisse au neuvième rang des producteurs africains de pétrole brut, et au troisième rang dans la CEMAC. Elle est y occupe la première place depuis 2004 57 .\n29.- En 1970, les magnétomètres de l’OGO (équipe américaine) ont découvert fortuitement l’anomalie magnétique centrafricaine, connue sous le nom d’ « anomalie de Bangui ». Une équipe de géophysiciens soviétiques qui avait placé des cosmos à magnétomètre dans la même région apporta des preuves à l’appui de la thèse américaine sans toutefois la confirmer 58 . La prospection pétrolière a commencé en février 1973 59 , avec l’attribution de permis de recherche 60 dans le Nord-Est du pays. Le programme d’investissement initial a été augmenté courant 1978 pour une nouvelle période de cinq ans. Jusqu’en fin 2006, ces recherches n’avaient pas encore abouti à une quelconque découverte.\n30.- Au Tchad, les premiers travaux de recherches de brut ont été effectués dans le nord du pays de 1952 à 1955 par le Bureau de Recherches Pétrolières (BRP), ancêtre d’Elf Aquitaine, puis par Shell en 1955, Exxon et Mobil en 1959 61 . Jusqu’en 1965, elles s’avèrent infructueuses. En 1969, la Continental Oil Company (CONOCO) obtint un permis exclusif de recherches d’hydrocarbures dans la région du Lac Tchad et la dépression du Chari 62 ; les prospections y sont concluantes 63 et le 23 juillet 1970, la République du Tchad et Elf Aquitaine signent une convention de concession 64 . Toutefois, ce n’est qu’en 1973 que les premiers puits sont creusés à Doba 65 . En 1979 la guerre éclate. Toutes les activités de prospection pétroliè res sont mises en veilleuse jusqu’en 1990. C’est alors la reprise et en juillet 2003, avec une année d’avance sur son calendrier, le Tchad fait son entrée dans le cercle restreint des producteurs de pétrole. Il est appelé à occuper le huitième rang des pays producteurs africains et le troisième dans la zone CEMAC. Une nouvelle ère s’ouvre ainsi pour ce pays, qui devrait recevoir de quoi mener une véritable révolution économique.\n31.- Les six pays ci-dessus cités 66 forment la Communauté Economique et Monétaire de l’Afrique Centrale (CEMAC). La CEMAC a succédé à l’Union Douanière et Economique de l’Afrique Centrale (UDEAC) 67 en 1999. En effet, au cours des assises qui se sont tenues à Malabo (Guinée Equatoriale) les 24 et 25 juin 1999 après la ratification par tous les Etats signataires du traité 68 et des conventions de la CEMAC, les six chefs d’Etat présents ont lancé solennellement la nouvelle communauté et procédé au démarrage de ses activités. La CEMAC ambitionne de mieux réussir l’intégration sous régionale de ses six membres, tout en rendant effective la libre circulation des hommes et des biens.\nSection 2 : Le pétrole, les économies et les finances des Etats membres de la CEMAC\n32.- Les économies pétrolières de la CEMAC sont pour la plupart des économies de « rente » traditionnellement caractérisées par une gestion peu transparente des revenus pétroliers, et de mauvaises perfonnances en matière de développement. Paradoxalement, les pays pétroliers sont parmi les plus pauvres. Le secteur pétrolier dans la région est caractérisé de longue date par la prééminence de grandes compagnies étrangères (les « majors »), qui l’exploitent dans le cadre de contrats de concession ou de partage de production établis avec les Etats. Néanmoins, le plafonnement des réserves dans certains Etats, le relatif tarissement de la rente pétrolière qui en résulte et la prise en compte des critiques dénonçant les impacts politiques, sociaux, économiques et environnementaux de la gestion des revenus pétroliers, pourraient favoriser la transition d’une économie de rente basée sur une logique de production à une économie de rente prenant en compte la répartition des richesses et le bien être social.\n33.- Les économies des Etats membres de la CEMAC se limitent parfois, pour la plupart, à un seul secteur, le pétrole pesant d’un poids exorbitant. Il est parfois la source principale, voire quasi unique tant des ressources fiscales que des ressources d’exportation. Cette hyperspécialisation rend l’économie très vulnérable aux fluctuations de la rente. Afin de mieux expliquer cette situation, nous étudierons successivement la place du pétrole dans les économies des Etats membres de la CEMAC (§1), et le pétrole et les finances publiques dans la CEMAC (§2). Fort de ces connaissances, nous préciserons alors l’objet de l’étude (§3).\n§1 : La place du pétrole dans les économies des Etats membres de la CEMIAC\n34.- Pour mieux comprendre le rôle du pétrole dans les économies des Etats membres de la CEMAC, il est important de présenter d’abord la notion et l’état des réserves pétrolières (A) et celui de la production de pétrole brut (B) dans ces Etats. Ensuite, nous donnerons un bref aperçu de la situation macroéconomique de ces Etats (C).\nA - LA NOTION ET L’ETAT DES RESERVES PETROLIERES DANS LA CEMAC\n35.- De nombreux sens sont souvent donnés à l’expression « réserves de pétrole ». On distingue, selon le Conseil Economique et Social des Nations unies, quatre catégories de réserves 69 : - les réserves prouvées, - les réserves probables, - les réserves possibles, - les réserves potentielles.\nPour des raisons didactiques, nous les regroupons en deux grands groupes : Les réserves fondées (a) et les réserves supposées (b).\na) - Les réserves fondées\n36.- Elles sont fondées sur des indices palpables et présentent un certain intérêt commercial ; elles regroupent les réserves prouvées (1) et les réserves probables (2).\n1) Les réserves prouvées\n37.- Ce sont les quantités de pétrole et de gaz qu’on sait présentes dans les formations forées et qui ont été convenablement évaluées comme récupérables dans des conditions commerciales au moyen des techniques actuelles, aux coûts et prix courants. On les éclate désormais en réserves prouvées développées et réserves prouvées non développées 70 .\n2) Les réserves probables\n38.- Il s’agit des quantités d’hydrocarbures des champs découverts, estimés par extrapolation des données d’un seul puits ou d’un nombre réduit de puits déjà forés.\nb) - Les réserves supposées\n39. - Ce deuxième groupe de réserves n’a rien de concret. Il regroupe les réserves possibles et pronostiquées (1) et les réserves potentielles (2).\n1) Les réserves possibles et pronostiquées\n40.- Elles sont en général estimées comme réserves non découvertes en fonction de l’existence supposée de conditions géologiques favorables à la présence d’accumulation d’huile et de gaz de valeur commerciale.\n2) Les réserves potentielles\n41.- Pour un territoire donné, elles correspondent à l’huile qui a été produite, plus les réserves prouvées et les nouvelles découvertes potentielles.\n42.- Le premier groupe de réserves comprenant les réserves prouvées et probables est celui que nous retenons ici. En effet, ces réserves sont celles des giseinents en exploitation et de ceux dont les travaux de développement ont déjà été décidés. Leur intérêt commercial est par conséquent prouvé. Les informations sur ces réserves de pétrole sont généralement incertaines. Dans la CEMAC, elles sont en plus difficiles à obtenir. En dehors du Gabon où les réserves sont connues et stabilisées à 341 millions de tonnes depuis 1998 71 , la situation est confuse pour les autres Etats. En 1983, elles étaient estimées à 63 millions de tonnes au Congo, et à 73 millions de tonnes au Cameroun 72 . Quant aux réserves du Tchad, elles sont estimées, en 2003. à 150 millions de tonnes 73 .\nB - L’ETAT DE LA PRODUCTION DE PETROLE BRUT DE LA CEMAC\n43.- Avant de montrer l’évolution de la production de pétrole brut par Etat membre de la CEMAC (b), nous analysons d’abord le poids de la CEMAC dans l’échiquier pétrolier international et ses perspectives (a).\na) Poids de la CEMAC dans l’échiquier pétrolier et perspectives\n44. - Avec une moyenne de production de pétrole brut de 11 % par rapport à l’Afrique et de 1.2 % par rapport au monde (cf. tableau n° 5 ci-après), la CEMAC ne semble pas peser lourd dans l’échiquier pétrolier. Mais l’avenir à moyen terme s’annonce plutôt radieux. En effet, selon le rapport final du 1 er forum sur les industries pétrolières d’Afriquc Centrale qui s’est tenu du 02 au 04 octobre 2001 à Malabo (Guinée Equatoriale), « l’industrie pétrolière de cette région a été marqué, depuis le milieu des années 1990, par l’essor de l’activité pétrolière en Guinée Equatoriale, les découvertes importantes au Congo susceptibles de compenser l’épuisement des réserves des anciens gisements, la mise en exécution du projet pipeline Tchad-Cameroun... ». Le projet pipeline fait suite aux importants gisements pétroliers détectés au Nord du Lac Tchad et surtout au sud, dans le bassin de Doba avec des réserves correspondant à des champs « géants » 74 .\n45.- Par ailleurs, le déclin apparent de l’industrie pétrolière du Cameroun cache mal les potentialités de ce pays. En effet, avec la récupération de la péninsule de Bakassi (dans le sud-ouest du pays) qui était prévue le 15 septembre 2004 après le verdict de la Cour Internationale de Justice 75 , la production actuelle du Cameroun pourrait augmenter de plus de moitié. Cette échéance a été plusieurs fois repoussée. Interrompu depuis le mois d’août 2004 peu avant le début du retrait des troupes et de l’administration nigérianes de la péninsule de Bakassi, annoncé le 15 septembre suivant, le processus de mise en œuvre de l’arrêt rendu le 10 octobre 2002 par la Cour Internationale de Justice de la Haye sur le différend frontalier entre le Cameroun et le Nigeria devait reprendre son cours suite au sommet tripartite tenu le 11 mai 2005 au Palais des Nations à Genève en Suisse, entre les chefs des deux Etats et le Secrétaire Général de l’ONU 76 . Ceci est effectif depuis le mois de juillet 2006, et le transfert d’autorité sur Bakassi a été réalisé le 14 août 2006, en présence des représentants des Nations unies, des Etats-Unis, de l’Allemagne, de la France, de la Grande Bretagne, du Cameroun et du Nigeria.\n46.- De même, les experts de la Compagnie Générale de Géophysique estiment que le Nord Cameroun et le Nord-Ouest de la RCA pourraient également renfermer d’importantes réserves. L’ensemble de ces réserves serait largement suffisant pour envisager, avec certitude, la possibilité d’une exploitation à échelle convenable en vue de l’exportation de pétrole brut pour les deux prochaines décennies. C’est l’une des finalités de l’oléoduc Tchad-Cameroun mis en service en fin 2003 77 .\nb) Evolution de la production de pétrole brut par Etat menibre de la CEMAC\n47.- Elle se résume dans le tableau n° 5 ci-dessous 78 .\nTableau n° 5 : La production de pétrole brut dans la CEMAC (en milliers de tonnes)\nSource : L’auteur; à partir d’informations tirées des annuaires du CPDP 1988, 1996, 1999, 2002, 2003, 2004, 2005 et 2006.\nLe calcul du pourcentage par rapport à la production de l’Afrique et du monde est fait par nous-mêmes (deux dernières lignes).\nC - LA SITUATION MACROECONOMIQUE DES ETATS MEMBRES DE LA CEMAC\n48.- La situation macroéconomique de la sous région s’est caractérisée depuis 2002 par une croissance soutenue (a), et des agrégats monétaires en amélioration (b).\na) Une croissance soutenue\n49.- En 2003, la situation macroéconomique des Etats membres de la CEMAC a évolué dans un environnement relativement favorable, caractérisé par la bonne tenue des principaux produits agricoles d’exportation et la reprise de l’économie mondiale. Il en est résulté une croissance soutenue, avec une situation monétaire relativement stable et une maîtrise des tensions inflationnistes, une consolidation des finances publiques et un solde du compte courant extérieur déficitaire 79 . Cette situation s’est maintenue jusqu’en fin 2005, malgré un léger recul de la croissance par rapport à l’année 2004 80 , recul qui sera à nouveau enregistré en 2006 81 .\n50.- La croissance économique réelle de la zone en 2003 s’est établie à 4,1 % contre 4,2 % un an auparavant, entraînant ainsi une croissance du PIB réel par habitant de 1,6 %. L’activité économique a été principalement soutenue par la demande intérieure avec une contribution de +10,4 points, induite par la fermeté de la consommation privée et de l’investissement privé pétrolier. En revanche, la demande extérieure nette a freiné la croissance avec un apport négatif de 6,3 points, bénéficiant essentiellement de l’augmentation de la production et de l’amélioration des cours mondiaux du pétrole brut 82 . En 2005, la croissance économique réelle de la zone s’est établie à 3,9 % contre 6,8 % en 2004, soit une croissance du PIB réel par habitant de 1,4 %. La contribution de la demande intérieure s’est dégradée en passant à +07 points, pendant que celle de la demande extérieure nette s’améliorait, en tombant à 3,1 points 83 . En 2006, la croissance s’inscrirait en baisse avec 3,3 %, entraînant une croissance du PIB réel par habitant limitée à 0,8 %. Le taux de croissance réel du secteur pétrolier ressortirait négatif à -3,0 % en 2006, contre 3,5 % en 2005, tandis que celui du secteur non pétrolier se stabiliserait à 4,4 % comme en 2005 84 .\nb) Des agrégats monétaires en amélioration\n51.- Sur le plan des finances publiques, l’excédent budgétaire global, base engagements et hors dons, s’est fixé à 921,87 millions d’Euros, soit 604,7 milliards de FCFA (3,6 % du PIB en 2003), en augmentation par rapport à l’année précédente (0,8 % du PIB). En effet, les recettes budgétaires totales, hors dons, ont été recouvrées à hauteur dc 5 601,87 millions d’Euros, soit près de 3 674,6 milliards de FCFA (21,6 % du PIB), en progression de 3,9 % par rapport à l’année précédente où elles étaient de 3 536,0 milliards de FCFA (21,2 % du PIB), tirées principalement de la progression des recettes non pétrolières 85 . Celles-ci ont atteint 1 950,2 milliards de FCFA, en augmentation de 8,4 % par rapport à l’année précédente, sous l’expansion de l’activité économique, l’élargissement de l’assiette fiscale et un meilleur recouvrement des impôts et taxes par les régies financières. Avec des arguments similaires en 2006, les recettes totales hors dons s’inscrivent en hausse de 33,9 %, pour s’établir à 12 310,9 millions d’Euros, soit 8 075,4 milliards de FCFA (29,5 % du PIB) contre 9 193,3 millions d’Euros, soit 6 030,4 milliards de FCFA (24,9 % du PIB) en 2005. L’effet de la hausse des cours du pétrole sur les recettes pétrolières a compensé l’impact de la diminution de la production 86 .\n52.- De leur côté, les recettes pétrolières ont stagné à hauteur de 2 628,84 millions d’Euros, soit 1 724,4 milliards de FCFA (-0,8 %), affectées par le repli sensible des cours du dollars qui a totalement absorbé l’accroissement de la production pétrolière et la hausse des cours du baril de pétrole brut sur les marchés internationaux. Ce score des finances publiques combine deux situations. Deux pays, la RCA et le Tchad, n’avaient pas respecté la norme communautaire, avec des résultats négatifs, en 2003, de 3,3 % et 2 % du PIB respectivement. Par contre, la guinée Equatoriale avait réalisé l’excédent le plus élevé, avec 12,3 % du PIB, imputable à l’évolution des recettes pétrolières.\n53.- Il apparaît dès lors que malgré la modestie de la production actuelle, les recettes pétrolières représentent déjà l’essentiel des recettes budgétaires, l’essentiel des exportations et du PIB pour les pays producteurs. Le pétrole joue ainsi un rôle prépondérant dans les économies de ces pays. Son étude, associée à celle des finances publiques dans ces Etats (§2), permet de mieux cerner ce rôle.\n§2 : Le pétrole et les finances publiques dans la CEMAC\n54.- Avant 1999, les recettes pétrolières, dans la majorité des Etats membres de la CEMAC, n’étaient pas intégrées dans les budgets annuels desdits Etats. Ceci a été réalisé progressivement sous l’instigation du Fonds Monétaire International (FMI). Celui-ci souhaite en effet la transparence dans la gestion de ces revenus et leur reversement au budget. Le montant des recettes pétrolières n’aura donc pas été aisé à obtenir sur certaines périodes anciennes. Nous nous sommes abstenus de procéder à des estimations à partir des cotations de brut, estimations qui à notre avis, se justifieraient plus dans le cadre d’une recherche en économie.\n55.- Pour montrer l’importance du pétrole dans les finances publiques de ces Etats, nous étudierons tour à tour : - le pétrole et le PIB dans les Etats de la CEMAC (A), - le pétrole et les autres produits d’exportation (B), - le pétrole dans les opérations financières des Etats (C).\nLes chiffres proviennent, en dehors de la production de pétrole brut, de la Banque des Etats de l’Afrique Centrale (BEAC), Secrétariat Exécutif de la CEMAC, Comité de convergence de la zone franc, Septembre 2004, avril 2005 et avril 2006. Les valeurs, initialement en francs CFA, ont été converties en euros 87 . La production de pétrole brut est tirée du tableau n° 5 ci-dessus cité.\nA - LE PETROLE ET LE PIB DANS LA CEMAC\n56.- Avant de présenter la place du pétrole dans le PIB de chaque Etat (b), nous présentons une synthèse générale d’où il ressort une particularité équato-guinéenne (a).\na) La particularité équato-guinéenne\n57.- Parmi les pays producteurs, la situation du Tchad est particulière, du fait que sa production a démarré en juillet 2003 et ses exportations en novembre 2003. Des tableaux n° 6 à 11 ci-après, on relève en effet qu’en moyenne, le pétrole participe au PIB des Etats à concurrence de 90,7 % pour la Guinée Equatoriale, 59,3 % pour le Congo, 46,3 % pour le Gabon, 27,2 % pour le Tchad, 07,1 % pour le Cameroun, et 00 % pour la République Centrafricaine 88 . La faiblesse de la contribution du pétrole au PIB du Cameroun est en ligne avec sa courbe de production actuelle. Pourtant, c’est bien le Cameroun qui présente le PIB nominal le plus élevé en valeurs absolues. Le PIB nominal de la Guinée Equatoriale, jusqu’en 2006, ne vient qu’en troisième position après le Cameroun et le Gabon. Cependant, le PIB par tête d’habitant de la Guinée Equatoriale est de loin le plus élevé, du fait de la faiblesse de sa population. Il se chiffre à plus de 10 000 euros en 2005, et à plus de 12 000 € en 2006, alors que son suivant immédiat, le Gabon, fait à peine 5 000 €.\nb) La place du pétrole dans le PIB de chaque Etat.\n58.- Les tableaux n° 6 à 11 ci-dessous traduisent la place du pétrole dans le PIB de chaque Etat.\nTableau n° 6 : Pétrole et PIB au Cameroun\nSource : Banque des Etats de l’Afrique Centrale (BEAC), Secrétariat Exécutif de la CEMAC, Comité de convergence de la zone franc, septembre 2004, avril 2005, avril 2006, septembre 2006 et avril 2007.\nTableau n° 7 : Pétrole et PIB au Congo\nSource : Banque des Etats de l’Afrique Central (BEAC), Secrétariat Exécutif de la CEMAC, Comité de convergence de la zone franc, septembre 2004, avril 2005, avril 2006, september 2006 et avril 2007.\nTableau n° 8 : Pétrole et PIB au Gabon\nTableau n° 9 : Pétrole et PIB en Guinée Equatoriale\nTableau n° 10 : Pétrole et PIB en République Centrafricaine\nTableau n° 11 : Pétrole et PIB au Tchad\nB - LE PETROLE ET LES AUTRES PRODUITS D’EXPORTATION DANS LA CEMAC\n59.- Une comparaison rapide de la place du pétrole dans les exportations de la CEMAC montre une exception camerounaise (a) ; une analyse par Etat (b) reste néanmoins intéressante.\na) L’exception camerounaise\n60.- Le Cameroun seul aligne des produits d’exportation variés et d’importance considérable en dehors du pétrole brut. Au Congo et au Gabon, en dehors du pétrole, seul le bois peut être retenu comme produit concourant aux exportations. En Guinée Equatoriale, en plus de ce bois, on note, dans une moindre mesure, la contribution du méthanol. Le Tchad exporte, dans une certaine mesure, le coton graine en plus du pétrole brut (depuis novembre 2003). La République Centrafricaine exporte essentiellement le bois, les diamants et le tabac.\nb) L’analyse par Etat\nTableau n° 12 : Pétrole et produits d’exportation au Cameroun\nSource : Banque des Etats de l’Afrique Centrale (BEAC), Secrétariat Exécutif de la CEMAC, Comité de convergence de la zone franc, septembre 2004, avril 2005, avril 2006 et avril 2007.\nTableau n° 13 : Pétrole et produits d’exportation au Congo\nTableau n° 14 : Pétrole et produits d’exportation au Gabon\nTableau n° 15 : Pétrole et produits d’exportation en Guinée Equatoriale\nTableau n° 16 : Pétrole et produits d’exportation en République Centrafricaine\nTableau n° 17 : Pétrole et produits d’exportation au Tchad\nC - LE PETROLE DANS LES OPERATIONS FINANCIERES DES ETATS\n61.- Il est important de faire un rappel du cadre général des opérations financières (a) avant de présenter la place du pétrole dans les opérations financières de chaque Etat (c). Entre les deux, un regard synoptique de l’ensemble nous permet de voir que le Tchad est un cas à part (b).\na) Le cadre général des opérations financières\n62.- Selon Gaston Jèze 89 , l’ensemble de la Science des Finances se résume dans la formule suivante : « il y a des dépenses publiques, il faut les couvrir ». 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 tout aussi évidente pour les problèmes de crédit public et d’emprunt 90 . 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.\n63.- C’est ainsi qu’au Congo, on note l’importance prise par les dépenses d’investissement sous l’impulsion des revenus pétroliers. Ces investissements qui n’avaient jamais dépassé le cap de 12 % dans les dépenses totales de l’Etat jusqu’ en 1973, représentaient 17,05 % et 23,84 % de ces dépenses en 1974 et 1975 respectivement. La baisse des recettes pétrolières enregistrée entre 1975 et 1978 réduisit cette part à moins de 5 % de 1976 à 1979 91 . Mais celle-ci se releva dès que les recettes pétrolières s’accrûrent de nouveau à partir de 1979 comme suit : - 26,81 % en 1980, - 47,31 % en 1981, - 48,24 % en 1982.\nb) Le cas tchadien\n64.- La prospection pétrolière s’est avérée concluante au Tchad depuis 1969 92 . Après avoir été longtemps mises en veilleuse du fait de la guerre, les activités pétrolières ont repris en 1990. En 2003, le Tchad fait son entrée dans le cercle restreint des pays producteurs de pétrole. Bien qu’il soit appelé à occuper une place de choix parmi les producteurs africains, le Tchad n’a enregistré qu’une infime recette pétrolière en 2003 93 . La situation n’est pas alarmante. Elle découle simplement du fait que les exportations de pétrole brut n’ont démarré qu’en novembre 2003. Les recettes correspondantes étaient attendues en 2004. Le peuple Tchadien fonde de grands espoirs sur ses revenus pétroliers. C’est pourquoi leur gestion a fait l’objet, sous l’instigation de la Banque Mondiale, de la loi du 11 janvier 1999 94 . C’est une innovation par laquelle les revenus pétroliers, constitués de ressources directes (dividendes et redevances) et de ressources indirectes (impôts, taxes et droits de douanes liés à l’exploitation pétrolière) sont gérés suivant un canevas précis, après avoir été intégralement inscrits au budget général de l’Etat.\n65.- C’est ainsi que les ressources directes sont déposées sur le compte d’une institution financière internationale spécialement ouvert pour l’Etat tchadien et appelé compte séquestre off-shore. Une part représentant 90 % de ces ressources, est versée sur des comptes spéciaux du trésor logés dans une ou deux banques primaires de la place 95 . Quatre vingt pour cent (80%) de cette part est principalement affectée aux secteurs prioritaires. La loi considère comme secteurs prioritaires : la Santé Publique et les Affaires Sociales ; l’Enseignement ; les Infrastructures; le Développement Rural (Agriculture et Elevage) ; l’Environnement et les ressources en Eau 96 . Quinze pour cent (15 %) de ces 90 % sont destinés à couvrir les dépenses de fonctionnement et d’investissement courants de l’Etat, pour une période de cinq ans à compter de la date de production. Cinq pour cent (5 %) de ces quatre vingt dix pour cent sont destinés aux collectivités décentralisées de la région productrice conformément aux dispositions constitutionnelles. Ce montant peut être révisé par décret tous les cinq ans en fonction des ressources disponibles, des besoins et de la capacité d’absorption de la région. Le reliquat de 10% des ressources directes est déposé dans un compte d’épargne ouvert dans une institution financière internationale au profit des générations futures, conformément à la réglementation de la Banque des Etats de l’Afrique Centrale (BEAC).\n66 .- Les ressources indirectes quant à elles sont déposées directement sur les comptes du Trésor Public. La loi a mis en place plusieurs institutions pour le contrôle de la mobilisation et de l’utilisation des revenus pétroliers (articles 14 ss). Ces mécanismes marquent un tournant dans la politique de la Banque Mondiale. Jamais l’institution ne s’était impliquée autant dans ce secteur en Afrique. Cette loi a néanmoins l’inconvénient de se limiter aux seuls champs de KOME, MIANDOUM et BOLOBO. Les nouveaux champs à venir devront faire l’objet d’une nouvelle législation, ce qui pourrait leur laisser un intervalle de temps non réglementé.\n67. - Par ailleurs, quelques inquiétudes subsistaient quant à la composition et à la compétence des neuf membres du collège de surveillance : deux seulement avaient reçu une formation pour lire les documents comptables, tandis que cinq membres sur les neuf étaient issus du parti au pouvoir 97 . Qui plus est, les collectivités locales de la région de Doba, qui devraient gérer 5 % de la manne, n’avaient pas encore de représentants élus et la définition des secteurs prioritaires restait vague au moment de la mise en exploitation du pipeline. Enfin, il n’est pas prévu de contrôle sur les revenus induits par cette activité, qui iront sur les comptes du Trésor tchadien ; soit, selon l’Agence Française de Développement, jusqu’à 45% des recettes de l’Etat.\n68. - Face à ces critiques, la Banque Mondiale estime qu’elle avance aussi vite que possible. Mais c’est l’achèvement des travaux, un an avant la date prévue, qui a perturbé le déroulement des travaux. Le gouvernement quant à lui a pris une série de mesures. C’est ainsi que la loi du 1 er août 2000 98 a modifié l’article 1 er de la loi de 1999 ; cette modification intègre quatre représentants de la société civile au CCSRP en lieu et place des Directeurs du Pétrole, de la Planification et du Développement, du représentant des ONG locales et du représentant des Syndicats. Par ailleurs trois décrets ont été pris le 1 er juillet 2003 pour stériliser les revenus pétro liers 99 , stabiliser les dépenses financées au moyen de ces revenus 100 , et organiser le contrôle et la surveillance du Collège de Contrôle et de Surveillance des Revenus Pétroliers (CCSRP) 101 .\nc) L’analyse par Etat\n69. - Des tableaux n° 18 à 23 ci-après, on relève que les recettes pétrolières en Guinée-Equatoriale représentent en moyenne 90,6 % de l’ensemble des recettes budgétaires et des dons durant la période comprise entre 2000 et 2006. Ce sont par conséquent elles qui couvrent la quasi-totalité des dépenses publiques de cet Etat. La situation est presque identique au Congo et au Gabon sur la même période. Les recettes pétrolières y représentent respectivement 75,8 % et 61,5 % de l’ensemble des recettes budgétaires et des dons. La République Centrafricaine ne produit pas de pétrole brut. Au Tchad, cette contribution est de 29,9 %. Quant au Cameroun., la contribution des recettes pétrolières à la couverture des dépenses publiques y est de 25,6 % 102 ; ceci s’explique par la diversité de ses produits d’exportation, et partant de ses sources de revenus. Par ailleurs, le montant des recettes pétrolières apparaissant ici ne représente que la quote-part injectée au budget. En effet, en 2002 par exemple, les recettes pétrolières finançant le budget de l’Etat sont de 562,4 millions d’Euros, alors que les exportations de la même année sont évaluées à 835,6 millions d’Euros 103 . On peut considérer que la différence a servi à couvrir les opérations de la Société Nationale des Hydrocarbures 104 .\nTableau n° 18 : Le pétrole dans les opérations financières au Cameroun\nTableau n° 19 : Le pétrole dans les opérations financières au Congo\nTableau n° 20 : Le pétrole dans les opérations financières au Gabon\nTableau n° 21 : Le pétrole dans les opérations financières en Guinée Equatoriale\nTableau n° 22 : Le pétrole dans les opérations financières en République Centrafricaine\nTableau n° 23 : Le pétrole dans les opérations financières au Tchad\nTableau n° 24 : Couverture des dépenses courantes par les recettes fiscales non pétrolières\nSource : Rapports aux Ministres de la réunion du comité de convergence de la zone franc tenue à Paris les 11 et 12 septembre 2006, p. 34 et à Lomé les 4 et 5 avril 2007, p. 19.\n70. - Cette première analyse met en évidence la grande dépendance, vis-à-vis du pétrole, de la quasi-totalité des Etats membres de la CEMAC producteurs de pétrole brut. Cette situation peut être comparée à celle de la Fédération de Russie, qui a fait l’objet de critiques de la part des bailleurs de fonds internationaux et notamment du Fonds Monétaire International (FMI). Ces derniers ont recommandé que la Russie devienne moins dépendante des hydrocarbures (dont les recettes sont estimées à 40 % du budget général), et engage des réformes en vue de la diversification de son économie 105 . La diversification de la base productive est également une des recommandations générales du comité de convergence de la zone franc 106 . Cela explique que dorénavant, le secrétariat exécutif de la CEMAC s’intéresse à la couverture des dépenses courantes par les recettes fiscales non pétrolières 107 .\n71 .- Le prix du pétrole est assez erratique et difficile à prévoir ; les recettes sont volatiles. Par ailleurs, le secteur amont pétrolier crée peu d’emplois. La main d’œuvre nécessairement expérimentée, provient souvent de l’étranger. La rente, insuffisante, se convertit généralement en importation de biens et services ayant peu d’effets d’entraînement sur les activités productrices. Ce faisant, le poids du pétrole dans l’économie ne facilite pas le développement des secteurs agricole et industriel hors pétrole marginalisés, ce qui accentue encore la dépendance du pays vis-à-vis du secteur. Cette situation paradoxale peut avoir pour origine un environ nement fiscal qui, sortant du cadre commun, n’est pas facilement maîtrisable par l’ensemble des acteurs intervenant dans le secteur ; ceux-ci ne parviennent pas à mettre en place les mécanismes susceptibles de dégager une rente suffisante pour soutenir la diversification. Les principales activités et les faits saillants étant connus, il convient de préciser l’objet de l’étude.\n§3 - Objet de l’étude\n72. - Outre l’insuffisance d’intégration qui a caractérisé L’UDEAC, les règles fiscales étaient disparates d’un Etat à l’autre ; une grande confusion régnait entre la mission de protection des productions du territoire douanier, et celle de procurer des recettes pour les finances publiques. Le système, par sa complexité, donnait l’impression d’une jungle exigeant une administration lourde pour l’Etat et pour les contribuables 108 . Face à cette situation, l’Union a essayé, dès 1971, d’harmoniser les fiscalités internes 109 . Cette harmonisation visait exclusivement l’impôt unique sur le revenu des personnes physiques et l’impôt sur les sociétés 110 .\n73. - C’est ainsi que l’impôt sur les sociétés a fait l’objet de l’acte 3/72-153-UDEAC, signé le 22 décembre 1972 111 . Mais ses modalités d’application différaient d’un Etat à l’autre, ce qui le laissait pratiquement non harmonisé. En 1994, il a été engagé une réforme fiscalo-douanière, qui s’intégrait dans le cadre général du Programme Régional de Réforme (PRR). Seulement, la réforme était limitée : - au Tarif Extérieur Commun (TEC) ; - au Tarif Préférentiel Généralisé (TPG) ; - à la Taxe sur le Chiffre d’Affaires (TCA), qui devait se transformer en Taxe sur la Valeur Ajoutée (TVA) au bout de quatre années ; et - au Droit d’Accise.\n74. - Cette réforme sera suivie de la révision de l’acte instituant l’impôt sur les sociétés, suivant la directive n° 02-/01/UDEAC-050-CM-06 du 03 août 2001 112 . La fiscalité pétrolière 113 était exclue de toutes ces réformes, tant en ce qui concerne le secteur amont que le secteur aval. Cette exclusion est consacrée, en ce qui concerne le secteur amont, par l’acte 1/98-UDEAC-653-CD-60 du 21 janvier 1998. Par cet acte, les chefs d’Etat prennent acte des clauses de stabilité fiscale et juridique existantes dans le secteur pétrolier, par rapport à la réforme fiscale-douanière de 1994. 75 .- La fiscalité pétrolière est l’étude de l’ensemble des règles relatives à l’imposition et à la taxation de l’activité pétrolière, sans se circonscrire à la règle juridique. Elle intègre ce à quoi se raccorde la norme fiscale, c’est-à-dire la matière à laquelle elle s’applique : mécanismes de production, sociologie, monnaie, budget de l’Etat, institutions... Cette fiscalité est éminemment politique. Ceci pourrait expliquer les mythes qui continuent à être entretenus à propos de l’exploration pétrolière 114 , et qui concernent ce qu’il est convenu d’appeler les « risques » encourus par les sociétés étrangères opérantes en Afrique 115 . Cette fiscalité diffère selon le secteur où l’on se situe. En effet comme nous l’avons souligné plus haut 116 , l’activité pétrolière comprend le secteur amont et le secteur aval.\n76. - Dans le secteur aval, celui des produits pétroliers, on peut distinguer deux sous-secteurs, celui du raffinage et celui de la distribution. La fiscalité y est tantôt originale, tantôt inspirée du droit commun. Le raffinage est soumis depuis 1928 117 à la surveillance des services de la Direction des Douanes. Les raffineries dans lesquelles est traité le pétrole brut et les entrepôts dans lesquels sont stockés les produits pétroliers sont soumis au régime de l’exercice ou de l’entrepôt. Les produits qui sont livrés à la consommation à la sortie des raffineries ou des dépôts sont considérés comme importés et soumis, par les services des douanes, aux droits et taxes dont la perception incombe à cette administration. Pour tenir compte des conditions particulières qui régissent ces activités, un système de suspension de taxe diffère, jusqu’à la mise à la consommation, l’exigibilité de la Taxe sur la Valeur Ajoutée ou de la Taxe Spéciale sur les Produits Pétroliers afférente à certaines opérations limitativement énumérées. Après la mise à la consommation, les opérations commerciales dont ces produits font l’objet relèvent de la compétence de la Direction Générale des Impôts. Elles sont en théorie soumises aux règles de droit 118 commun 118 .\n77. - La fiscalité applicable au secteur aval est donc en réalité une fiscalité des produits pétroliers raffinés, plus proche du droit commun. Elle ne sera pas abordée dans le cadre de cette étude, tout comme le secteur auquel elle s’applique 119 . Nous nous limiterons à la fiscalité du secteur amont, celui de l’exploration et de la production de pétrole brut. Elle relève, dans la CEMAC, d’une prolifération de textes et d’accords signés avec les sociétés étrangères, mais dont l’accès est particulièrement difficile et sélectif. Leur trait dominant est la diversité et la complexité des différents régimes d’exploitation proposés aux pays hôtes : forme traditionnelle de la concession 120 , multiples variantes des accords de partage de la production, partage des profits 121 , contrat de services...\n78. - Cependant, deux contrats de concession ou deux contrats de partage de production peuvent avoir la même structure juridique tout en se traduisant pour les pays hôtes par des divergences sur le plan des recettes financières et du rôle effectif de l’Etat dans l’exécution et le contrôle des opérations pétrolières. Pourtant, l’industrie pétrolière internationale a, en raison de sa complexité, forgé un certain nombre de principes qui constituent les règles de base. Elles servent d’armature à la fiscalité pétrolière et ont un emploi quasi général 122 . Il s’agit notamment de la stabilité du régime fiscal 123 , la non discrimination entre les compagnies 124 , la rente minière 125 et le plafond de remboursement 126 . Autant de notions que le Code Général des Impôts des différents Etats membres de la CEMAC ignore, mais qui se retrouvent bien dans les conventions d’établissement 127 et les contrats d’association 128 .\n79. - La fiscalité pétrolière dans les Etats membres de la CEMAC est ainsi une fiscalité spécifique à plusieurs égards, peu propice à une maximisation des recettes fiscales dont ces Etats ont besoin pour financer leur développement, : elle gagnerait à être rationalisée et rapprochée. Qu’est-ce qui fait la spécificité de la fiscalité pétrolière de ces Etats par rapport au droit commun ? S’adapte-t-elle d’un gisement à un autre? Y a-t-il des écarts d’un pays à l’autre? Sachant que la CEMAC est vouée à l’harmonisation, peut-on éviter la surenchère d’un Etat à l’autre ? Y a-t-il une sorte de rapprochement de fonds commun dans cette fiscalité de la CEMAC ? Telles sont les principales questions ayant motivé cette recherche.\n80. - Notre travail concourt à la recherche de réponses à ces questions- Dans la CEMAC et au 31 décembre 2006, quelques thèses avaient déjà abordé certains aspects de la fiscalité pétrolière. Ces thèses portaient essentiellement sur deux pays, pris isolément. Il s’agit du : - Gabon, avec une thèse en droit minier 129 ; - Congo, avec quatre thèses dont une en droit et trois en économie 130 .\nQuelques mémoires de DESS avaient également été publiés. Ils abordaient certains aspects particuliers de cette fiscalité pour quelques pays pris isolément (Cameroun et Gabon notamment). La revue Le pétrole et le gaz en Afrique a été limitée à sa première édition. Aucun travail de recherche n’avait encore, jusque-là, étudié la fiscalité pétrolière de ces six Etats, et encore moins envisagé son harmonisation.\n§4 : Plan de l’ouvrage\n81. - En répondant aux questions posées, nous serons amenés à rationaliser et rapprocher les règles fiscales pétrolières dans la CEMAC (deuxième partie). Cet aboutissement s’explique par ce qu’au-delà des réformes entreprises par les divers Etats membres depuis le second choc pétrolier, la fiscalité pétrolière dans la CEMAC reste disparate, mal adaptée à l’évolution internationale, avec de nombreuses lacunes et omissions. Elle est faite de particularismes (première partie) qui ne permettent pas aux Etats de combler leurs attentes.\nLES PARTICULARISMES DE LA FISCALITE PETROLIERE\n82. - L’une des principales conséquences des bouleversements qui affectent l’industrie pétrolière mondiale depuis le premier choc pétrolier 131 , est l’intérêt grandissant manifesté pour l’exploration pétrolière en Afrique en général et dans le golfe de Guinée en particulier, ainsi que le démarrage de la production et des exportations d’hydrocarbures dans un nombre croissant de pays africains. Ce phénomène a plusieurs origines qui peuvent se résumer comme suit : - La nationalisation et le contrôle gouvernemental imposés par les pays de l’OPEP et par d’autres pays exportateurs sur les activités des sociétés étrangères, ce qui a poussé ces sociétés à regarder vers d’autres horizons. - La volonté toute naturelle des pays en voie de développement, d’ausculter leur sous-sol et de mettre en valeur leurs potentialités énergétiques pétrolières afin de faire face au coût rapidement croissant de l’énergie importée et, éventuellement, de devenir eux aussi exportateurs d’hydrocarbures.\n83. - L’accroissement conséquent des activités de recherche et surtout de forage n’est pas toujours celui attendu dans plusieurs Etats de la CEMAC. Ceci peut avoir pour cause les politiques fiscales pétrolières qui y avaient cours. Celles-ci étaient diverses et spécifiques, et ne suivaient pas toujours l’évolution internationale. Le second choc pétrolier a favorisé le réveil de bon nombre de gouvernants de ces Etats, marqué par une volonté de réforme de leur secteur pétrolier. C’est ainsi qu’on peut constater des tendances communes à la définition d’une fiscalité pétrolière spécifique des Etats depuis 1978 (titre 1). Les réformes ainsi engagées ont consacré certains impôts et taxes existants, de même qu’elles instauraient des impôts et taxes nouveaux découlant de la conjoncture internationale. On a ainsi abouti à une fiscalité caractérisée par la multiplicité d’éléments d’imposition (titre 2).\nLES TENDANCES COMMUNES A LA DEFINITION DUNE FISCALITE PETROLIERE SPECIFIQUE\n84. - Pour faire ressortir les tendances communes à la définition de cette fiscalité spécifique dans les Etats membres de la CEMAC, nous analysons d’abord les caractéristiques dudit régime à l’aube du second choc pétrolier (chapitre 1). Cette analyse fait ressortir deux caractéristiques majeures :\n1°- Une présence remarquée des Etats, qui consacre l’appartenance des mines à l’Etat, tout en mettant en place des structures particulières de gestion chargées de la mise en application des mécanismes fiscaux.\n2°- Des sources juridiques particulières de la fiscalité pétrolière. Celles-ci peuvent être regroupées en sources légales dont les plus importantes sont les lois minières et en sources contractuelles, comprenant les Conventions d’établissement et les contrats d’association.\n85. - Nous analysons ensuite les aménagements apportés au régime de référence ci-dessus présenté (chapitre 2). Il s’en dégage des modifications fondamentales intervenues dans la législation minière des Etats, notamment les changements de régimes d’exploitation, les alourdissements ou renforcements de la fiscalité. Il en découle aussi des incitations à la recherche et à la production, voire des mesures particulières pour la promotion des activités de production dans les champs dits marginaux notamment, du rehaussement du taux de la Rente Minière, de la suppression de certaines impositions et de la réduction des taux de l’impôt sur les sociétés sur certains champs.\nLES CARACTERISTIQUES DU REGIME D’IMPOSITION EN COURS A L’AUBE DU SECOND CHOC PETROLIER\n86. - Ce qui faisait la particularité des Etats africains dans l’activité pétrolière était jusque-là leur caractère de « partenaire dominant », simple détenteur de portefeuille financier. Face à l’intérêt grandissant manifesté pour l’exploration pétrolière en Afrique en général et dans le golfe de Guinée en particulier depuis le premier choc pétrolier, ces Etats essaient de passer de ce statut de « partenaire dormant » à celui de « partenaire actif ». Ils veulent acquérir de l’expérience dans les opérations d’exploitation, et contrôler efficacement les dépenses et les composants du coût de revient de la production. Un certain nombre de dispositions avaient ainsi été mises en place : elles se caractérisent par : - une présence remarquée des Etats (section 1) ; - des sources juridiques particulières de la fiscalité pétrolière (section 2).\nSection 1 : Une présence remarquée des Etats\n87. - A la suite d’une résolution des Nations unies reconnaissant la souveraineté permanente des peuples sur leurs richesses et leurs ressources naturelles, la quasi-totalité des lois minières ont établi l’appartenance des mines à l’Etat (§1). En vue d’obtenir une juste rémunération de l’exploitation de ces mines, les Etats ont mis en place des structures particulières de gestion (§2) chargées de la mise en application des mécanismes fiscaux.\n§1 : L’appartenance des mines à l’Etat\n88. - L’idée de l’appartenance des mines à l’Etat pose le problème fondamental de la propriété des hydrocarbures (A). Une fois celui-ci tranché, il engendre un certain nombre d’implications (B).\nA - LA PROPRIETE DES HYDROCARBURES\n89. - La question de la souveraineté sur les ressources naturelles a préoccupé les esprits depuis bien longtemps. Déjà Mirabeau 132 affirmait devant l’assemblée constituante française en 1789 que la Nation a le droit de disposer des ressources naturelles de son territoire. La souveraineté politique exercée sur un territoire donné emporte la souveraineté sur les richesses naturelles de ce territoire. Plus récemment, l’ONU s’est penchée sur la question dès les premières années de sa création. Elle fut soulevée pour la première fois en 1952, à l’occasion des travaux menés par la Commission des Droits de l’Homme 133 . C’est sur la proposition du Chili que la Commission décida d’inclure dans les projets de pactes internationaux qui devaient conduire à l’adoption d’une déclaration universelle des Droits de l’Homme, une disposition selon laquelle « le droit des peuples à disposer d’eux-mêmes comprend en outre un droit de souveraineté permanente sur leurs richesses et leurs ressources naturelles ».\n90. - A sa séance du 12 février 1952, l’Assemblée Générale des Nations unies a adopté une résolution reconnaissant pour la première fois ce principe et l’appliquant plus particulièrement au cas des pays sous-développés. Cette résolution stipule en effet que « les pays insuffisamment développés ont le droit de disposer librement de leurs richesses naturelles ; ils doivent les utiliser de manière à se mettre dans une position plus favorable pour faire progresser davantage l’exécution de leurs plans de développement économique conformément à leurs intérêts nationaux, et pour encourager le développement de l’économie mondiale » 134 .\n91. - Quelques mois plus tard, l’Assemblée Générale adoptait, le 21 décembre 1952, une autre résolution qui complétait la première en interdisant à tout Etat de porter atteinte directement ou indirectement à l’exercice par un autre Etat de sa souverainneté sur ses richesses naturelles 135 . Ces proclamations soulevaient des problèmes complexes qu’il convenait d’éclaircir. Certains membres de l’ONU obtinrent la mise sur pied d’une commission temporaire de neuf membres, spécialement chargée de procéder à une enquête sur la question de la souveraineté permanente sur les ressources naturelles et de formuler les recommandations qui s’imposent 136 . Les travaux de recherche de la Commission ont débouché sur une résolution A/AC 97/10 du 14 décembre 1962 et un rapport analysant les mesures concernant les droits des étrangers dans l’exploitation des ressources naturelles, l’encouragement et le contrôle des capitaux étrangers investis dans cette activité et l’organisation même des entreprises étrangères.\n92. - La prise de conscience du problème de la souveraineté des nations sur leurs ressources naturelles au sein des instances internationales s’est opérée essentiellement sous la poussée des pays sous-développés. Cela n’a rien d’étonnant, étant donné que ce sont eux les principaux intéressés. De nos jours, en dehors des Etats Unis 137 , les droits au pétrole et au gaz contenus dans le sol et le sous-sol appartiennent normalement à l’Etat. Ce principe est repris dans tous les textes tenant lieu de code pétrolier dans les Etats membres de la CEJ\_1AC 138 . Il s’étend également sur toute la zone maritime où s’exerce la souveraineté de l’Etat. Cette zone englobe la partie des fonds marins et leur sous-sol sur lesquels un Etat côtier a une juridiction économique, au-delà de sa mer territoriale : plus couramment, on parle de plateau continental . De cette manière, la propriété des hydrocarbures échappe à tout autre propriétaire que l’Etat. Le propriétaire d’une parcelle de terrain ne peut disposer des hydrocarbures existants ou extraits de son sol. Ceux-ci appartiennent exclusivement à l’Etat, bien que l’individu détienne un titre de propriété sur le domaine.\nB — LES IMPLICATIONS DE CETTE PROPRIETE DES HYDROCARBURES\n93. - L’appartenance des hydrocarbures à l’Etat a un certain nombre d’implications. D’abord nul ne peut prétendre entreprendre des activités de recherches et d’exploitation sans l’autorisation de l’Etat. C’est ainsi que sont institués les autorisations de prospection (a), les permis de recherche (b) et d’exploitation (c), ou des concessions minières (d). Leur attribution, renouvellement ou mutation est soumise au paiement de droits. Ensuite, en sa qualité de propriétaire, l’Etat exige tant le paiement d’une redevance considérée comme un loyer 139 , que la perception d’une quote-part de la production 140 . Cette quote-part peut être libérée en nature ou en numéraire selon les accords.\na) L’autorisation de prospection\n94. - Elle confère à son titulaire, concurremment avec les autres titulaires d’autorisations de prospection simultanément valables pour les mêmes substances et dans la même région sous réserve des droits acquis, le droit de prospecter tel qu’il est spécifié ci-dessus 141 . Le refus, la restriction ou le retrait de l’autorisation de prospection n’ouvre aucun droit à indemnité ou à dédommagement. Le refus, la restriction et l’expiration de validité de l’autorisation de prospecter sont sans effet sur les permis et concessions 142 accordés. La forme de l’autorisation, sa durée et ses modalités de renouvellement varient en fonction des Etats. Nous résumons ces caractéristiques dans le tableau n° 25 ci-dessous 143 .\nTableau n° 25 : Autres caractéristiques de l’autorisation de prospection par Etat\nSource : L’auteur ; à partir d’informations tirées des lois minières des Etats\nb) Le permis de recherche\n95.- Il est attribué au choix de la puissance publique, sans que ce choix puisse ouvrir aucun droit à indemnité au bénéfice du demandeur débouté totalement ou partiellement. Il est tenu compte de l’engagement du demandeur d’assurer la transformation sur place. Le permis de recherche confère, dans les limites de son périmètre et indéfiniment en profondeur, le droit exclusif de prospection et de recherche des hydrocarbures tel que défini ci-dessus 144 . Il est délivré sous réserve des droits antérieurs. Sa superficie est déterminée compte tenu des capacités techniques et financières du demandeur d’une part, de la difficulté d’exploitation et du volume des travaux indispensables pour une recherche effective sur toute la superficie du permis sollicité d’autre part. Au Cameroun comme au Tchad, le permis de recherches, qu’il porte sur des hydrocarbures liquides ou gazeux, est dit permis H 145 . Les autres particularités du permis de recherches sont résumées dans le tableau n° 26 ci-dessous 146 .\nTableau n° 26 : Autres particularités du permis de recherche par Etat\nSource : L’auteur ; à partir d’information tirées des lois minières des Etats\n96.- Au Cameroun, le domaine minier comprenait 28 permis de recherches en 1982, pour une superficie de plus de 62 000 km2 147 . Il en ressort que ces permis sont renouvelables trois (3) fois. La durée totale d’un permis de recherche peut ainsi aller jusqu’à seize ( 16) ans. Les permis en-cours tiennent compte des permis de recherche de : Logone Birmi (PH45): 11 000 km2 attribué le 23 mars 1980, près du Lac Tchad, à ELF SEREPCA (100 %) ; Garoua (PH46) 7 445 km2 attribués le 26 mars 1980 à ELF SEREPCA (100 %) ;\n97.- Quant au Gabon, les permis de recherche couvraient 90 641 km2 à fin 1980, dont 45 846 km2 à terre, et 44 795 km2 en mer. Cette superficie est en baisse de 14 % par rapport à l’année 1979 (105 779 km2) 148 . La diminution des superficies, malgré l’attribution de nouveaux permis (N’Dindi marin 2 372 km2 en 3 blocs ; Estérias marin 5 000 km2, Omboué sud marin 1 015 km2 à Houston Oil), est due, d’une part, à l’abandon par Shell Gabon du permis en eaux profondes Atlantique (16 596 km2 accordés le 14 janvier 1976 pour 5 ans), et d’autre part, aux rendus lors de renouvellement (294 km2 pour Gombé Sud Marin, 67 km2 pour Cap Lopez Marin et 1 252 km2 pour Grand Large).\n98.- Bien que la durée standard d’un permis de recherche soit de cinq ans, il existe de nombreux cas au Gabon où les permis de recherche sont accordés pour des durées inférieures : - Estérias Marin (5 000 km2 offshore) accordé le 15 février 1980 pour trois ans (1 ère période) ; - Pongara Marin (6 900 km2 offshore) accordé le 28 juin 1979 pour trois ans (1 ère période) ; - graine Marin G4-84 (2 723 km2 offshore) accordé le 7 décembre 1978 pour quatre ans (1 ère période) ; - N’Dindi Marin G4-98 (2 372 km2 offshore) accordé le 15 février 1980 pour trois ans (1 ère période) ; - Mayumba Grands Fonds G4-85 (933 km2 offshore) accordé le 7 décembre 1977 pour quatre ans (1 ère période).\n99.- S’agissant du Congo, six permis de recherche seulement sont en-cours de validité en 1979. Trois de ces permis sont attribués à l’association Elf Congo et Agip Recherche Congo 149 . Ce sont :\n- Le permis offshore de recherche Pointe Noire Grands Fonds, octroyé en 1968 (2 841 km2) et renouvelé en 1977 pour une période de cinq ans qui prenait fin en novembre 1982. En effet, début 1982, le forage de Louvessi Profond a obtenu un résultat significatif, avec un débit de 430 m3 par jour d’huile. - Le permis onshore de recherche Loémé octroyé en juillet 1973 (3 225 km2). - Le permis offshore de recherche Haute Mer octroyé en juillet 1973 (2 561 km2).\n100.- Les trois autres permis étaient accordés directement à la société d’Etat 150 Hydro-Congo 151 : - Le permis Kayes, d’une superficie de 450 km2, attribué le 18 décembre 1979, avec Coastal-Congo comme opérateur ; Les dépenses engagées à la fin de l’année 1980 s’élevaient à 1 524 495 Euros, dont 762 247 Euros pour Hydro-Congo. - Le permis Marine 1, d’une superficie de 1 432 km2, attribué le 16 mai 1979, avec Cities-Service comme opérateur ; Les dépenses d’exploration sont à la charge exclusive des sociétés étrangères. - Le permis Mer Profonde, d’une superficie de 9 090 km2, attribué le 06 décembre 1977, avec Agip-Africa comme opérateur. Les investissements totaux réalisés à fin 1980 s’élevaient à environ 7 622 474 Euros.\n101.- Il faut préciser que dans le cas du code de 1965, l’obtention d’un permis de recherche (de type «A») était conditionnée par la perception par l’Etat congolais de 20 % des actions des sociétés intéressées au titre de l’apport du permis de recherche. Elle devenait par contre gratuite pour les sociétés dans lesquelles l’Etat était déjà actionnaire. C’est de cette manière que l’Etat devait détenir 20 % du capital d’Agip R. Congo et d’Elf Congo dès leur création en 1969. Par ailleurs, l’Etat congolais avait mis en place cette structure particulière (Hydro-Congo) pour mieux participer à la prospection et à la production pétrolière 152 . Mais confrontée à des difficultés tant techniques que financières, la société d’Etat a dû limiter ses ambitions.\n102.- En ce qui concerne le Tchad, un seul permis de recherche était en cours en octobre 1979 avant la mise en sommeil des activités pétrolières, consécutivement à la situation politique du pays. Ce permis situé dans l’ouest et le sud-ouest du pays, avait été attribué en septembre 1969 153 , pour une superficie initiale de 603 000 km2. Il a été renouvelé en octobre 1974, pour une superficie de 465 000 km2 154 . Sa renégociation était en-cours en octobre 1979. CONOCO, opérateur sur ce permis, s’est associé à 50 % avec la société Shell Tchadienne de Recherche et d’Exploitation (Shell Tcharex), créée en 1972 à la suite de la scission opérée au sein de l’ex-Shell Afrique Equatoriale, et à 25 % avec la Chevron Oil. En mars 1977, le groupe Esso a rejoint le groupement.\n103.- On peut remarquer que dans l’ensemble des anciens pays de l’AEF 155 autre que le Tchad, si le chercheur utilise toutes les possibilités qui lui sont offertes, ses travaux peuvent se poursuivre sur une période de quatorze ans. Au Cameroun, cette période variera entre douze et seize ans.\nc) Le permis d’exploitation\n104.- Il est délivré sous les mêmes réserves que le permis de recherche dont il découle. Le permis d’exploitation confère à son titulaire, dans les limites de son périmètre et indéfiniment en profondeur, le droit exclusif de prospection, de recherche et d’exploitation des gîtes d’hydrocarbures pour lesquels le permis de recherche dont il dérive est valable et pour lesquels la preuve d’un gisement exploitable est fournie. Sauf dérogation, le permis d’exploitation est limité par un périmètre dont les côtés sont orientés Nord-Sud et Est-Ouest. Ce périmètre doit être entièrement situé à l’intérieur du permis de recherche dont il dérive. Dans des cas exceptionnels, il pourra chevaucher plusieurs permis appartenant au même titulaire, si le gisement est au voisinage immédiat des limites du permis. Toutefois, cette exception est susceptible de créer des difficultés dans l’application du principe de l’enclos fiscal au sens originel 156 . Au Tchad, le permis d’exploitation est accordé sous la forme d’une autorisation provisoire d’exploiter 157 . Les autres particularités du permis d’exploitation sont résumées dans le tableau n° 27 ci-dessous 158 .\nTableau n° 27 : autres caractéristiques du permis d’exploitation par Etat\n105.- L’on remarque qu’en général, la durée légale effective des permis d’exploitation est de vingt ans, répartie en tranches dont le nombre varie avec les Etats. La finalité devrait être le volume des recettes que chaque option génère pour l’Etat. Il est toutefois aisé de relever que plus il y a des renouvellements de titres, plus il y a des recettes à encaisser pour l’Etat, toute choses restant égales par ailleurs. Le renouvellement du permis ne constitue pas un droit pour le demandeur, mais une simple possibilité que la loi lui reconnaît, sous certaines conditions précises. On ne peut en effet permettre à n’importe quel exploitant de prolonger ses travaux. Le renouvellement du titre ne doit être accordé qu’à ceux qui méritent d’être encouragés et soutenus par les pouvoirs publics.\n106.- Au Cameroun, deux permis d’exploitation étaient en cours. Ils ont été obtenus en mars 1982 dans le Nord du pays, l’un dans les environs de Garoua, l’autre dans l’extrême nord, non loin de Kousseri (proche du Tchad) 159 . Mais leur mise en exploitation effective aurait engendré d’importants moyens financiers en termes de transport de pétrole brut.\n107.- Au Gabon par contre, de nombreux permis et demandes d’exploitation provisoires étaient en cours en 1980 (14 au total) 160 . De leur analyse, il ressort que la durée de validité de ces permis n’est pas homogène. Elle varie en général de cinq ans (Mérou Sardine, Mayumba/Lucina, Brême Marine...) à quinze ans (Tchibala Marin), en passant par dix ans (Baudroie Marine). Ces permis sont renouvelables trois fois. Mais le Gabon permet aussi d’obtenir des autorisations d’exploitation provisoires. Celles-ci sont accordées pour une durée de deux (2) ans : M’Boumba 1 et 2 (onshore) attribuée le 19 décembre 1979 pour deux ans.\nd) La concession\n108.- Avant de présenter sa situation dans la CEMAC (3), nous établirons d’abord la genèse de la concession (1), puis son principe et ses caractéristiques (2).\n1) La genèse de la concession\n109.- Le régime de la concession est le plus ancien pratiqué dans l’industrie pétrolière, aussi bien dans les pays développés que dans ceux du tiers monde. C’est aussi l’un des plus équivoques. Les termes de ces premiers contrats de concession résultent de l’interférence entre la « concession », telle qu’elle est présentée dans son principe par le « Code Napoléon », et la « concession générale » du droit musulman 161 . Le système de la concession, qui est le système français, dérive du code Napoléon. Reconnaissant en principe que la propriété du sol entraîne celle du sous-sol, la loi de 1810 a fait exception pour un certain nombre de substances d’intérêt national, le pétrole étant une de ces exceptions 162 . Pour ce qui est du droit musulman, il est établi que : « Pour rechercher des mines cachées dans le sous-sol et les exploiter, l’intervention du souverain est nécessaire. Il en concède le droit à titre exceptionnel et exclusif sous forme d’une grâce. C’est un don du souverain dénommé Concession Générale » 163 .\n2) Le principe et les caractéristiques de la Concession\n110.- Dans son principe de base, un Etat concède à une société le droit d’entreprendre tout genre d’opérations pétrolières (exploration, production, transport, commercialisation...) dans une zone et au cours d’une période déterminée. En cas de découverte, le concessionnaire a le droit exclusif d’extraire les produits et d’en disposer, sous réserve de remplir certaines obligations techniques, financières et économiques. Les obligations financières consistent en général au paiement à l’Etat d’une redevance et d’un impôt sur le revenu. Le mot concession prête lui-même à confusion. Dans les pays occidentaux, la concession implique un contrôle extrêmement strict par l’Etat concédant sur la société concessionnaire qui est généralement de la nationalité de l’Etat concédant et qui est chargée de la gestion d’un service public. Il n’en a pas été de même dans les pays de l’OPEP et les autres pays du tiers monde. Là-bas, des Etats encore faibles ont accordé des concessions à des sociétés multinationales soutenues par les grandes puissances coloniales.\n111.- Les caractéristiques des concessions octroyées par les Etats pétroliers au sociétés pétrolières de 1901 à 1950 au Moyen-Orient, se résument comme suit : - les concessions couvraient une très large superficie, et couraient sur une très longue période ; - la royalty, l’impôt sur les sociétés et dans une moindre mesure les primes au comptant et les dividendes, constituaient la base financière principale des contrats de concession, la royalty étant versée en fonction des volumes produits ; - les sociétés concessionnaires étaient peu nombreuses ; - les termes des concessions, sur cette période de près d’un demi siècle, sont restés pratiquement inchangés.\nLes sociétés pétrolières ont de ce fait constitué de véritables Etats dans l’Etat. C’est ainsi que le régime de la concession a été transformé ou complètement abandonné dans de nombreux pays producteurs. Il confinait en effet l’Etat hôte dans le rôle de simple percepteur d’impôts, tout en accordant de très grands pouvoirs à la compagnie 164 .\n3) La situation dans la CEMAC\n112.- Les concessions primitives décrites ci-dessus existent encore dans certains Etats de la CEMAC, à l’instar du Gabon et du Tchad ; c’est également ce régime que prévoit la loi en vigueur en République Centrafricaine 165 . Les concessions sont accordées dans ces Etats après publicité, au titulaire d’un permis de recherche ou d’exploitation minière si ce dernier a, pendant la durée du permis de recherche, fourni la preuve par des travaux de recherches régulièrement poursuivis, de l’existence d’un gisement exploitable à l’intérieur du périmètre sollicité. La concession est limitée par un périmètre de forme rectangulaire, de côtés orientés nord-sud et est-ouest vrais et entièrement situés à l’intérieur du périmètre du permis de recherche ou du permis d’exploitation dont elle découle. La forme du périmètre peut être modifiée dans les mêmes cas que ceux du permis d’exploitation.\n113.- Exceptionnellement, une concession peut être constituée par plusieurs périmètres non jointifs. Elle peut, dans des cas exceptionnels lorsque le gisement reconnu se trouve en limite de plusieurs permis, chevaucher des permis différents appartenant au même titulaire et valables pour les mêmes substances. Telle que présentée ci-dessus, une concession peut contenir plusieurs champs pétrolifères. Nous verrons plus loin 166 comment la notion d’enclos fiscal ou Ring Fence s’applique à la concession. Les autres caractéristiques de la concession se résument comme suit par Etat 167 :\nTableau n° 27 : Autres caractéristiques de la concession par Etat\n114.- Au Gabon, quatorze concessions pétrolières étaient en cours en fin 1979 168 . Huit d’entre elles sont détenues à 100 % par Elf Gabon. Quatre autres sont partagées par Elf Gabon (65,275 %) et la SNEA (34,725 %). Une concession est partgée entre Elf Gabon (59,03 %) et Mobil (40,97 %). Enfin la dernière est partagée entre Elf Gabon (50 %) et Shell Gabon (50 %). La plus ancienne de ces concessions, Ozouri (25,08 km2) attribuée le 13 octobre1958 à Elf Gabon (100 %) arrive à expiration en l’an 2 033 169 . Les plus jeunes, que sont : - Girelle Marine (62 km2 offshore) attribuée le 2 juillet 1974 à Elf Gabon (65,275 %) et SNEA (34,725 %), - Pageau Marine (85,5 km2 offshore) attribuée le 2 juillet 1974 à Elf Gabon (65,275 %) et SNEA (34,725 %), - Barbier Marine (74 km2 offshore) attribuée le 2 juillet 1974 à Elf Gabon (65,275 %) et SNEA (34,725 %), arrivent à expiration en l’an 2 049.\n115.- Toutefois, l’exploitation de certains gisements se situant à l’intérieur de ces concessions a déjà été arrêtée. C’est le cas de 170 : - Ozouri, dont l’exploitation a été arrêtée en 1967 ; en fin 1979, ce gisement représentait 0,57 % du pétrole brut produit par le Gabon. - M’Bega, exploité de 1957 à 1969, dont la production cumulée s’est élevée à 1 185 000 tonnes. - Alewana, exploité de 1958 à 1968, dont la production cumulée s’est élevée à 50 000 tonnes. - Animba, exploité de 1959 à 1967, dont la production cumulée s’est élevée à 175 200 tonnes. - Simany, exploité de 1961 à 1967, dont la production cumulée s’est élevée à 47 200 tonnes. - Rembo-Kotto, exploité de 1961 à 1968, dont la production cumulée s’est élevée à 75 000 tonnes. - Anguille Sud-Ouest, exploité de 1970 à 1976, dont la production cumulée s’est élevée à 151 400 tonnes.\n116.- Quant au Congo, six concessions étaient en-cours en 1979 171 : - Emeraude, octroyée à Elf Congo le 18 novembre 1970 (331 km2) pour une durée de 50 ans, sur laquelle la compagnie française est associée 65/35 avec Agip. - Loango Ouest octroyée en mai 1973 à Elf Congo associé 65/35 avec Agip (65,09 km2). - Loango Est octroyée en mai 1973 à Agip Recherches Congo associé 65/35 avec Elf. - Pointe-Indienne octroyée en mars 1960 à SPAFE pour 75 ans renouvelable une fois et mutée au profit d’Elf Congo (100 %) en 1969. - Likouala octroyée le 27 mai 1978 à Elf Congo associé 65/35 avec Agip (63,43 km2). - Yanga-Sendji octroyée à Elf Congo associé 65/35 avec Agip (170 km2).\n117.- Par ailleurs, une demande de concession était déposée pour le gisement onshore Mengo sur le permis de la Loémé où Elf est associé 85/15 avec HydroCongo 172 . La validité de ces concessions s’étend jusqu’à l’an 2 010 pour la plus ancienne, l’ointe-Indienne, et à l’an 2 028 pour la plus jeune, Likouala. Depuis 1973, ces conventions se caractérisent par une participation de l’Etat congolais au capital des sociétés pétrolières, en fonction des niveaux de production atteints. Ainsi, la participation de l’Etat du Congo serait de 20% quand la production est inférieure à 10 millions de tonnes de brut par an. Elle augmenterait d’un (1) point par million de tonne additionnel et serait de 30 % au cas où la production de la société atteindrait 20 millions de tonnes.\n118.- Cette participation de l’Etat au capital lui donne droit à deux postes d’administrateurs au conseil de la société exploitante. Par ces mesures, l’Etat congolais pensait partir de sa situation de simple détenteur de portefeuille financier. Il voulait avoir la possibilité d’acquérir de l’expérience dans les opérations d’exploitation, et contrôler efficacement les dépenses et les composantes du coût de revient de la production. Cet objectif est encore loin d’être atteint. La participation au capital des sociétés exploitantes n’a en effet d’intérêt que dans la répartition des bénéfices 173 ; par cette opération, les actionnaires perçoivent alors un dividende variant entre cinq et dix pour cent du capital investit.\n119.- Au Cameroun également, six concessions étaient en-cours en 1979 174 : - kolé-Marine : 25,5 % pour Elf-Serepca, opérateur, 24,5 % pour PECTEN Cameroun et 50 % pour la SNH 175 attribuée le 25 août 1976 (38 km2). - Ekoundou Marine : 25,5 % pour Elf-Serepca, opérateur, 24,5 % pour PECTEN Cameroun et 50 % pour la SNH, attribuée le 18 août 1977 (170 km2). - Lagbaba ; 100 % pour Elf Serepca, attribuée le 18 novembre 1974 (64 km2), - Boa-Bakassi : 25,5 % pour Elf-Serepca, opérateur, 24,5 % pour PECTEN Cameroun et 50 % pour la SNH, attribuée le 12 septembre 1979. - Bavo-Assoma : 25,5 % pour Elf-Serepca, opérateur, 24,5 % pour PECTEN Cameroun et 50 % pour la SNH (108 km2). - Kita Edem : 25,5 % pour Elf-Serepca, opérateur, 24,5 % pour PECTEN Cameroun et 50 % pour la SNH (185 km2).\nLes concessions camerounaises, à l’exception de celle de Logbaba (qui ne sera pas renouvelée), revêtent un caractère d’association en participation ostensible, où il y a partage de production 176 avec Royalty .\n4) La durée des concessions dans la CEMAC\n120. - On peut remarquer, à la lecture du tableau n° 28 ci-dessus, que la durée des concessions est extrêmement longue. Dans des pays comme le Gabon et le Congo, elle a parfois donné lieu à des discussions d’une sévère âpreté. Il convient de rappeler à ce sujet qu’en France, le droit du concessionnaire était au départ un droit de propriété, c’est-à-dire perpétuel 177 , qui rendait la mine disponible et transmissible comme tout autre bien. La loi du 9 septembre 1919 est venue poser un principe nouveau. Elle dispose en son article 1 er que toutes les concessions seront désormais accordées pour une durée limitée. L’instauration de la précarité des concessions répondait au souci de ne pas remettre définitivement entre les mains de particuliers des richesses appartenant à la communauté nationale.\n121.- Les partisans de ce nouveau système arguaient aussi du fait qu’il était nécessaire de réserver la possibilité pour l’Etat de recouvrer périodiquement la disposition des mines 178 , ce qui permettait d’imposer le renouvellement et l’adaptation des méthodes d’exploitation, en fonction du progrès technique, de l’évolution des idées et de la conjoncture socio-économique. Il s’agissait en outre de stimuler l’activité minière en fixant à l’avance un terme à l’exploitation. La vigueur des oppositions rencontrées par ce système fut à la mesure de la nouveauté et de l’importance du changement qu’il apportait. Les adversaires dénonçaient le désastre économique vers lequel on s’acheminait : les initiatives des exploitants seraient découragées ; ils préféreront désonnais se livrer à une exploitation abusive et désordonnée pour pouvoir amortir le plus rapidement possible leurs investissements : on aboutira à un gaspillage des richesses du sous-sol par la pratique de « l’écrémage » des mines.\n122.- On adopta finalement une solution médiane, consistant à octroyer des concessions relativement longues et aisément renouvelables. La loi du 9 septembre 1919 prévoyait en son article 2 pour la houille et la lignite, des concessions de 99 ans, et pour les autres gisements des concessions dont la durée variait entre 50 ans et 99 ans. La plupart des pays francophones ont adopté des solutions similaires. Le Gabon a repris les solutions en vigueur sous le décret de 1954. Le Tchad, le Congo et la RCA 179 se sont alignés sur la borne inférieure de la fourchette. Cette différence peut s’expliquer par le fait que le Gabon était déjà producteur de pétrole avant son indépendance.\n§2 : Des structures particulières de gestion des mécanismes fiscaux\n123. - Les mécanismes fiscaux sont régis par les textes et mis en application par des structures administratives. En droit commun, ces structures se résument aux servi ces extérieurs de la Direction Générale des Impôts ou de la Direction Générale des Douanes. Le régime fiscal des sociétés pétrolières fait intervenir des structures particulières que l’on peut regrouper comme suit : - les sociétés nationales chargées de la gestion des hydrocarbures (A) ; - les ministères en charge des mines, des hydrocarbures ou des pétroles (B) ; - les Directions Générales ou nationales des impôts (C) ; - les Directions Générales ou nationales des douanes (D).\nA — LES SOCIETES NATIONALES CHARGEES DE LA GESTION DES HYDROCARBURES, EMANATION DES ETATS\n124.- Ce sont en général des Etablissements Publics à caractère Industriel et Commercial 180 mis en place par les Etats, doté de la personnalité juridique et de l’autonomie financière, prenant la forme d’une société. Ils sont chargés de promouvoir la mise en valeur des hydrocarbures et de gérer les intérêts de l’Etat dans ce domaine. C’est le cas de Hydro Congo (a), de la SNH (b), de PetroGab (c). Les autres sociétés nationales (d), créées plusieurs années après, s’inspireront généralement de l’une ou l’autre de ces expériences.\na) La Société nationale de recherche et d’exploitation pétrolière (HYDRO-CONGO)\n125 .- Elle est créée par ordonnance le 4 juin 1973 181 . Aux termes de l’article 8 de la dite ordonnance, « la société HYDRO-CONGO est chargée d’intervenir pour le compte de l’Etat, directement ou en association avec des partenaires étrangers, dans toutes les activités de mise en valeur des richesses du sous-sol national ». Cette décision relève d’une démarche reposant sur des principes jugés fondamentaux et inspirant la politique congolaise des hydrocarbures. L’action de la société va s’étendre à toutes les phases de l’activité pétrolière. A ce titre, HYDROCONGO a pour objet :\n1°- D’entreprendre toutes les opérations relatives à la recherche et l’exploitation industrielle et commerciale des gisements d’hydrocarbures solides, liquides et gazeux et des substances annexes.\n2°- La construction et l’exploitation industrielle et commerciale et tous moyens de transport des hydrocarbures et des substances annexes, soit par canalisation soit par voie terrestre ou maritime, ou autrement.\n3°- Le traitement et la transformation des hydrocarbures et des substances annexes sur le territoire congolais ou en d’autres pays.\n4°- La création d’une industrie de pétrochimie.\n5°- La distribution et la vente, tant au Congo qu’à l’étranger, desdits hydrocarbures et produits dérivés ou annexes.\n6°- La gestion en son nom propre des actifs détenus par l’Etat congolais ou qu’il viendrait à détenir dans les différents secteurs d’activités correspondant à l’objet social ci-dessus.\n7°- La participation de la société dans toutes opérations industrielles, financières, commerciales, mobilières ou immobilières pouvant se rattacher à l’un des objets précités, par voie de création de sociétés filiales ou autrement, souscription ou achat de titres ou droits sociaux, fusion, alliance, association en participation ou autrement.\n8°- Et généralement toutes opérations industrielles, commerciales, financières, mobilières ou immobilières se rattachant directement ou indirectement à l’objet social.\n126.- Comme on peut le constater, l’Etat congolais envisageait ainsi de jouer un rôle plus actif dans la branche du pétrole brut par l’intermédiaire de la société nationale. Son association avec des sociétés plus expérimentées lui permettrait de faire son apprentissage dans la conduite de l’activité pétrolière et de limiter le risque financier. Ce risque serait d’autant plus limité que devant l’importance des moyens financiers qu’exigent la recherche pétrolière et le caractère aléatoire de ses résultats, elle ne supporterait sa quote-part financière qu’en cas de découverte commerciale. C’est seulement une fois qu’Hydro-Congo aurait acquis l’expérience nécessaire et réuni les moyens financiers qui s’imposent, qu’elle pourrait devenir opérateur et peut-être ainsi, constituer pour l’Etat un moyen efficace d’intervention dans la branche.\n127.- Mais confrontée à des difficultés tant financières que techniques, la société d’Etat a dû limiter ses ambitions. Sa participation dans la recherche et la production est limitée à une gestion des parties d’association (directe et indirecte) de l’Etat. Ainsi, elle prend à la fin des années 1970 une participation de 20 % dans le capital d’Elf-Congo et d’Agip Recherches Congo qui assuraient 100 % de la production du pétrole du pays. L’objet social de Hydro Congo était démesurément grand. Il correspondait en réalité à celui de trois sociétés distinctes, qui auraient pu être respectivement chargées : - de l’exploration et de la production de pétrole brut - du raffinage de pétrole brut ; - de la distribution des produits pétroliers.\n128.- Une fois les activités maîtrisées, les trois sociétés ainsi distinguées pourraient alors constituer un groupe de sociétés, à l’image des majors . Dans le cadre de la liquidation de Hydro Congo dans sa forme originelle, la Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC) a été crée le 23 avril 1998 182 . C’est un Etablissement Public à caractère Industriel et Commercial doté de la personnalité morale. Cette société doit être subrogée dans tous les droits et obligations résultant des contrats et des accords ou conventions conclus par Hydro-Congo en matière de recherche, d’exploration et de production des hydrocarbures liquides ou gazeux.\n129.- Elle est également chargée de commercialiser la part de pétrole brut revenant à l’Etat et provenant essentiellement des contrats de partage de production. Pour ce faire, elle dispose d’un bureau à Londres. Elle assure enfin une fonction d’expertise et de conseil auprès du gouvernement. Ses comptes ont fait l’objet d’une demande d’expertise de la part du FMI qui souhaite la transparence de ses revenus et leur versement au budget. Sa forme, son organisation et ses missions sont comparables à celle de la SNH au Cameroun. Les activités aval de Hydro Congo ont été attribuées, en février 2000, à plusieurs sociétés dans le cadre de la privatisation du secteur : Total, Puma, Shell, Texaco 183 .\nb) La Société Nationale des Hydrocarbures (SNH) du Cameroun\n130.- Elle a été créée par décret du 12 mars 1980 184 ; cette création fait suite à la loi du 29 décembre 1978 185 . Aux termes de l’article 2 de cette loi, les sociétés pétrolières opérant au Cameroun étaient tenues de passer avec l’Etat un contrat d’association 186 . La SNH devait être l’instrument de cette politique. Elle est un établissement public à caractère industriel et commercial, placé sous la tutelle du Secrétariat Général de la Présidence de la République. Ses missions consistent à promouvoir la mise en œuvre des hydrocarbures et gérer les intérêts de l’Etat dans ce domaine par : - La négociation et le suivi des accords d’association entre l’Etat et les opérateurs pétroliers de recherche et de production. - La commercialisation de la part de pétrole brut revenant à l’Etat. - La création des sociétés et la prise de participation dans les sociétés camerounaises des secteurs pétroliers et connexes.\n131.- C’est ainsi qu’en matière de prise de participation, la SNH détient 20 % du capital de chacun des opérateurs du secteur exploration - production de pétrole brut. Elle détient en outre des participations, dans les secteurs connexes, de : 15 % dans les dépôts pétroliers ; 21,91 % dans le raffinage ; 61,58 % dans la construction offshore ; 51 % dans le contrôle de qualité ; 15 % dans les constructions navales.\nPar ailleurs, sa mission de commercialisation de la part de pétrole brut revenant à l’Etat confère à la SNH le droit de percevoir la redevance minière proportionnelle 187 .\n132.- Cette activité a été d’autant plus renforcée que par la loi du 26 novembre 1982 188 , l’Etat fixait le délai du 1 er janvier 1983 aux sociétés pétrolières, pour passer avec l’Etat des contrats d’association. Les sociétés qui ne se seraient pas conformées à ces dispositions perdraient tous leurs droits dans le domaine de la recherche et de l’exploitation des hydrocarbures au Cameroun. Dans le cadre de ses activités pétrolières, la SNH est titulaire d’une convention d’établissement depuis le 17 mai 1996 189 . Cette convention intègre toutes les dispositions législatives en vigueur à cette date. La gestion de cette société est mieux assurée, notamment depuis la mission conjointe Fonds Monétaire International/Banque Mondiale arrivée le 1 er mai 2000 à Yaoundé (Cameroun), avec comme objectif l’informatisation de la gestion du pétrole.\nc) La société nationale pétrolière gabonaise (PETROGAB)\n133.- Elle est créée en octobre 1979, suite à la décision de l’Etat de commercialiser 25 % de la production du pétrole. Ce pourcentage est susceptible d’être augmenté à l’avenir. Comme dans les deux sociétés nationales précédentes, l’Etat détient la totalité du capital de PETROGAB. Elle est chargée dans une première phase de commercialiser les 25 % de la production de pétrole revenant à l’Etat gabonais. Les recettes provenant de la commercialisation de pétrole seront fiscalisées et s’ajouteront aux recettes de l’Etat tirées du pétrole. Toutefois, le changement du système d’exploitation n’a pas touché les anciennes concessions 190 . Les permis concernés étant récents ne pourront faire l’objet de production avant plusieurs années. PETROGAB n’aura donc à commercialiser que le quart de la production de pétrole dans le cadre de la décision indiquée ci-dessus, aucune production ne pouvant déjà provenir des contrats de partage 191 . PETROGAB sera dissoute en 1993 sans avoir eu d’autres activités que la commercialisation théorique de la part de pétrole brut revenant à l’Etat. Ses actifs ont été reversés à l’Etat gabonais.\nd) Les autres Sociétés Nationales\n134.- Plus tard, la Guinée Equatoriale et le Tchad ont également crée des sociétés nationales des hydrocarbures, chargées de représenter le gouvernement dans la conclusion des accords d’association ou pour la constitution d’entreprises mixtes. Les missions, l’organisation et le fonctionnement de ces sociétés sont proches de celles de la Société Nationale des Hydrocarbures (SNH).\n135.- Malgré l’autonomie juridique et financière dont jouissent ces sociétés tant par leurs statuts que par leur fonctionnement, elles sont couramment considérées par les tribunaux comme des émanations de leur Etat d’origine 192 . Cependant, l’immunité d’exécution qui découlerait de cette situation leur est refusée 193 .\nB — LES MINISTRES EN CHARGE DES MINES, DES HYDROCARBURES OU DES PETROLES\n136.- En matière d’hydrocarbures dans la CEMAC, les ministères en charge des mines, des hydrocarbures ou des pétroles assurent la tutelle des questions pétrolières selon les Etats. Si les conventions d’établissement 194 et autres accords d’association 195 sont surtout négociés par les sociétés nationales en charge des hydrocarbures, ce sont ces ministères qui les signent. Plusieurs organismes ont été créés au sein de ces ministères, au fur et à mesure que se dessinait une politique des hydrocarbures dans les Etats. Ces structures vont évoluer et se transformer, mais elles constituent en quelque sorte le noyau à partir duquel vont naître des organismes plus élaborés. Ils prennent l’appellation de Direction des Mines, de l’Energie ou des Hydrocarbures selon les Etats, avant d’être parfois érigés en Ministère plein. Mais leur situation juridique (a) et leur rôle (b) sont quasi identiques.\na) La situation juridique des Directions en charge des hydrocarbures\n137.- Au plan juridique, ces directions s’analysent comme des services administratifs attachés à une grande unité administrative. Elles sont, comme toute direction de ministère, un service de l’administration centrale, sans autonomie et sans personnalité morale. Ces directions ont beaucoup mué, avec les changements intervenant à la tête de ces ministères. Ces multiples mutations les placent dans une situation juridique peu orthodoxe tenant à plusieurs facteurs. Le plus important de ces facteurs est certainement l’évolution rapide de l’économie pétrolière dans les Etats, jointe à la complexité des problèmes qu’arrivait difficilement à maîtriser un personnel peu expérimenté. Il devenait dès lors difficile de prévoir une organisation susceptible de répondre pendant plusieurs années à des besoins du reste mal connus. Dès lors, il apparaît ainsi que conçu à l’origine comme l’instrument le plus important de l’élaboration de la politique des gouvernements en matière d’hydrocarbures, le rôle des directions en charge de l’énergie, des mines ou des hydrocarbures s’est amenuisé au fur et à mesure du développement de celui des sociétés nationales en charge des hydrocarbures.\nb) Le rôle des Directions en charge des hydrocarbures\n138.- Les directions en charge des hydrocarbures sont généralement chargées de l’élaboration et de l’application de toute politique gouvernementale en matière d’hydrocarbures. Elles ont généralement pour mission de : - Définir et mettre en œuvre, conformément aux directives du gouvernement, la politique générale de développement des ressources énergétiques du pays ; - Etudier, élaborer et appliquer toutes les mesures de réglementation et d’organisation concernant ce secteur.\nCes directions sont ainsi étroitement impliquées dans la mise en place du cadre normatif dans lequel s’effectuent les opérations pétrolières et dans leur fiscalisation. Elles perçoivent certains droits dus par les sociétés pétrolières. Il en est ainsi des droits à verser à l’institution, au renouvellement et à la mutation des différentes autorisations et des permis.\n139.- Toutefois, les activités de ces directions se sont réduites tacitement, avec la création des sociétés nationales. En effet, ces sociétés sont présentes tant sur le domaine minier que dans les conseils d’administration, et disposent d’une souplesse et des moyens dont ne peuvent pas disposer les directions de l’administration centrale. En effet dans les pays de la CEMAC, l’administration centrale n’a ni les solides structures, ni l’expérience, ni l’auréole qui lui permettraient, comme dans les pays de longue tradition administrative, de résister à l’extension des entreprises publiques. Il en résulte que ce sont les sociétés nationales qui deviennent les véritables centres de réflexion où se forment les décisions les plus importantes et où s’élabore en définitive la politique du gouvernement.\nC — LES DIRECTIONS NATIONALES OU GENERALES DES IMPOTS\n140.- Après avoir présenté cet acteur fiscal particulier avec ses missions (a), nous verrons ensuite son organisation (b).\na) La présentation et les missions\n141.- La direction chargée des impôts est un service de l’administration centrale du ministère en charge des finances. Dans certains Etats comme le Gabon, la Guinée Equatoriale ou la République Centrafricaine, elle est érigée en direction générale 196 , mais ses missions sont généralement similaires d’un Etat à l’autre. Elle est ainsi chargée, entre autres de : - l’élaboration des textes législatifs et réglementaires en matière d’impôts directs et indirects, de droits d’enregistrement, du timbre, de la curatelle, de redevances et taxes diverses, y compris celles pétrolières, minières, forestières, agricoles, de l’élevage et halieutiques, en liaison avec les administrations compétentes ; - la centralisation des données statistiques sur les émissions et le recouvrement en matière d’impôts directs et indirects, de droits d’enregistrement, du timbre, de la curatelle, de redevances et taxes diverses, y compris celles pétrolières, minières, forestières, agricoles, de l’élevage et halieutiques ; - l’identification, la localisation et l’immatriculation des contribuables ; - l’émission et du recouvrement en matière d’impôts directs et indirects, de droits d’enregistrement, du timbre, de la curatelle, de redevances et taxes diverses, y compris celles pétrolières, minières, forestières, agricoles, de l’élevage et halieutiques ; - contrôles et vérifications en matière d’impôts directs et indirects, de droits d’enregistrement, du timbre, de la curatelle, de redevances et taxes diverses, y compris celles pétrolières, minières, forestières, agricoles, de l’élevage et halieutiques ; - l’instruction des recours gracieux et contentieux des contribuables portant sur les impositions émises ; - l’application et du suivi des conventions et accords en matière fiscale en liaison avec la direction en charge des affaires juridiques.\n142.- Les directions en charge des impôts sont structurées en services centraux et services extérieurs, que constituent les centres d’impôts 197 . Les impôts sont en général gérés par les services extérieurs ; mais certaines activités triées sur le volet ont amené à des exceptions avec la mise en place, au sein même de ces directions, de structures particulières devant assurer la gestion de leurs impôts. Il en va ainsi des mines en général et des hydrocarbures en particulier. Une structure spécifique des fiscalités pétrolière et minière existe ainsi au sein desdites directions 198 . Elle fait partie des services centraux, et gère les impôts provenant des sociétés pétrolières. Ces dernières sont tenues d’y effectuer leurs déclarations et leurs paiements, alors qu’en général, ces opérations se passent dans les centres d’impôts du lieu où se trouve le siège social de la société.\nD — LES DIRECTIONS GENERALES OU NATIONALES DES DOUANES\n143.- Elles ont une organisation spécifique (b) définie par le Code des Douanes, autant que leurs missions (a).\n144.- Les directions générales ou nationales des douanes sont chargées entre autres de : - l’élaboration et de l’application de la législation et de la réglementation douanière en matière d’importation et d’exportation, des régimes économiques particuliers, de commerce et de change, des prohibitions d’entrée ou de sortie, et d’autres restrictions ; - la mise en oeuvre et du suivi des législations spécifiques ; - la détermination, de la liquidation et du recouvrement des droits et taxes de douane ; - la surveillance des frontières terrestres, maritimes, fluviales, ainsi que des gares routières et ferroviaires, des ports et des aéroports ; - la protection de l’espace économique national ; - l’étude et la mise en œuvre, en liaison avec les administrations et opérateurs impliqués, des mesures de facilitation en vue de la réduction des délai de passage des marchandises au regard des exigences de compétitivité de l’économie camerounaise ; - la coopération internationale avec l’Organisation Mondiale des Douanes, l’Organisation Mondiale du Commerce et la Commission Economique et Monétaire de l’Afrique Centrale.\nb) L’organisation et le fonctionnement\n145.- Le Code des Douanes définit, dans ses grandes lignes, l’organisation et le fonctionnement de l’administration des douanes 199 . Des décisions du gouvernement de chaque Etat peuvent compléter ou modifier cette organisation 200 . En général, l’administration des douanes comprend des services centraux et extérieurs. Ces derniers se subdivisent en secteurs des douanes, bureaux des douanes, subdivision active des douanes, brigade active des douanes et postes des douanes. Comme en matière d’impôts, les droits et taxes douaniers sont gérés par les services extérieurs. En général, ces services extérieurs ne sont sollicités dans l’activité pétrolière qu’à partir du moment où les sociétés pétrolières mettent en exploitation les gisements découverts. En effet, dans la phase de prospection et de recherche pétrolière, tous les produits et matériels importés sont admis en franchise de tous droits et taxes d’entrée 201 . Dans ces phases, les sociétés pétrolières ont alors plus recours aux ser vices compétents de l’administration pour délivrer les attestations d’exonération correspondantes.\nSection 2 : Des sources juridiques particulières de la fiscalité pétrolière\n146.- A travers le développement de l’activité pétrolière, les Etats visent divers objectifs, desquels nous retenons trois : - le contrôle accru sur les activités des sociétés ; - la maximisation des recettes pétrolières de l’Etat ; - la maximisation de l’effort d’exploration — production dans le pays.\nCes objectifs présentent une certaine cohérence, même si certains d’entre eux paraissent contradictoires. En effet, l’objectif de maximisation des recettes de l’Etat et celui visant à attirer les sociétés pétrolières sont contradictoires. L’effort d’exploration-production repose en grande partie sur les intérêts des sociétés qui ont des objectifs différents. Dans tous les cas, les Etats impliqués dans ces activités mettent en place un cadre institutionnel. La fiscalité pétrolière est l’instrument de base employé par les Etats pour réguler l’exploration et la production pétrolière. Les sources de cette fiscalité sont tantôt légales (§1), tantôt contractuelles (§2).\n§1 : L’étroitesse des sources légales\n147.- Les sources légales de la fiscalité pétrolière sont généralement de trois ordres : - le Code Général des Impôts (A) ; - le Code des Douanes (B) ; - les lois minières (C).\nA - LE CODE GENERAL DES IMPOTS (CGI)\n148.- Le Code Général des Impôts (CGI) présente de nombreuses limites (b) quant à son application aux activités pétrolières ; cependant, présentons le d’abord (a).\n149.- Dans la plupart des Etats membres de la CEMAC, le Code Général des Impôts est hérité du Code Général des Impôts français, tel qu’il était applicable au moment des indépendances. C’est le cas du Congo, du Gabon, de la République Centrafricaine et du Tchad. Au Cameroun, deux législations prévalaient : le Code Général des Impôts Directs, issu du droit français, applicable dans l’ex-Cameroun oriental ; la loi relative à l’impôt sur le revenu, issue de la Common law , applicable dans l’ex-Cameroun occidental. La Guinée Equatoriale, quant à elle, avait un système différent. Après les indépendances, ces différents codes ont été « nationalisés » et parfois refondus. Les grandes réformes du Code Général des Impôts interviennent dans les Etats à partir de 1973. Ces réformes font suite à l’acte 3/72-153-UDEAC du 22 décembre 1972, harmonisant l’impôt sur les sociétés au sein de l’UDEAC. Dès lors, ces codes présentaient la caractéristique d’aborder les mêmes sujets dans un agencement d’articles différents. Toutefois, les codes ainsi réformés faisaient recours à de nombreux textes d’application, qui variaient en fonction des Etats.\n150.- Dans l’ensemlble des Etats de la CEMAC, le Code Général des Impôts est quasiment vide en ce qui concerne la fiscalité pétrolière. Les différentes lois minières 202 stipulent que les conditions d’application du titre relatif à la fiscalité des hydrocarbures sont fixées par les conventions d’établissement 203 signées entre l’Etat et les compagnies pétrolières. Par ailleurs, les conventions d’établissement garantissent aux compagnies, à leurs actionnaires et associés, l’exonération de tout impôt, droit, taxe et redevance de quelque nature que ce soit, à l’exception : - de l’impôt sur les sociétés 204 , - de la redevance minière proportionnelle 205 , - des prélèvements spécifiques prévus par les lois minières 206 , - des droits de douanes à l’importation dus dans la phase de production 207 . Néanmoins, il arrive que les sociétés pétrolières elles-mêmes recourent au CGI lorsque certaines dispositions de ce dernier leur sont favorables. C’est généralement le cas en matière d’assiette de l’impôt sur les sociétés, lorsqu’il n’est pas question des dérogations limitativement énumérées dans les conventions d’établissement 208 .\nB - LE CODE DES DOUANES DE LA CEMAC\n153.- Avant de montrer le rôle (b) du Code des Douanes de la CEMAC, voyons son cadre institutionnel (a).\n152.- Le Code des Douanes de l’Union Douanière et Economique de l’Afrique Centrale a fait l’objet de l’acte n° 8/65-UDEAC-37 du 14 décembre 1965 du conseil des chefs d’Etat de l’Union, complété ou modifié par : - l’acte n° 13/65-UDEAC-35 du 14 décembre 1965 fixant les conditions d’application de l’article 241, révisé par l’acte n° 2/92-UDEAC-556-CD-SEI du 30 avril 1992 ; - l’acte n° 102/66-CD-168 du 10 juin 1966, fixant la liste des marchandises visées par les dispositions de l’article 260 ; - l’acte n° 23/67-CD-566 du 21 juin 1967, pris en application de l’article 130 ; - l’acte n° 164/67-CD-608 du 19 décembre 1967, fixant les conditions d’application de l’article 216 ; - l’acte n°166/67-CD-614 du 19 décembre 1967, modifiant l’article 26 p. 1 : - l’acte n°167/67-CD-616 du 19 décembre 1967, modifiant l’article 139 ; - l’acte n°1/68-CD-96 bis du 11 décembre 1968, modifiant l’article 1 er p. 2 ; - l’acte n° 28/68-CD-671 bis du 10 février 1968, pris en application de l’article 43 ; - l’acte n° 68/69-CD-753 du 26 juillet 1969, modifiant l’article 112 ; - l’acte n° 6/70-CD-801 du 27 juin 1970, modifiant l’article 246 ; - l’acte n° 11/70-CD-806 du 27 juin 1970, modifiant l’article 170 p. 3 ; - l’acte n° 15/70-CD-811 du 27 juin 1970, pris en application de l’article 189 ; - l’acte n° 48/70-CD-850 du 15 décembre 1970, créant les articles 139 bis et 139 ter ; - l’acte n° 45/71-CD-906 du 13 décembre 1971, portant modification du Code des Douanes ; - l’acte n° 30/72-CD-931 du 23 juin 1972, portant modification du Code des Douanes ; - l’acte n° 2/79-CD-1142 du 26 juillet 1979, abrogeant les dispositions de l’article 1 er p.2 ; - l’acte n° 31/81-CD-1220 du 14 décembre 1981, portant modification de l’acte n° 114/69-CD-769 du 19 décembre 1969, pris en application des articles 114 à 121 :\n153.- Il a été révisé par : - l’acte n° 19/86-CD-1297 du 15 décembre 1986 ; - le règlement n° 5/01-UEAC-097-CM-06 du 03 août 2001, pour la mise en conformité avec la CEMAC. Il est aujourd’hui la base légale du Code des Douanes de la CEMAC en vigueur.\n154.- La numérotation du Code, établie en nombre simples, conformément aux dispositions de l’article 7 de l’acte n° 8/65-UDEAC-37 du 14 décembre 1965 du conseil des chefs d’Etats de l’UDEAC, comporte des discontinuités ménagées en prévision d’éventuels remaniements. Ces dispositions sont maintenues dans l’acte n° 19/86-CD-1297 du 15 décembre 1986 portant révision du Code des Douanes de l’UDEAC et dans le règlement n° 5/01-UEAC-097-CM-06 du 03 août 2001 portant révision du Code des Douanes de la Communauté Economique et Monétaire de l’Afrique Centrale (CEMAC).\n155.- Le Code des Douanes régit les opérations d’importation et d’exportation dans les Etats membres. Il doit être appliqué sans égard à la qualité des personnes. Les importations ou exportations effectuées par les Etats membres ou pour leur compte ne font l’objet d’aucune immunité ou dérogation, sauf dans les cas prévus par le Code lui-même 209 . Les marchandises qui entrent sur le territoire douanier sont passibles des droits d’importation inscrits au tarif des douanes. Les marchandises qui sortent du territoire douanier sont passibles des droits de sortie. Mais à l’exportation, la taxation relève de la compétence de chaque Etat.\n156.- Toutefois, des actes du Comité de Direction de la Communauté (l’Union) accordent, en tant que de besoin, des franchises et exonérations des droits de douanes 210 pour certaines opérations. C’est ainsi que par acte n° 2/98-UDEAC-1508-CD-61 portant modification de l’acte n° 2/92-UDEAC-556-CD-SE1 du 30 avril 1992 et son annexe, le Comité de Direction de l’UDEAC a accordé l’admission en franchise des droits et taxes, aux matériels et produits destinés à la recherche minière et pétrolière. Cette franchise était déjà accordée par l’acte 13/65-UDEAC-35 du 14 décembre 1965, repris par l’ensemble des lois minières des Etats de la CEMAC.\nC - LES LOIS MINIERES\n157.- Comme on peut le voir ci-dessus, les modalités d’assiette, de liquidation et de payement des différents impôts, droits et taxes que les codes mettent à la charge des contribuables ne sont pas toujours opposables aux sociétés pétrolières. De même, celles-ci s’acquittent de certains droits non prescrits par lesdits codes. Ceci est le fait de la grande spécificité des activités de recherche et d’exploitation des hydrocarbures, qui font l’objet d’une législation spéciale constituée par une série de lois 211 . Ces lois concernent l’ensemble des dispositions juridiques qui se rapportent aux droits miniers, aux conditions d’obtention des permis de recherche, des permis d’exploitation ou des concessions, et aux obligations fiscales auxquelles ces sociétés pétrolières sont soumises.\n158.- Les lois minières, comme toutes les autres lois fiscales, sont de droit étroit : elles doivent être appliquées à la lettre sans qu’il soit permis, sous prétexte d’interprétation et pour des considérations d’analogie, d’en étendre la portée. Ce sont par conséquent les lois minières qui précisent les moyens financiers exigés pour l’octroi de titres miniers 212 , ainsi que les différents prélèvements à opérer sur les sociétés pétrolières. Elles sont donc un fondement majeur de la fiscalité pétrolière : Elles régissent les activités minières, définissent les modalités et le régime juridique et fiscal des activités d’exploration-production tel que le taux, l’assiette, le mode de recouvrement de tous les droits et taxes assis sur l’activité minière.\n159.- Dans certains Etats comme le Gabon et le Congo, les premières lois sont entrées en vigueur avant l’indépendance. Au Cameroun, au Tchad et en Guinée Equatoriale, les premières lois datent d’après les indépendances, et vont évoluer avec le développement de l’activité pétrolière. Cependant, les lois qui régissent la fiscalité disposent de plus en plus que les conditions d’application de cette fiscalité sont déterminées par les conventions d’établissement et partant, les contrats d’association. Il en découle que ce sont les conventions d’établissement et les accords d’association qui étayent le régime fiscal des sociétés pétrolières. C’est pourquoi on le dit essentiellement contractuel.\n§2 : La prépondérance des sources contractuelles\n160.- Comme nous l’avons mentionné ci-dessus, les sources contractuelles de la fiscalité pétrolière sont essentiellement les conventions d’établissement (A) et les accords d’association (B). Il convient de préciser que si les lois minières des Etats ont à un moment adopté ces modèles, ce n’est qu’au Cameroun qu’ils ont véritablement fonctionné dès le début de notre période de référence. Dans les autres Etats, ils apparaîtront comme des aménagements au régime de référence 213 .\nA - LES CONVENTIONS D’ETABLISSEMENT\n161.- Ce sont les conventions d’établissement qui contiennent les grands principes fiscaux (b) que l’activité pétrolière s’est forgé ; mais l’étude de quelques généralités (a) s’impose avant d’en arriver là.\n162.- Les conventions d’établissement ont pour fondement le code des investissements. Toute entreprise agréée ou considérée comme prioritaire dans le cadre du développement économique et social de l’Etat peut passer avec le gouvernement une convention d’établissement qui lui impose un certain nombre d’engagements et lui offre un certain nombre de garanties. La convention d’établissement est autorisée par la loi et doit être ratifiée par une loi. Même lorsqu’elle n’est pas ratifiée, le gouvernement doit être habilité à signer la convention. Ceci lui donne force de loi. Conformément aux dispositions du décret camerounais n° 64-DF-162 du 26 mai 1964 214 , lors de la délivrance d’un permis H, une convention dite convention d’établissement est souscrite par l’Etat et par la ou les sociétés requérantes : la durée de cette convention d’établissement porte sur celle de l’ensemble des travaux de recherche et d’exploitation effectués sur le permis H en cause et le ou les titres miniers en découlant.\n163.- Elle est toutefois limitée à vingt-cinq années à compter de la date de production de la première tonne d’hydrocarbures pour chaque opérateur ; la convention peut être prorogée pour une durée n’excédant pas vingt-cinq ans 215 . Les intérêts et permis miniers concernés sont décrits dans l’une des annexes de la convention. Son extension à d’autres permis se fait sur décision du gouvernement. La convention d’établissement ne peut comporter de la part de l’Etat des engagements ayant pour effet de décharger l’entreprise de pertes, charges ou manque à gagner dus à l’évolution des techniques ou de la conjoncture économique ou à des facteurs propres à l’entreprise. Les conventions d’établissement fixent entre autres les conditions générales de la recherche et de l’exploitation et les modalités d’application du régime fiscal.\nb) Les grands principes fiscaux contenus dans les conventions\n164.- Il s’agit notamment de la stabilité du régime fiscal (1) et la non discrimination entre les compagnies (2).\n1) La stabilité du régime fiscal\n165.- La loi camerounaise fixant l’assiette, les taux et mode de recouvrement des droits fixes, redevances et taxes minières, dispose que « pour les entreprises détentrices de titres miniers de recherches et d’exploitation et pour celles qui leur sont associés, les dispositions de la présente loi ne pourront être aggravées pendant la durée du permis de recherche considéré, et pendant une période de vingt cinq ans à compter de la date d’entrée en vigueur des concessions dérivant de ces derniers, sans que la durée totale de la garantie ainsi accordée puisse excéder trente ans » 216\nDe même ne pourront être appliquées aux sociétés pétrolières sans leur accord préalable : - Les modifications qui, pendant la durée de la convention, seraient apportées aux dispositions de la législation et de la réglementation minière en vigueur à la date d’entrée en application de la convention d’établissement. - Les dispositions législatives, réglementaires ou individuelles qui iraient à l’encontre des dispositions de la convention d’établissement en cause.\n166.- Ces dispositions sont identiques dans l’ensemble des lois minières en vigueur dans les états membres de la CEMAC. C’est ce qui explique que malgré les modifications apportées au code minier au Gabon notamment, les concessions primitives 217 continuent d’y exister. Lorsque la société pétrolière estime à l’occasion d’une mesure d’application qui lui aura été notifiée, qu’une des modifications énoncées ci-dessus va à l’encontre des dispositions de la convention, elle est fondée à demander que l’application en soit suspendue en ce qui la concerne. A cet effet, elle doit adresser au Ministre chargé des Mines, une requête exposant les motifs sur lesquels elle fonde son opinion. L’introduction de cette procédure entraîne la suspension de la mesure jusqu’à la décision ou à défaut jusqu’à la clôture du délai fixé par la convention. Néanmoins, les parties peuvent faire appel, d’un commun accord, à des règles internationales conventionnelles et/ou coutumières successives. Dans ce cas, ces règles successives peuvent être considérées comme portant spécification et aménagement des obligations des parties déjà contractées en principe de manière générale, avec référence, par exemple, aux « règles de l’art en vigueur dans l’industrie pétrolière ».\n2) La non discrimination entre les compagnies\n167.- Le principe, repris dans toutes les conventions, postule un traitement égalitaire de toutes les compagnies intervenant dans un même Etat. Par ce principe, lorsqu’une société estime plus avantageuse telle clause dans la convention d’une autre compagnie, elle est fondée à en demander le bénéfice à la faveur d’une modification de la sienne. Mais cette clause ne s’applique pas sur toute l’étendue du territoire d’un Etat. Elle porte sur les bassins.\nD’autres principes fondamentaux existent et sont traités dans les contrats d’association.\nB - LES CONTRATS D’ASSOCIATION\n168.- Ce sont les contrats d’association 218 qui précisent les principes définis par les lois et les conventions d’établissement. Ils énoncent la confidentialité des informations (a) et les principes fiscaux complémentaires (b).\na) Informations et confidentialité\n169.- Avant de traiter du caractère confidentiel (2) des contrats d’association, insistons quelque peu sur leur rôle (1).\n1) Le rôle des contrats\n170.- En général, les contrats d’association précisent les détails du cadre juridique et fiscal énoncé par les conventions d’établissement. Ces contrats matérialisent la volonté des Etats de participer à l’activité pétrolière. Ils fixent les conditions dans lesquelles les parties entendent conduire leurs activités de recherche et d’exploitation d’hydrocarbures liquides et substances connexes sur chacun des permis de recherche pour hydrocarbures ainsi que sur chacun des titres d’exploitation sur lesquels la société pétrolière a ou aura des droits, étant entendu que les droits et obligations découlant de ces contrats profitent et incombent aux parties en proportion de leur participation respective dans chacun de ces titres miniers. Ils fixent également les conditions de financement des investissements, le mode et les mécanismes de récupération des coûts d’investissement, les modalités de partage de la production, celles de conduite des opérations et celles d’application du régime fiscal. C’est dans ce sens que des clauses contractuelles consacrent un certain nombre de principes qui imprègnent le régime fiscal des sociétés pétrolières. Il s’agit notamment de la rente minière et du plafond de remboursement. Toutes ces clauses revêtent un caractère confidentiel.\n2) Leur caractère confidentiel\n171.- Les contrats d’association sont tous soumis à une obligation de confidentialité 219 . C’est ainsi que le contrat, ainsi que toutes les informations se rapportant à son exécution seront considérés comme confidentiels par les parties. Toutefois, cette obligation n’est pas stricte si ces informations ont été rendues publiques par une source non liée, directement ou indirectement, par une obligation de confidentialité avec le Contractant ou avec l’Etat. Par ailleurs, le devoir de confidentialité n’est pas applicable à tout élément d’information qui doit être divulgué conformément à des dispositions législatives ou réglementaires, ou à une décision d’un tribunal compétent. Enfin, les parties peuvent révéler toute information qui peut être nécessaire à leurs filiales, à des tiers prestataires, aux sous-traitants ou fournisseurs de services y compris des institutions de prêt qui participeraient au financement des opérations pétrolières pour autant que lesdits tiers soient prêts à se considérer comme obligés par le devoir de confidentialité.\nb) Les principes fiscaux des contrats d’association\n172.- Les principes fiscaux énoncés dans les contrats d’association concernent le plafond de remboursement (1). les modalités de partage de la production (3), la rente minière (2), les modalités de conduite des opérations (4).\n1) Le plafond de remboursement\n173.- Les parties contribuent à toutes les dépenses d’exploration, de développement et d’exploitation, frais généraux compris, en proportion de leur participation dans les dépenses. En ce qui concerne les dépenses de recherche, la société consent à l’Etat des avances pour un montant identique aux dépenses incombant à l’Etat aux termes du contrat les liant, à moins que l’Etat ne décide de financer sa part. Or il est difficile pour les Etats d’engranger des revenus substantiels permettant d’honorer ce type de dépenses. S’agissant des dépenses d’appréciation, de développement et d’exploitation faites sur un permis de recherche donné et les titres d’exploitation en dérivant, la compagnie consent à l’Etat des avances pour un montant identique aux dépenses lui incombant, avances que la compagnie financera par des emprunts auprès des banques et organismes de crédits. Les parties s’engagent à supporter les charges de ces emprunts et, éventuellement, à donner les garanties demandées selon leur pourcentage de participation dans les dépenses.\n174.- Les avances consenties par la compagnie à l’Etat sont effectuées aux conditions ci-après : - les avances consenties à l’Etat par la société et non financées par des emprunts contractés par cette dernière, ne portent pas intérêt ; - les avances consenties par la société à l’Etat pour un permis de recherche donné et les titres d’exploitation dérivant de ce permis seront remboursées et, le cas échéant, les intérêts exigibles y afférents seront payés sur la production conjointe des titres d’exploitation dérivant de ce permis. Ce remboursement cessera dès lors qu’il n’ y aura plus de production conjointe provenant des titres d’exploitation dérivant de ce permis.\n175.- Pour effectuer le remboursement des avances ainsi que le service des emprunts conjoints, l’Etat a généralement le choix entre : - Assigner à la société sa part dans la production conjointe, déduction faite de la part qu’il se réserve. La société commercialise ainsi le pétrole brut et en garde la recette. Lorsque cette solution est adoptée, un mode de valorisation des hydrocarbures liquides est arrêté d’accord parties. En général, le choix est fait pour une année calendaire, trois mois avant le début de celle-ci. Le remboursement est réputé effectué valeur du jour d’exigibilité de la facture correspondant aux enlèvements d’hydrocarbures. - Verser directement à la société le produit des ventes de sa part dans la production conjointe, déduction faite de la part de cette production conjointe qu’il se réserve.\n176.- C’est cette déduction de la part de la production conjointe que l’Etat se réserve qui détermine le plafond de remboursement pour chaque année. Il est parfois aussi appelé cost stop . Au Cameroun, l’Etat se réservait 40 % de sa part dans la production conjointe 220 , ce qui fixait le plafond de remboursement à 20 %. Au Congo, le système étant basé sur le partage du profit oil après les aménagements au système de la concession 221 , c’est le cost oil qui est plafonné à 65 % de la valeur de la production nette de la zone de permis 222 . Si au cours d’une année civile les coûts pétroliers afférents aux travaux de recherche, de développement et d’exploitation non encore récupérés par la compagnie dépassent le plafond de remboursement des permis, le surplus ne pouvant être récupéré dans l’année civile considérée sera reporté sur les années civiles suivantes jusqu’à récupération totale ou jusqu’à expiration du contrat.\n177.- Quel que soit le mode de remboursement retenu, les recettes perçues par la compagnie s’imputent selon l’ordre de priorité suivant 223 : - Paiement des charges d’exploitation, ou encore coûts des travaux d’exploitation, y compris les sommes allouées à un projet d’aide au développement. On entend par charges ou frais d’exploitation les prix de revient des opérations de production, de traitement, de transport, de stockage et d’évacuation des hydrocarbures. - Service des emprunts conjoints, notamment ceux afférents aux coûts des travaux de développement. Par ces coûts, il faut entendre les prix de revient d’acquisition en propriété conjointe des immobilisations, matériels nécessaires à l’exploitation et, plus particulièrement, des investissements en moyen de production, de traitement, de transport, de stockage et d’évacuation des hydrocarbures, diminués de l’amortissement des équipements et moyens conjoints utilisés. - Remboursement des avances consenties par la compagnie, notamment celles couvrant le coût des travaux de recherche. Par coût des travaux de recherche ou frais de recherche, il convient d’entendre les prix de revient d’acquisition en propriété conjointe des immobilisations, matériels et matières consommables nécessaires aux opérations de recherche (géologie, géophysique, forage). Ces prix de revient sont diminués de l’amortissement des équipements en moyens conjoints utilisés.\n178.- Au Cameroun, le remboursement ainsi convenu confère à l’Etat la propriété, à hauteur de sa participation dans les dépenses (généralement 50 %), sur les immobilisations corporelles et incorporelles spécifiquement pétrolières que la compagnie a acquises ou produites antérieurement au jour de l’entrée en vigueur du contrat d’association. Il en va de même des emprunts contractés par la société pour financer ces immobilisations et dont l’Etat rembourse le service à la compagnie.\n2) La rente minière\n179.- La rente minière se détermine sur un permis de recherche donné- Elle est la différence constatée au cours d’un exercice social entre le chiffre d’affaires hydrocarbures 224 pour ce permis d’une part, et le coût technique 225 afférent à ce permis d’autre part. La rente minière est ainsi le résultat de l’exploitation pétrolière sur un permis de recherche donné. Compte tenu de l’importance des coûts engagés dans cette activité et afin d’éviter que les sociétés pétrolières ne s’en tirent avec des pertes, l’Etat peut leur garantir, pour l’ensemble des titres d’exploitation dérivant d’un permis, que chaque année elles disposeront, après paiement de la redevance minière proportionnelle et soit avant soit après paiement de l’impôt sur les sociétés 226 , d’une part de la rente minière de ce permis ; on parle alors de rente minière garantie. Si cette valeur n’est pas atteinte, le taux de la redevance minière que la société doit acquitter au titre de l’exercice considéré sera revu en conséquence, afin que la société reçoive le revenu prévu par le contrat. Au Cameroun, la rente minière garantie est fixée à 13 % pour les sociétés européennes 227 , et à 25,31 % pour les sociétés américaines 228 . Mais la somme des impôts et taxes payés en définitive est la même dans les deux cas 229 .\n3) Les modalités de partage de la production\n180.- Le concept de l’accord de partage de la production a pris forme, pour la première fois, au début des années 1960 en Indonésie où il était initialement appliqué dans le domaine agricole. Il a été transposé à l’industrie pétrolière, d’abord en Indonésie puis dans plusieurs autres pays comme l’Egypte, la Libye, le Guatemala, les philippines, le Pérou, la Malaisie et certains pays d’Afrique noire 230 . Du moment qu’il s’agit de partage, cela implique l’existence de deux partenaires : la société étrangère et le pays hôte, ce dernier étant représenté par sa société nationale. A première vue, ce type d’accord suppose, contrairement aux anciennes concessions 231 , un rôle actif et direct du pays hôte dans la mise en valeur de ses ressources. Mais la réalité est plus nuancée dans la mesure où le partenaire étranger assure parfois à lui seul toutes les opérations et échappe dans une très large mesure au contrôle du partenaire national.\n181.- La structure générale des contrats de partage de la production comprend trois éléments essentiels 232 : - Le recouvrement des coûts (cost-oil) : Le partenaire étranger assume seul le risque de l’exploration. En cas de découverte commerciale et de production, une partie de cette dernière (20 à 40 % ou voire 50 % selon les cas) est enlevée par le partenaire étranger qui la commercialise pour recouvrer ses coûts. Il y a lieu de remarquer ici que, dans un marché qui se caractérise de plus en plus par la difficulté d’accès au pétrole brut, cette disposition devient un avantage majeur pour le partenaire étranger. - Le partage de la production : après déduction des coûts, le reste de la production, appelé profit-oil, est partagé entre les partenaires national et étranger selon les pourcentages qui varient considérablement. Ainsi, la part du gouvernement allait de 15 % au Chili contre 85 % pour la compagnie à 85 % en Egypte contre 15 % à la compagnie, en passant par 50 % au Pérou et 65 % en Indonésie. Dans un même pays, les bases de partage différent d’un accord à l’autre ou, pour le même accord, selon qu’il s’agit d’un gisement onshore ou offshore, ou selon l’évolution de la production (Angola, Bangladesh et Inde). - L’impôt sur le revenu : à quelques exceptions près (Libye par exemple), le partenaire étranger est soumis, pour sa part de profit oil à un impôt sur le revenu qui allait jusqu’à 68,5 %.\n182.- En 1979 et au sein de la CEMAC, le partage de la production n’était institué et effectif qu’au Cameroun. Ses modalités diffèrent selon que la société étrangère est de nationalité américaine ou non. Ainsi, les participations dans la production pour un permis de recherche donné sont les suivantes lorsque la société est américaine 233 : - Tant que la production cumulée, depuis le début de l’exploitation commerciale, de l’ensemble des titres d’exploitation dérivant de ce permis est inférieure à 15 millions de tonnes,\n* République du Cameroun 60 % ; * Société américaine 40 % : - Lorsque la production cumulée depuis le début de l’exploitation commerciale de l’ensemble des titres d’exploitation dérivant de ce permis est comprise entre 15 et 30 millions de tonnes.\n* République du Cameroun 65 % ; * Société américaine 35 % ; - Lorsque la production cumulée depuis le début de l’exploitation commerciale de l’ensemble des titres d’exploitation dérivant de ce permis est supérieure à 30 millions de tonnes,\n* République du Cameroun 70 % ; * Société américaine 30 % ;\n183.- Pour les sociétés de nationalité autre qu’américaine, la répartition est identique lorsque la production cumulée depuis le début de l’exploitation est inférieure à 15 millions de tonnes. Les changements interviennent dans les tranches de production suivantes. Ainsi 234 : - Lorsque la production cumulée depuis le début de l’exploitation commerciale de l’ensemble des titres d’exploitation dérivant de ce permis est comprise entre 15 et 30 millions de tonnes,\n* République du Cameroun 70 % ; * Société étrangère 30 % ;\nAucune disposition n’est prévue ici pour le cas où la production cumulée depuis le début de l’exploitation commerciale de l’ensemble des titres d’exploitation dérivant de ce permis est supérieure à 30 millions de tonnes.\n184.- Si l’on tient compte du plafond de remboursement des dépenses d’investissement 235 , le Cameroun dispose de ses revenus pétroliers comme suit : - Lorsque sa part dans la production conjointe est de 60 %, son revenu brut avant ajustement de la rente minière garantie 236 est égal à 40 % de la production totale du permis de recherche donné 237 . En effet, les données se présentent ainsi :\n* Production totale +100 * Part des sociétés pétrolières -40 * Remboursement des avances consenties -20 * Part de l’Etat après remboursement -40 - Lorsque sa part dans la production conjointe est de 65 %, son revenu brut avant ajustement de la rente minière garantie se maintient à 40 % de la production totale du permis de recherche doniié 238 . Nous avons alors :\n* Production totale +100 * Part des sociétés pétrolières -35 * Remboursement des avances consenties -25 * Part de l’Etat après remboursement -40 - Enfin, lorsque sa part dans la production conjointe est de 70 %, son revenu brut avant ajustement de la rente minière garantie demeure égal à 40 % de la production totale du permis de recherche donné.