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Chapitre 1. Quelles sont les particularités de l’administration des recettes tirées des ressources naturelles?

Author(s):
Jack Calder
Published Date:
December 2015
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L’administration de recettes publiques tirées de l’extraction de ressources naturelles non renouvelables1 se distingue à bien des égards de l’administration fiscale classique et présente des difficultés spécifiques. En théorie, les principes et les pratiques sont les mêmes que pour la gestion d’autres impôts. Toutefois, confrontées aux particularités du secteur, les autorités fiscales disposent rarement de la confiance et des capacités nécessaires pour le gérer au mieux. En outre, les experts en fiscalité générale ne se sentent parfois pas suffisamment qualifiés pour jouer leur rôle de conseil.

Ces difficultés sont particulièrement marquées dans les pays en développement, où les engagements contractuels (y compris les accords de partage de production, APP) et les participations publiques sont souvent plus forts que dans les pays occidentaux développés. Il s’agit donc de problématiques nouvelles pour les autorités fiscales dont le rôle est rarement clairement établi. Même les experts en imposition des industries extractives et des ressources pétrolières ont parfois du mal à conseiller sur ces questions s’ils les maîtrisent insuffisamment dans leur propre pays.

Ces particularités et ces difficultés concernent principalement l’imposition des opérations de recherche et d’extraction (dites l’amont dans l’industrie du pétrole). Elles ne concernent en rien la gestion de l’imposition d’autres opérations comme la transformation, le raffinage, la distribution et la vente de ressources naturelles (dites l’aval dans l’industrie du pétrole2). On trouve dans tous les pays, d’une manière ou d’une autre, un secteur aval, mais, à l’évidence, seuls les pays producteurs de ressources naturelles disposent d’un secteur amont. En général, les opérations de l’aval :

  • ne prédominent pas dans l’économie autant que les opérations de l’amont dans les pays producteurs (même si elles restent souvent importantes et comptent de très grosses sociétés);

  • n’ont pas de régime d’imposition très différent des autres industries (quand bien même les produits finis, comme l’essence, peuvent faire l’objet de taxes spécifiques);

  • ne sont en général pas considérées comme nécessitant une expertise plus spécifique que les autres industries ou comme présentant des problèmes d’administration singuliers.

Ce manuel concerne donc principalement l’administration des recettes tirées des opérations de l’amont. L’imposition des opérations de l’aval est abordée uniquement lorsqu’elle est liée à celle des opérations de l’amont.

À cause des particularités et des difficultés perçues, l’administration des recettes tirées des ressources naturelles ne reçoit parfois pas toute l’attention qu’elle mérite. Ainsi, les réformes administratives et l’assistance technique nécessaires risquent, par exemple, de porter sur l’administration fiscale en général, et non sur celle des recettes tirées des ressources naturelles en particulier (alors même que le régime d’imposition général produit des recettes publiques inférieures à la taxation des ressources naturelles). Un autre écueil consisterait à oublier les recettes tirées des ressources naturelles qui ne sont pas le produit d’impôts normaux (même si elles constituent la principale source de recettes publiques).

Ce chapitre d’introduction explique les singularités liées à l’administration des recettes tirées des ressources naturelles et les raisons de ces différences. Il présente en outre un cadre logique avec les thématiques à prendre en compte dans tout programme de réforme et d’amélioration. Les chapitres suivants détaillent tour à tour chacune de ces thématiques en expliquant les questions (souvent épineuses) qui se posent et en proposant des éléments de réponses qui semblent judicieux. Espérons-le, ce cadre sera utile aux autorités concernées et aux consultants, spécialistes ou non, chargés de l’administration de recettes publiques. Espérons aussi qu’il apportera des informations utiles qui les mettront en confiance face aux difficultés liées à l’administration des recettes tirées des ressources naturelles et qu’il posera les jalons d’une formation plus formelle et d’un renforcement plus large des capacités.

L’extraction de ressources naturelles présente bien des difficultés communes avec celle du pétrole. Dans l’imposition de ces industries, ce sont bien souvent les mêmes spécialistes qui sont à l’œuvre. Il existe néanmoins des différences majeures. Lorsque ce manuel aborde des questions qui ne sont pertinentes que pour l’une de ces deux industries et pas pour l’autre, les paragraphes concernés sont marqués (Pétrole) ou (IE — Industries extractives).

Quelles sont les particularités des ressources naturelles?

Une activité comme une autre?

Au fond, dans l’exploitation des ressources naturelles, l’amont n’est pas particulièrement complexe. Schématiquement, on creuse dans le sol pour en extraire quelque chose, le préparer à l’exportation ou l’acheminer dans une usine nationale de transformation ou de raffinage. Ce qui est extrait est une matière première physique que l’on peut peser et mesurer. Les variations de type et de qualité peuvent également faire l’objet de définitions et de mesures physiques. Les prix des matières premières les plus courantes sont cotés aux bourses internationales, sur la base de standards établis. L’industrie est souvent entre les mains d’une poignée d’acteurs dont les agissements sont soumis à des règles strictes et qui sont fortement tributaires du bon vouloir des autorités publiques. Ainsi, si l’on s’en tient à ces quelques éléments, l’administration des impôts tirés des ressources naturelles devrait être plus simple que l’administration des impôts sur les grandes entreprises bancaires ou de télécommunication, pour ne citer qu’elles. Cela étant dit, il ne s’agit certainement pas de minimiser ni les formidables compétences technologiques, le savoir-faire, les remarquables exploits d’ingénierie, ni les lourdes dépenses financières et les immenses risques nécessaires à la recherche et à l’extraction de ressources naturelles. À l’évidence, cette industrie est loin d’être simple pour ceux qui la pilotent. Pour être à même d’en parler, il convient de comprendre certaines bases techniques et terminologiques.

Ce qui rend exceptionnelle l’administration des impôts tirés des ressources naturelles, ce n’est pas la complexité de l’industrie, mais son importance pour de nombreux pays et le caractère inhabituel de son imposition. Dans bien des pays producteurs, les ressources naturelles représentent la majeure partie des recettes publiques, de telle sorte qu’une mauvaise administration de ces recettes présente des risques particuliers. En outre, concevoir et appliquer le cadre juridique des régimes d’imposition des ressources naturelles présentent souvent des difficultés administratives spécifiques.

La conception et l’administration des recettes tirées de l’extraction de ressources naturelles dépendent de la nature de l’industrie et de son fonctionnement économique. Voici quelques critères à prendre en compte :

  • Les ressources naturelles sont un actif national précieux et non renouvelable.

  • L’échelle et la rentabilité des chantiers d’exploitation de ressources naturelles varient énormément.

  • Une forte demande et une offre limitée peuvent entraîner une rentabilité exceptionnelle.

  • La recherche et l’extraction de ressources naturelles sont liées à des niveaux très élevés de risque et d’incertitude.

  • Les grands chantiers d’extraction de ressources naturelles nécessitent des investissements lourds et une forte expertise technologique qui proviennent en grande partie d’entreprises privées.

  • Les périodes de mise en valeur et d’exploitation sont longues; les coûts irrécouvrables et les frais en cas d’abandon sont élevés.

  • Les ressources naturelles sont souvent concentrées dans certaines zones au sein d’un même pays.

  • Dans les pays à faible revenu, la majorité des ressources naturelles est vouée à l’exportation alors que les matériels et les services à forte valeur utilisés pour l’extraction sont majoritairement importés.

  • Les entreprises d’exploitation des ressources naturelles sont souvent régies par des accords commerciaux de partage des risques particuliers.

  • Les transferts de propriété des intérêts de l’exploitation des ressources naturelles sont fréquents.

  • Le niveau de contrôle public est important, souvent avec une prise de participation de l’État au capital.

  • Les ressources naturelles présentent des difficultés exceptionnelles en matière de gouvernance et de transparence.

L’objet du présent manuel n’est pas de conseiller sur les politiques fiscales à appliquer aux recettes tirées des ressources naturelles en fonction des particularités énoncées ci-dessus, mais d’expliquer leur effet sur l’administration des impôts tirés de ces ressources. Il s’agit donc bien de proposer des conseils pour faire face à ces difficultés d’administration. Le FMI, la Banque mondiale et d’autres organisations internationales, publiques ou privées, aident activement les pays à concevoir des régimes fiscaux s’appliquant aux ressources naturelles3.

Non renouvelabilité

Les ressources naturelles sont potentiellement précieuses, mais demeurent un actif national non renouvelable et donc limité. En général, les autorités publiques exigent un paiement en contrepartie de leur extraction. À quelques exceptions près4, les États adoptent des législations leur permettant de revendiquer la propriété de ces ressources et d’en interdire la recherche ou l’extraction sans permis délivré par l’État. Ce sont les ministères en charge des mines ou du pétrole qui normalement octroient ces permis. Parallèlement, les sommes à verser pour obtenir ces droits de recherche et d’extraction sont souvent déterminées dans les textes législatifs régissant le pétrole et les mines, ainsi que dans des accords de permis plutôt que dans la législation fiscale.

Les sommes à payer en contrepartie de l’obtention de droits d’extraction sont souvent appelées redevances (royalties)5. Dans la plupart des pays, ces redevances sont calculées sur la base de la production, soit :

  • Le volume/poids de la production (par exemple dollars par tonne de gravier) : on parle alors de redevances spécifiques ou volumétriques. En général, on utilise ce terme pour des matières premières de faible valeur et en vrac (sable, gravier);

  • La valeur de production (par exemple pourcentage des ventes). Mais il existe bien des manières de mesurer la valeur de la production, et certaines ne reflètent pas vraiment la valeur réelle des ventes. Pour les redevances basées sur la valeur de production, on emploie l’expression redevances ad valorem.

Notons toutefois que les redevances peuvent faire l’objet d’un calcul sur la base des bénéfices ou de la rente, ou encore d’un mix entre production et bénéfices (redevances hybrides). Ces dernières sont rares mais plus fréquentes dans les pays développés. Dans la plupart des cas, les pays considèrent les redevances comme des impôts prélevés sur la valeur de la production ou sur les ventes brutes, plutôt que sur les bénéfices. C’est d’ailleurs ainsi qu’ils l’entendent dans les discussions politiques. Ainsi, dans ce manuel, le terme redevances correspond à un impôt calculé sur la valeur de la production. Quelques pays producteurs de ressources naturelles n’imposent pas de redevances (il n’y en a ni au Royaume-Uni, ni en Norvège, sur le pétrole), mais ils sont l’exception qui confirme la règle. Pour les administrations publiques, les redevances sont un moyen d’engranger immédiatement des recettes au fur et à mesure de l’extraction de ressources naturelles; elles permettent en outre de justifier cette activité auprès de la population.

Avancer que les redevances et les autres types de paiements de permis ne sont pas vraiment des impôts est défendable, l’argument étant que l’impôt est un versement obligatoire sans contrepartie à l’administration fiscale, alors que les redevances sont un versement en contrepartie d’un bien prélevé dans le pays par les entreprises, sans le remplacer.

En matière de gestion pratique, considérer ces versements comme un impôt ou comme un paiement en contrepartie du droit d’exploiter des ressources naturelles ne fait guère de différence. Il s’agit dans les deux cas de versements à l’administration fiscale qui sont obligatoires et dont les conséquences économiques potentielles sont identiques à celles des impôts normaux. Comme pour tout impôt normal, ces versements doivent faire l’objet d’une gestion, ce qui engendre des questions normales d’administration fiscale. Dans certains cas, le type de paiement demandé par l’administration pour obtenir le droit d’extraire des ressources naturelles se traduit par une modification d’un impôt normal (un taux supérieur d’impôt sur les sociétés, IS, par exemple). De plus, un impôt normal sur les bénéfices peut faire l’objet de modifications pour obtenir exactement l’effet économique produit par une redevance calculée sur la production en limitant la déductibilité des frais à un certain pourcentage des ventes brutes. Ces «plafonds de déductibilité des coûts» sont une caractéristique connue dans l’imposition du pétrole : il arrive qu’ils remplacent les redevances, ou qu’ils y soient associés. Ces quelques exemples montrent bien à quel point il est difficile de distinguer dans la pratique le paiement d’un permis du versement d’un impôt. Dans ce manuel, lorsque l’on parlera d’«impôt» sur les ressources naturelles, il s’agira de tous les versements obligatoires à l’administration fiscale effectués par les entreprises d’extraction de ressources naturelles, y compris les paiements aux fins d’obtention d’un permis d’extraction. (De la même manière, l’adjectif «fiscal» se rapportera toujours aux recettes publiques, et non pas seulement à tel ou tel impôt dans sa définition stricte.)

Considérer que les versements effectués au titre de ressources non renouvelables se distinguent des impôts normaux a toutefois des conséquences majeures.

  • Impôts spécifiques : ces versements sont considérés comme différents, et c’est pourquoi, entre autres, que les entreprises d’extraction doivent généralement payer à l’administration fiscale d’autres impôts, en plus des impôts normaux sur les sociétés. Il arrive que ces impôts spécifiques soient très différents des impôts classiques et posent par conséquent des difficultés administratives. À ces taxes spéciales conséquentes viennent souvent s’ajouter des frais et taxes mineurs dits vexatoires (l’idée étant parfois de couvrir les charges administratives). La multiplication des impôts n’est bien sûr pas propre à l’imposition des ressources naturelles, mais c’est une caractéristique importante de certains de leurs régimes d’imposition. (Néanmoins, les ressources naturelles sont souvent exemptées de certains impôts classiques, tels les droits d’accise ou à l’exportation.)

  • Administration distincte : il incombe (souvent) à des agences autonomes et distinctes des départements classiques de l’administration fiscale de gérer ces versements, notamment aux ministères des Mines ou du Pétrole (ou à leurs organes exécutifs), qui opèrent dans un cadre administratif et juridique à part. Cette spécificité présente des difficultés majeures d’organisation et nuit à la cohérence de l’administration des recettes tirées des ressources naturelles. Cette situation n’est toutefois pas propre aux ressources naturelles, et il arrive que plusieurs agences soient chargées du recouvrement de certains impôts généraux (impôt sur les bénéfices et droits d’accise, par exemple) avec des règles différentes. Il n’en demeure pas moins que, pour les ressources naturelles, ces questions d’organisation peuvent être particulièrement complexes.

Les entreprises qui exploitent les ressources naturelles sont parfois soumises, en contrepartie des permis obtenus, à des obligations de service envers les populations (formation) et de construction d’infrastructures (ouvrages d’art publics). Dans certains cas (nouvelles routes, quais de chargement, logements pour les ouvriers), ces constructions sont directement nécessaires à leur activité. Mais, de plus en plus souvent, la réalisation d’infrastructures non liées à l’exploitation des ressources naturelles fait partie du prix à payer pour obtenir ces permis. Ces obligations s’apparentent à des recettes publiques en nature (il s’agit alors d’une contribution unique plutôt que d’une redevance ou d’un impôt sur les bénéfices) qui ne sont en général pas considérées comme un impôt. Gérer ces obligations de manière transparente (fixer leur valeur et veiller à leur exécution en temps voulu) ne relève pas des compétences habituelles d’un département des impôts. Les difficultés rencontrées sont en effet plus grandes que dans l’administration normale des impôts, et elles ne sont souvent pas bien résolues. (Les économistes prônent toutefois la construction d’infrastructures en contrepartie des permis d’extraction dans les pays en développement au motif que les pays concernés ne parviennent pas à gérer les impôts sur les bénéfices6.) Même lorsque les entreprises concernées ne sont pas dans l’obligation de réaliser ces dépenses, elles peuvent considérer qu’il est dans leur intérêt de le faire pour être acceptées et soutenues par les populations locales. Elles pourront même avancer que cette contribution sociale élargie devrait être reconnue d’une manière ou d’une autre dans la conception des régimes fiscaux sur les ressources naturelles.

Le caractère épuisable des ressources naturelles (et la volatilité de leurs cours) a des conséquences profondes sur la gestion des finances publiques, ce qui implique des spécificités dans la perception de l’impôt et dans les procédures comptables. La gestion par l’administration publique des recettes tirées des ressources naturelles peut dans certains cas nécessiter une identification distincte et le placement de ces recettes dans des fonds spéciaux de stabilisation et/ou des fonds souverains. On aura également parfois recours à des procédures spéciales de perception et de comptabilité pour améliorer la gouvernance et la transparence de ces recettes, sujet abordé plus loin.

Diversité des échelles et des niveaux de rentabilité

Les échelles d’exploitation des ressources naturelles et le niveau de rentabilité des unités d’exploitation varient énormément.

  • Échelles : dans les mines en particulier, les écarts dans les échelles d’exploitation peuvent être très importants — des petites mines artisanales (recherche d’or ou de diamants dans son jardin, par exemple) aux projets pharaoniques (impliquant de raser des montagnes entières). Dans certains pays riches en ressources naturelles, ces deux extrêmes peuvent se rejoindre. L’extraction artisanale peut tout à fait être rentable, mais, à cette échelle, les bénéfices tirés par les contribuables concernés seront loin d’être exceptionnels. En outre, les contribuables concernés seront dans une large mesure des ressortissants nationaux, de sorte que les autorités subiront une pression politique bien moindre pour leur imposer des taxes spéciales que lorsqu’il s’agit d’entreprises étrangères. Les régimes fiscaux spéciaux qui s’appliquent aux grands projets excluent en général les petites mines artisanales, du moins partiellement. En cas d’application partielle de ces régimes, l’administration de la fiscalité sera très semblable à celle des autres petites entreprises, avec tous les risques de non-respect des obligations propres à ce segment (non-enregistrement, non-déclaration et non-paiement, ainsi que sous-déclaration délibérée). Dans d’autres pays, les ressources naturelles peuvent au contraire être concentrées dans un petit nombre d’acteurs, voire un seul, et exploitées par une poignée de sociétés (qui peuvent représenter la majeure partie des recettes fiscales de certaines pays en développement). Lorsque tel est le cas, le faible nombre d’entreprises impliquées devrait en principe fortement simplifier les opérations courantes d’administration fiscale par rapport aux impôts normaux. En outre, les principaux risques de non-respect des obligations résident dans l’exploitation de flous juridiques et d’échappatoires plutôt que dans les omissions d’écritures comptables ou la fraude fiscale.

  • Rentabilité : s’il est vrai que l’exploitation des ressources naturelles peut générer des bénéfices exceptionnels, l’importance de ces derniers dépendra de plusieurs facteurs. La rentabilité d’un gisement de minerais dépendra par exemple de sa taille, de la teneur du minerai (c’est-à-dire le contenu en minéraux exprimé en pourcentage), de la facilité de l’extraction, du coût d’acheminement du minerai sur le marché et de son coût d’affinage. Il en va globalement de même pour le pétrole. Il existe des écarts importants entre les différentes mines pour tous ces facteurs, écarts qui se réflètent dans les niveaux de rentabilité. (En fait, il est impossible d’extraire de manière rentable une grande partie des ressources naturelles de la planète.)

Ces écarts peuvent entrainer des différences majeures dans la manière dont un pays taxe diverses opérations et différents gisements. Dans le cas des redevances et des autres impôts insensibles au niveau de rentabilité, différents taux pourront s’appliquer en fonction du minerai ou du type d’exploitation, ce qui en complique l’administration. Ces écarts encouragent les accords fiscaux négociés au cas par cas, courants dans l’imposition des ressources naturelles, comme nous le verrons plus loin. Enfin, certains pays peuvent considérer qu’il convient de s’écarter du régime normal d’imposition des ressources naturelles pour certains minerais dits «stratégiques» ou présentant des risques exceptionnels pour l’environnement.

Potentiel de rente

Les ressources naturelles offrent un potentiel de rente exceptionnel. Les économistes utilisent le terme rente pour décrire les bénéfices excédentaires, c’est-à-dire qui dépassent le rendement minimum requis pour un investisseur. Une rente élevée n’est pas l’apanage des ressources naturelles, et elle n’est pas non plus une garantie dans ce secteur d’activité. Toutefois, les quantités de ressources naturelles non renouvelables étant limitées et en baisse, lorsque la demande est forte, comme dans le cas du pétrole et de nombreux autres minerais ces dernières années, l’exploitation de ces ressources naturelles se fait dans des conditions comparativement favorables qui permettent d’en tirer une rente exceptionnellement élevée. Il existe des arguments théoriques justifiant l’imposition de cette rente. On s’accorde généralement sur le fait qu’il s’agit d’une assiette d’imposition économiquement efficace. En théorie, il est possible d’imposer cette rente sans fausser les décisions d’investissement, mais, dans la pratique, c’est la perspective d’une rente élevée qui motive un investissement à haut risque dans l’exploitation de ressources naturelles, et les pays ne seront pas en mesure d’obtenir ces investissements s’ils essaient d’en tirer une rente plus importante que d’autres pays avec des projets similaires. (Ainsi, les pays doivent savoir situer leur régime d’imposition par rapport à celui des pays concurrents.) Être propriétaire de ses actifs dans les ressources naturelles permet aux États de saisir une part de la rente pour la nation, notamment lorsque ce sont des entreprises étrangères qui sont chargées de l’extraction (même si, comme nous le verrons plus loin, les objectifs politiques peuvent parfois être opposés, et les systèmes fiscaux de certains pays intègrent mieux la rente que d’autres).

Voici les principales conséquences pratiques :

  • Imposition élevée des ressources naturelles : souvent, les pays imposent davantage (ou potentiellement plus) les ressources naturelles que les autres secteurs d’activité. Ils ont souvent recours à des impôts spéciaux pour ce faire (ce qui accentue la tendance à une imposition multiple). Dans de rares cas (de plus en plus fréquents), il s’agit d’impôts sur la rente tirée des ressources naturelles (IRR) conçus pour mesurer et taxer cette même rente7. On considère parfois que ce type d’impôt présente des difficultés administratives spécifiques. Les États essaient plutôt de saisir cette rente en appliquant un barème de progressivité sur les autres impôts (c’est-à-dire en augmentant les taux d’imposition en fonction de l’accroissement des bénéfices ou au moyen de mesures servant de valeur de remplacement des bénéfices, comme le prix de vente). Pour les impôts visant des bénéfices exceptionnellement élevés, on parle d’impôt sur les bénéfices exceptionnels. Il est plus courant de voir les États appliquer des impôts élevés sur les rentes tirées du pétrole que des minerais — dans certains pays, les mines bénéficient même d’un régime fiscal favorable, peut-être parce que jadis, elles étaient moins rentables que le pétrole ou que les niveaux de rentabilité étaient plus hétérogènes, ou alors parce que l’on considère qu’elles génèrent plus d’avantages publics non fiscaux (emploi et infrastructure, par exemple).

  • Risques liés aux prix de transfert8 : les risques liés aux prix de transfert et aux transferts des bénéfices (faible capitalisation, par exemple) sont particulièrement importants dans l’administration des recettes tirées des ressources naturelles. Ces risques sont certes présents dans l’administration fiscale normale, mais les taux élevés d’imposition des ressources naturelles peuvent inciter à des abus de prix de transfert. Il arrive que les États accordent des exonérations temporaires (trêves d’impôt) ou des régimes fiscaux favorables pour la transformation de ressources naturelles nationales, ce qui peut conduire à augmenter les risques liés aux prix de transfert dans le contexte de l’économie nationale. Les transactions entre filiales sont courantes, ce qui crée un risque exceptionnel d’abus concernant les prix de transfert. Dans ce contexte, comme pour tous les groupes de contribuables, les risques de non-respect des obligations varient selon les comportements, certaines sociétés ayant démontré par le passé qu’elles faisaient preuve de respect des obligations fiscales alors que d’autres ont un passif plus douteux. Il incombe aux administrations fiscales de tenir compte de cette hétérogénéité dans le comportement des contribuables et de gérer au mieux ce risque dans le cadre de leur stratégie de civisme fiscal. Quoi qu’il en soit, être clair sur les taux d’imposition permet non seulement d’éviter les abus, mais aide aussi les contribuables en permettant aux investisseurs de bien connaître le cadre fiscal dans lequel ils opèrent.

  • Fixation des prix à partir d’indices de référence : afin de réduire au minimum les risques liés aux prix de transfert établis sur la base des ventes, de nombreux pays utilisent les cours mondiaux de référence pour estimer la valeur de la production à des fins fiscales (la manière dont ces cours sont utilisés peut néanmoins varier énormément). On estime généralement qu’appliquer des prix de référence au volume ou au poids de la production9 permet de mieux évaluer cette production qu’en ayant recours aux chiffres des ventes, car identifier et contrer les abus de prix de transfert reste difficile. Il est parfois plus difficile d’utiliser les cours de références publiés pour les minerais que pour le pétrole, car ils ne sont pas toujours disponibles pour les produits non raffinés, voire totalement inexistants pour certains minerais rares. Mais, en règle générale, les utiliser permet de réduire le risque d’abus sur les prix de transfert des ressources naturelles. En outre, appliquée raisonnablement, cette solution est cohérente avec les lignes directrices publiées par l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE). (La question des mesures spéciales permettant de contrôler les risques en matière de prix de transfert est abordée plus loin.) L’établissement de prix de référence nécessite une expertise technique spécifique et des procédures qui ne sont pas toujours courantes au sein de l’administration fiscale normale :

    • Mesurer le volume et la qualité de la production : ces mesures peuvent être récupérées directement dans les documents financiers de l’entreprise, mais les audits physiques restent conseillés. Les États peuvent mesurer directement la production ou superviser les processus de mesure effectués par l’entreprise concernée. Il ne s’agit pas d’un exercice comptable ou théorique qui s’apparenterait à un contrôle fiscal normal effectué après déclaration; il faut donc le faire pendant la production.

    • Identifier et recueillir des données sur les bons indices de référence internationaux en procédant aux ajustements nécessaires pour tenir compte des différences locales de qualité et des coûts d’acheminement : alors que les prix utilisés dans les déclarations des entreprises sont déterminés ex ante, des procédures spéciales sont nécessaires pour la détermination formelle et la publication de ces prix (avec une possibilité d’appel).

  • Même sans avoir recours aux audits physiques et aux prix de référence pour déterminer la valeur de la production, ceux-ci peuvent jouer un rôle essentiel lors de l’évaluation des risques d’audit. La difficulté technique des audits physiques ne doit pas être sous-estimée, notamment pour les minerais.

  • Cantonner (séparer comptablement) les coûts liés aux ressources naturelles : les entreprises opérant dans le secteur des ressources naturelles peuvent avoir des charges commerciales réelles qui ne sont pas totalement ou exclusivement liées à leurs opérations de l’amont dans un pays donné (frais liés aux activités de l’aval, par exemple). Déduire ces charges pourrait permettre de réduire l’impôt (plus élevé) collecté sur ces opérations. Ainsi, de nombreux pays ont pour habitude de «cantonner» les opérations de l’amont, de sorte que seuls les coûts directement liés puissent entrer dans le calcul de l’impôt. Le cantonnement est une spécificité technique de l’administration fiscale des ressources naturelles.

  • Cantonnement par zone : dans de nombreux pays, les zones visées par le permis, voire les projets individuels au sein d’une zone, sont cantonnées. Ainsi, si une entreprise a des activités dans plusieurs zones cantonnées, elle est dans l’obligation de calculer ses bénéfices séparément pour chacune d’entre elles et n’a pas le droit de les consolider fiscalement10, cela en partie pour récupérer plus rapidement des rentrées fiscales qui pourraient être reportées si les sociétés pouvaient déduire les charges liées à des mines ou à des puits en développement pour compenser les bénéfices provenant des opérations qui produisent déjà. C’est aussi parce que laisser les entreprises déduire ces coûts conférerait un avantage aux acteurs du secteur déjà en place par rapport aux nouveaux entrants, ce qui aurait pour effet de décourager certains investisseurs potentiels. Ajoutons que certains pays appliquent différents régimes fiscaux à différentes zones, si bien que les entreprises pourraient, en l’absence de cantonnement, passer certaines charges volontairement sur les zones les plus imposées pour réduire leur imposition. Lorsque les pays ont un barème progressif de l’impôt, le cantonnement par zone peut avoir pour conséquence que les entreprises paient des impôts élevés sur les «bénéfices excédentaires» dans une zone, même en l’absence de réalisation de bénéfices excédentaires (voire en cas de perte) sur l’ensemble du pays. Il existe un risque important de non-respect des obligations fiscales et, dans la pratique, administrer des règles de cantonnement par zone peut être complexe.

  • Les opérations de transformation des ressources naturelles sont exclues des taux d’imposition les plus élevés : en règle générale, les pays ne souhaitent pas appliquer le même niveau d’imposition à la transformation qu’à l’extraction des ressources naturelles. Contrairement à l’extraction, les ressources naturelles peuvent être transformées n’importe où. En y appliquant des taux élevés d’imposition, ces opérations risquent d’être délocalisées, alors que les États souhaitent souvent les conserver sur leur territoire. Ainsi, ils préféreront que certains impôts, comme les redevances et l’IRR, ne s’appliquent qu’à la valeur des ressources naturelles non raffinées au point d’extraction. Les entreprises considèrent d’ailleurs qu’une valorisation cohérente sur cette base est nécessaire au traitement équitable de différentes opérations. Procéder à cette valorisation au point d’extraction peut néanmoins être difficile, notamment pour les industries extractives, car la première vente se produit souvent suite à divers degrés de transformation, et car il n’y a pas de prix de référence publiés pour les minerais non raffinés. Tout cela peut être une source de tracasseries administratives. (Il arrive qu’un pays verse des subventions pour que la transformation se fasse sur le territoire national, ce qui complique davantage la procédure administrative, point abordé plus loin.)

Incertitude et risque

L’exploitation des ressources naturelles présente des niveaux de risque et d’incertitude importants. Certes, ce facteur risque n’est pas l’apanage des ressources naturelles, mais l’ampleur et l’omniprésence de ces risques sont exceptionnelles. Parmi ces risques, on trouve les risques géologiques et d’exploration (l’exploration, ou recherche, coûte cher, notamment pour le pétrole, mais la majorité des projets d’exploration se soldent par de échecs); les risques de mise en valeur (d’énormes dépenses sont engagées pour exploiter les ressources naturelles là où elles se trouvent, mais ces ressources peuvent se révéler très difficiles à extraire ou de moins bonne qualité que prévu); les risques de prix (les cours des ressources naturelles sont extrêmement volatils et imprévisibles); les risques de coûts (les charges sont tout aussi imprévisibles et volatiles); les risques environnementaux (les coûts environnementaux peuvent être énormes : l’extraction de minerais ou de pétrole sur terre ferme présente de nombreux risques environnementaux dont les entreprises peuvent être tenues responsables; l’accident sur la plateforme Deepwater Horizon survenu dans le golfe du Mexique en 2010 a prouvé que l’exploitation en mer pouvait également représenter des risques très importants); les risques souverains (instabilité publique et réglementaire, par exemple). L’addition de tous ces risques signifie que, dans certains cas, aucun bénéfice ne sera réalisé, ou qu’en cas de profits, ces derniers pourront fluctuer grandement d’une période à une autre. Mais dans la pratique, la manière dont sont perçus les risques de recherche et de mise en valeur ainsi que les risques politiques varie grandement.

Ces risques ont des répercussions pratiques sur la conception et l’administration de la fiscalité :

  • Pour compenser ce fort niveau de risque, les entreprises recherchent un rendement élevé : les autorités publiques sont rarement disposées à partager pleinement ces risques (en participant, par exemple, aux coûts de recherche11); elles espèrent néanmoins récupérer une partie de la rente tirée des ressources naturelles qui appartiennent à la collectivité. Les entreprises chercheront à investir dans des pays où elles conserveront une part suffisamment conséquente des bénéfices exceptionnels ou de la rente qui puisse justifier la prise de risques initiale exceptionnelle.

  • Recours aux droits et redevances : face aux risques encourus, les autorités publiques ont davantage recours aux droits et redevances qu’à l’imposition des bénéfices qui sont volatils et incertains. Ces autorités sont toutefois partagées entre leur désir de réduire ainsi au minimum les risques et de maximiser la rente à tirer. À l’évidence, les redevances ne sont pas aussi sensibles aux profits que les impôts sur les bénéfices, de sorte que, lorsque les bénéfices sont importants, elles n’en profitent pas suffisamment alors qu’en cas de bénéfices faibles, elles risquent de frapper trop lourdement les sociétés, ce qui peut nuire à l’investissement et à la production. (Par exemple, dans l’extraction, les entreprises feront de l’«écrémage», c’est-à-dire qu’elles limiteront leur extraction en volume, mais se contenteront d’extraire un minerai de meilleure qualité.) Voilà pourquoi les redevances sont généralement associées à d’autres impôts sur les bénéfices. Leur rôle, cependant, varie d’un pays à un autre.

  • Instabilité : la combinaison de simples redevances ad valorem et d’un impôt sur le revenu non progressif est régressive, ce qui confère à l’administration une part des bénéfices en baisse à mesure que les bénéfices augmentent. Incapables de réagir rapidement aux changements imprévisibles des niveaux de rentabilité, les régimes fiscaux sur les ressources naturelles qui reposent lourdement sur les redevances sont politiquement instables12; Cette instabilité peut donner l’impression d’un risque souverain et décourager les investissements. En outre, elle présente des difficultés administratives; en revanche, elle fournit l’occasion de réformes nécessaires.

  • Complexité des redevances : lorsque les redevances jouent un rôle important, il est fréquent de voir les pays essayer de gagner en réactivité face aux bénéfices en mettant en place des ratios par rapport aux prix de vente, au volume de production ou au lieu de production. Les autorités peuvent aussi être amenées à accorder une certaine souplesse administrative dans l’application des redevances, en autorisant, par exemple, des paiements différés ou des exonérations temporaires selon les circonstances (une réduction des redevances pourra parfois être négociée pour éviter une cessation prématurée de l’exploitation lorsque les ressources naturelles sont proches de l’épuisement). Ces remèdes entraînent des complications administratives (et réussissent rarement à corréler les redevances aux niveaux de bénéfices).

  • Financement : étant donné la taille et la nature multinationale de la plupart des entreprises du secteur, celles-ci peuvent financer leur dette au sein de leur propre groupe, via des sources liées. Cette solution offre une alternative tout à fait réalisable au financement de la dette auprès des tiers extérieurs et sans lien avec l’entreprise, comme une banque locale. Ainsi, des règles spécifiques (sur la sous-capitalisation, par exemple) peuvent être nécessaires pour éviter que des filiales des groupes multinationaux ne déduisent davantage de charges de financement que ne le feraient des entreprises indépendantes sur le marché libre.

  • Couverture : les prix des matières premières étant volatils, les entreprises peuvent se couvrir13. En principe, les résultats des opérations de couverture sont imprévisibles, mais les entreprises peuvent manipuler les instruments de couverture pour générer une perte prévisible, par exemple parce que la transaction se fait entre entités liées ou est compensée par un bénéfice non taxé réalisé ailleurs, comme dans un paradis fiscal. Dans tous les cas, les autorités peuvent fixer des limites dans la couverture des prix des ressources naturelles pour ne pas laisser les entreprises privées utiliser des taux de couverture de façon discrétionnaire. La couverture pose donc des risques d’évasion spécifiques et crée un besoin de règles fiscales adaptées pour y faire face.

  • Pactes fiscaux spécifiques : la perception du risque peut évoluer dans le temps (suite à une découverte, par exemple), si bien qu’investir dans un pays donné peut devenir plus intéressant. Cette situation permet aux autorités d’augmenter le niveau d’imposition sans pour autant décourager les investissements. Parallèlement, le risque perçu peut augmenter, auquel cas un régime fiscal plus généreux sera de mise pour attirer les investissements. Ces variations dans la perception du risque amènent parfois les autorités à négocier des régimes fiscaux spéciaux avec les investisseurs plutôt que de recourir à une application uniforme du droit fiscal. Ces régimes spéciaux sont en général inclus dans les conventions ou contrats individuels d’investissement, qui reprennent souvent le régime réglementaire élargi et un accord de prise de participation de l’État. Pour le pétrole, ces conventions prennent souvent la forme d’APP (accords — ou contrats — de partage de production), dont les détails sont abordés plus loin14. Ces pactes peuvent aussi avoir d’autres origines : les différences dans les échelles et les niveaux de rentabilité des projets d’extraction de ressources naturelles dans un pays, comme nous l’avons déjà vu, et la prévalence des redevances et d’autres impôts insensibles aux variations de rentabilité. Les arrangements fiscaux avec un (groupe de) contribuable(s) n’existent pas uniquement dans le secteur des ressources naturelles, mais ils y sont plus courants que dans d’autres industries.

Ces pactes fiscaux spécifiques et négociés ont des conséquences majeures en matière d’administration des recettes.

  • Ils peuvent entraîner une prolifération des régimes fiscaux conçus pour différents projets spécifiques, ce qui pose des difficultés d’administration, notamment dans les pays qui n’utilisent pas d’accords normalisés, les font évoluer dans le temps ou incluent de nombreuses variables fiscales dans les négociations (par exemple taux de redevances, taux de recouvrement des coûts, taux de partage de production, provisions pour amortissement, primes, participation publique et même le taux d’IS, etc.). Cette diversité rend le droit opaque.

  • Le fait que les conventions contiennent souvent des clauses de confidentialité détaillées parce qu’elles fixent des accords fiscaux (et parfois commerciaux) pour certains contribuables constitue une autre barrière à une administration fiscale transparente. Ce manque de transparence peut également limiter l’administration fiscale dans son efficacité parce qu’il arrive que certaines conventions ne soient même pas divulguées au département de la fiscalité en charge du dossier.

  • Les droits initiaux sont souvent un aspect important, voire essentiel dans certains cas, de ces accords spécifiques. Le droit le plus important est en général une prime à la signature, payable à la date de signature de l’accord. Cela n’empêche pas le versement d’autres primes dans certaines circonstances : au moment d’une découverte, par exemple, ou lorsqu’un certain niveau de production est atteint. Les droits sur les transactions ne concernent certes pas que les ressources naturelles, mais le versement de grosses primes négociées y est plus courant que dans d’autres industries. Une fois leur négociation terminée, leur perception est assez simple. Néanmoins, ces recettes constituent une forme additionnelle d’impôt à administrer, ce qui ajoute à la complexité globale des régimes fiscaux des ressources naturelles. En outre, la négociation de ces droits (au moyen d’une mise aux enchères des permis, par exemple15) nécessite une expertise administrative spécifique.

Il est quelque peu paradoxal de constater que ces accords exceptionnels compliquent l’administration et créent des exigences supplémentaires en matière de connaissances techniques et de compétences de négociation, alors qu’ils sont particulièrement utilisés dans les pays en développement, précisément là où les capacités sont le plus limitées. Les autorités doivent parvenir à évaluer le potentiel en ressources naturelles d’une zone visée par un permis afin de négocier le meilleur accord possible, surtout si les impôts sont insensibles au niveau de bénéfices. Or, les entreprises sont souvent bien mieux informées (c’est ce que l’on appelle le problème d’asymétrie de l’information). Les États doivent réussir à modéliser l’impact du cadre fiscal en cours de négociation, mais ils n’en ont souvent pas la capacité. Les pays développés disposant de capacités plus importantes imposent généralement les ressources naturelles sur la base du droit uniforme commun. Notons que les demandes insistantes de pactes fiscaux négociés spécifiques proviennent souvent d’entreprises exploitant les ressources naturelles qui n’ont pas pu faire pression sur leurs propres autorités nationales. L’argument souvent avancé consiste à dire que les pactes exceptionnels sont nécessaires pour attirer les investissements et maximiser les recettes fiscales publiques, mais rien n’indique clairement que les pays qui appliquent une législation uniforme atteignent moins souvent ces objectifs. Dans la pratique, ces pactes exceptionnels se font souvent au détriment des pays qui y ont recours, que ce soit pour des raisons d’incompétence ou de corruption. L’objet de ce manuel n’est pas de fournir une analyse détaillée des avantages et inconvénients politiques de ces pactes. Il n’en demeure pas moins que leur impact sur l’administration ne saurait être sous-estimé.

Besoin d’investissements massifs et d’expertise technologique

L’exploitation à grande échelle de ressources naturelles requiert de lourds investissements en capital et une grande expertise technologique. Les échelles d’exploitation des ressources naturelles sont certes variables, mais, dans la plupart des cas, les ressources les plus faciles à extraire l’ont été. Ainsi, exploiter celles qui restent est à la fois très coûteux et très difficile. Il faut compter plusieurs millions, voire milliards, de dollars pour développer une mine ou un puits de pétrole, et les défis technologiques (rechercher et extraire du pétrole enfoui à des kilomètres sous la surface de la mer, par exemple) peuvent être immenses. Ces dernières décennies, les coûts des plus grands projets dans ce domaine ont fortement augmenté, et ils continuent de croître.

Les entreprises publiques jouent certes un rôle important dans les industries extractives, mais une grande partie du capital et de l’expertise nécessaires pour exploiter les ressources naturelles provient d’entreprises privées. Par choix, la plupart des pays développés ont recours aux entreprises privées. Quant aux pays en développement, ils n’ont guère d’autre choix que d’attirer les investissements des grandes multinationales étrangères. Partager la manne issue des ressources naturelles d’un pays avec des entreprises étrangères est évidemment un sujet politiquement sensible.

Les autorités publiques doivent s’employer à attirer suffisamment d’investissements par le biais d’incitations. Les capitaux nécessaires pour financer l’exploitation des ressources naturelles sont limités. Au-delà des impôts, il existe à l’évidence de nombreux facteurs que les multinationales prennent en compte avant de décider d’investir dans un pays, mais le degré d’imposition reste une considération essentielle. Les entreprises doivent pouvoir tabler sur un rendement raisonnable après impôts de leurs investissements (tout en intégrant le risque d’un investissement perdu en cas d’échec). Les autorités publiques doivent donc non seulement équilibrer leur désir de saisir la rente avec celui de réduire au minimum les risques, mais aussi veiller à ce que leurs régimes fiscaux soient suffisamment incitatifs pour attirer l’investissement privé initial et les immobilisations de maintien, tout en restant compétitifs par rapport aux autres pays. Il arrive que certains États cherchent à attirer de nouveaux investissements par le biais de régimes fiscaux favorables qui seront parfois intenables sur le long terme : a posteriori, ces incitations spécifiques viendront limiter la collecte de recettes, entraînant ainsi une insatisfaction de la population. Le Précepte 3 de la Charte des ressources naturelles stipule que «Les politiques fiscales et les conditions contractuelles doivent assurer que le pays bénéficie pleinement de la ressource, sous réserve d’attirer les investissements nécessaires pour réaliser ce bénéfice. La nature à long terme de l’extraction de ressources naturelles nécessite des politiques et des contrats solides afin de résister aux circonstances incertaines et qui évoluent16.» Dans les industries minières (un peu moins dans le pétrole), les exonérations fiscales temporaires (trêves fiscales)17 sont trop souvent utilisées pour attirer les investissements. Le recours aux incitations fiscales pour doper les investissements ne concerne pas seulement les ressources naturelles, mais c’est souvent une caractéristique essentielle de l’imposition de ces ressources.

La poursuite d’objectifs publics contradictoires — inciter à investir tout en engrangeant rapidement des recettes — conduit à complexifier la fiscalité sur les investissements. Ainsi on a fréquemment recours à des incitations spécifiques sur l’investissement initial, comme des amortissements accélérés, des abattements spécifiques ou des crédits d’impôt.

L’ampleur des investissements et la complexité de leur fiscalité présentent souvent des difficultés spécifiques pour l’administration. La caractérisation des coûts (amortissables ou immédiatement déductibles, admissibles ou pas à un abattement ou à un crédit d’impôt) est généralement au cœur des contrôles fiscaux du secteur. Le calcul des allocations pour amortissement peut également être difficile. Souvent, les règles sont très simples, mais, dans certains pays, elles dépendent de classifications complexes des actifs ou de facteurs économiques tels le taux d’épuisement des ressources naturelles ou la durée d’exploitation de la mine. Ainsi, les contrôleurs fiscaux doivent estimer les quantités de ressources naturelles encore enfouies et la durée nécessaire à leur extraction, autant de calculs que les experts en ressources naturelles eux-mêmes ont du mal à faire avec certitude.

Face à des besoins en capitaux massifs, le recours au financement étranger est fréquent. Le traitement fiscal de ces charges financières est souvent une question importante en matière de fiscalité des ressources naturelles. Comme nous l’avons vu auparavant, des considérations spécifiques s’appliquent. L’application de retenues d’impôt (RI) aux intérêts et aux dividendes versés aux bailleurs de fonds et investisseurs étrangers joue également un rôle important. Les conventions sur la double imposition peuvent limiter les prérogatives fiscales, et l’évasion fiscale liée au chalandage fiscal18 peut être un problème.

Les dégrèvements pour impôt payé à l’étranger sur l’imposition des ressources naturelles peuvent être importants à la fois pour les investisseurs étrangers et l’État. L’imposition des ressources naturelles dans le pays de l’investisseur étranger fait qu’il est plus difficile et plus coûteux d’attirer l’investissement. Certains impôts sur ces ressources (comme les redevances et le partage de production) ne peuvent pas faire l’objet de dégrèvements. C’est pourquoi l’exploitation des ressources naturelles est normalement soumise à l’impôt sur les sociétés (IS). (Autre raison : veiller à la cohérence de traitement par rapport aux autres secteurs de l’économie.) En général, certaines conditions sont considérées comme nécessaires pour que l’IS ouvre un droit au dégrèvement, y compris la déductibilité des intérêts. Malgré les difficultés administratives que cela représente, l’IS doit tenir compte de ces conditions dès sa conception. Les pays développés ont actuellement tendance à adopter une base d’imposition territoriale, ce qui conduit certes à réduire l’importance des dégrèvements pour impôts étrangers dans la pratique. Le fait que les sociétés mères étrangères créent souvent des filiales basées dans des paradis fiscaux qui possèdent les succursales locales chargées de l’exploitation aboutit au même résultat. Toutefois, ces dégrèvements resteront importants (puisque, à titre d’exemple, les États-Unis n’ont pas adopté de base d’imposition territoriale), et cela, même pour les investisseurs issus des pays qui ont adopté une base territoriale parce que l’exemption de l’IS des revenus étrangers dans ces pays peut dépendre de l’assujettissement des revenus à l’IS dans le pays étranger.

Longues périodes de mise en valeur et d’exploitation; coûts irrécouvrables et d’abandon élevés

Les frais initiaux et la durée nécessaires à la mise en valeur d’une mine ou d’un forage se traduisent souvent par une attente de plusieurs années avant que la production ne puisse commencer et bien plus longtemps encore avant que des bénéfices imposables ne soient réalisés, notamment lorsque les amortissements accélérés sont autorisés. Les pressions politiques (besoin de trésorerie et attentes des premières rentrées par le public) sont autant de raisons d’imposer d’emblée des droits et redevances plutôt que de taxer les bénéfices, choix dont les conséquences administratives ont été abordées auparavant. La mise en place de procédures et de règles spécifiques en matière de déclaration sera nécessaire pour assurer une vérification rapide des principaux coûts engagés en période de réalisation des investissements et avant que l’entreprise ne réalise des bénéfices imposables; les objectifs de performance calculés sur les rentrées devront parfois être corrigés pour veiller à ce que ces coûts fassent l’objet d’une vérification dans la pratique; les pénalités fiscales ne suffiront peut-être pas à dissuader une exagération de ces charges. Outre des frais initiaux élevés, il peut y avoir des coûts décalés de la période où les recettes sont réalisées, qui sont liés aux fermetures de mines ou de puits ainsi qu’à la restauration de l’environnement (selon les cas, ces coûts peuvent atteindre le niveau des coûts de mise en valeur). Pour couvrir ces coûts, les bénéfices devront être mis en réserve; les autorités exigent parfois que les réserves pour abandon soient placées sur un compte géré par l’État.

Ce calendrier particulier des dépenses nécessite des dispositions fiscales spécifiques, comme un allongement des reports sur les exercices ultérieurs ou antérieurs et des déductions fiscales au titre de la constitution de réserves d’abandon appropriées. Quantifier les coûts d’abandon est particulièrement délicat.

Une fois encourus, les coûts spécifiques aux ressources naturelles deviennent des coûts irrécouvrables qui peuvent être suivis de longues périodes d’exploitation. Il faut parfois des dizaines d’années avant de pouvoir exploiter une mine ou un gisement de pétrole. Ces coûts irrécouvrables et la longueur des périodes d’exploitation ne sont pas l’apanage des ressources naturelles, mais leur systématicité et leur ampleur en font des éléments clés de la fiscalité des ressources naturelles. Avec le haut niveau de risque, ces éléments aboutissent à ce que les économistes appellent le problème du compromis d’obsolescence (obsolescing bargain) ou de cohérence temporelle (time consistency). L’idée est que les autorités conçoivent un régime fiscal qui incite les investisseurs à prendre des risques majeurs, mais que, si l’exploitation devient rentable, il est tentant, des années plus tard, d’augmenter les impôts, sachant que l’investisseur s’est engagé et ne peut pas délocaliser sa mine ou son puits de pétrole. Cette question risque de devenir politiquement sensible, ce qui ajoute au risque politique mentionné auparavant. Les entreprises du secteur ont donc besoin de stabilité et prévisibilité dans la fiscalité.

Afin de limiter le risque financier et de promouvoir l’investissement, les autorités cherchent à apporter des garanties de stabilité. L’une des singularités des régimes fiscaux régissant les ressources naturelles réside dans le fait que, lorsque les permis de recherche sont négociés, le régime fiscal qui s’appliquera à la production est fixé d’avance et doublé d’un pacte de stabilité entre l’État et les investisseurs. Ce pacte garantit soit que le régime fiscal durera pendant une période donnée, soit qu’en cas de modification, les investisseurs auront droit à une compensation. Ces principes sont généralement repris dans un contrat spécifique (voir plus haut). Ces pactes permettent non seulement de rassembler toutes les règles dans un seul et même document, mais aussi de mieux protéger les investisseurs des risques liés à la fiscalité. En théorie, ces pactes permettent aux investisseurs d’invoquer le droit des obligations, voire de poursuivre l’État en justice s’il n’honore pas ce pacte ou l’une des clauses de stabilité. Les investisseurs peuvent avoir recours à l’arbitrage international plutôt que de s’en remettre aux systèmes judiciaires nationaux. Ces pactes posent un certain nombre de difficultés administratives (maintien de la connaissance du régime fiscal en question, calcul et compensation de l’impact économique de ses modifications). Ils peuvent en outre représenter un obstacle pratique à la réforme et à l’amélioration de l’administration, qui nécessite souvent de modifier la législation. (Rappelons néanmoins que les régimes fiscaux sur les ressources naturelles ont tendance dans la pratique à être très instables, malgré l’existence d’accords de stabilité.) Lorsque les entreprises ont recours à l’arbitrage international, des procédures spécifiques de résolution des différends sont nécessaires. La division de la responsabilité judiciaire entre institutions locales et internationales peut également poser des problèmes d’organisation.

Concentration géographique

Les ressources naturelles et leurs perspectives de découverte sont généralement concentrées dans une zone spécifique d’un pays, ce qui constitue une raison supplémentaire de négocier des accords fiscaux spécifiques, comme nous l’avons déjà vu. Dans certains pays, les droits miniers appartiennent aux régions plutôt qu’à l’État. Dans les pays à structure fédérale ou fédérations, ce sont en général les États fédérés qui imposent et administrent les redevances et autres impôts sur les ressources naturelles. (Dans certains pays, les droits fonciers de peuples indigènes compliquent encore la donne.) Cette concentration géographique peut créer des tensions entre l’administration centrale et les populations locales qui vivent là où se trouvent les ressources naturelles, ce qui accentue la pression pour des prérogatives locales en matière de fiscalité sur les ressources naturelles. Cette décentralisation de la fiscalité est plus courante dans les pays développés que dans ceux en développement; elle contribue en outre à la complexité de son organisation19.

Niveau élevé des exportations et des importations

Dans les pays à faible revenu, la majeure partie de la production de ressources naturelles est exportée alors que les biens, les services et les financements à forte valeur nécessaires à cette industrie sont importés. La nature internationale du secteur amplifie les risques liés aux prix de transfert (même si, comme nous l’avons déjà constaté, ces risques existent aussi pour les transactions nationales) et présente d’autres difficultés en matières d’administration fiscale.

  • Dans la plupart des pays, les exportations de ressources naturelles ne sont pas soumises aux droits d’accise et sont détaxées de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA à 0 %). Une telle détaxation peut entraîner des demandes importantes de remboursement de TVA, avec leurs lots de tracasseries administratives. C’est d’ailleurs pour cette raison que dans bien des pays, les importations de matériel aux fins d’exploitation de ressources naturelles sont exemptées. Les investisseurs considèrent l’impossibilité de récupérer la TVA comme l’une de leurs difficultés principales, ce qui les conduit à préconiser un système d’exemption. La mise en place d’un programme de paiement différé est une autre option envisageable, mais les règles d’exemption peuvent présenter leurs propres difficultés administratives.

  • Les pays en développement attachent souvent une importance particulière à l’idée qu’ils ne devraient pas se contenter d’exporter des matières premières, mais participer à l’étape de transformation, qui, à leurs yeux, est à plus forte valeur20. Il leur arrive ainsi de concevoir des incitations spécifiques dans leur régime fiscal, ce qui risque de beaucoup compliquer l’administration.

  • Les États sont souvent sollicités pour subventionner la consommation nationale de ressources naturelles afin que la population en bénéficie directement, soit en contrôlant les prix ou en réduisant les impôts sur la partie de ces ressources utilisée au niveau national. L’objection souvent retenue face à cet argument est que cela tend à favoriser les consommateurs les plus aisés. D’un point de vue administratif, ces subventions risquent d’être exploitées de manière incohérente par rapport aux objectifs de politique publique.

  • Une partie des coûts liés à l’exploitation des ressources naturelles correspond en général à l’importation de services, souvent disponibles uniquement auprès d’un faible nombre de prestataires étrangers disponibles. Au-delà des risques liés aux prix de transfert, le recours à des prestataires de services étrangers souligne l’importance de la RI (retenue d’impôt). Les dispositions en la matière sont souvent une source de différend, et l’évasion fiscale dans le cadre du chalandage fiscal à la recherche de la meilleure convention peut aussi poser problème. Des dispositions spécifiques s’appliquent souvent à la RI dans la législation et dans les conventions fiscales pour les prestataires du secteur.

  • Les ressources naturelles étant des matières premières échangées internationalement, les entreprises préfèrent que leurs prix soient exprimés en monnaie standard, en général en dollars américains (même si plusieurs tentatives de passage à d’autres monnaies ont eu lieu, à l’euro par exemple). Les multinationales du secteur fonctionnent en général en dollars américains (pour leurs enregistrements et leur comptabilité). De nombreux pays autorisent les entreprises concernées à tenir leur comptabilité et à fournir leurs déclarations fiscales en dollars. De même, le paiement des impôts est couramment autorisé en dollars. Ces solutions sont plus pratiques pour les entreprises concernées, sans compter qu’elles présentent des avantages potentiels pour le pays aussi, en cas, par exemple, de monnaie faible avec risque de perte suite à une dépréciation par rapport au dollar ou si les recettes tirées des ressources naturelles sont vouées à être placées dans un fond libellé en dollars. Accepter des paiements en dollars permet par ailleurs de simplifier les rapprochements entre les versements des sociétés et les reçus des autorités publiques dans le cadre de l’Initiative pour la transparence dans les industries extractives (ITIE — voir le chapitre 5). Il arrive que des dispositions administratives spécifiques soient nécessaires pour autoriser la tenue des comptes ou les paiements en dollars. Des règles spécifiques concernant les intérêts à payer pour retard de paiement peuvent aussi être nécessaires, calculés sur la base d’un taux international de référence comme le taux interbancaire offert à Londres (LIBOR) parce que le taux qui s’applique à une dette libellée en dollars ne sera a priori pas celui d’une dette en monnaie locale. L’administration publique établit normalement sa comptabilité nationale dans la monnaie du pays; elle devra donc veiller à ce que les pertes ou les gains de change sur les recettes et les actifs libellés en dollars soient bien comptabilisés.

Accords commerciaux particuliers de partage de risques

Les entreprises privées diversifient leurs risques en mutualisant leurs projets d’exploitation de ressources naturelles. Dans le cas du pétrole, il existe un type d’accord spécifique : la coentreprise non constituée en société (unincorporated joint venture). Comme son nom l’indique, cette coentreprise n’entraîne pas la constitution d’une société distincte ou d’une société en nom collectif. Il s’agit d’une convention liant plusieurs entreprises qui contribueront à un certain niveau aux coûts d’un projet et qui retireront une part de la production proportionnelle à leur participation. Ce genre de consortium existe dans d’autres secteurs d’activité que le pétrole, mais il est plus fréquent dans ce dernier. Les coentre-prises ont des spécificités qui ont leur importance pratique pour l’administration fiscale. L’une des parties (souvent — mais pas forcément — le principal investisseur privé) est désignée exploitant. Ce dernier supporte des charges au nom du consortium et facture chacune des parties associées proportionnellement à sa part (ce sont les appels de fonds). Chacune des parties prélève ensuite sa part de pétrole et en dispose21. Les règles sont fixées dans un accord d’exploitation commune, document qui est le même partout dans le monde et qui définit les charges, leurs règles de comptabilisation ainsi que des règles de supervision des opérations par les associés de la coentreprise. Ces accords donnent des droits solides aux participants non exploitants et minoritaires qui, comme l’exploitant, profitent de la maximisation des bénéfices, mais pas du partage des charges. Par conséquent, ces accords d’exploitation commune contiennent des procédures détaillées d’approbation des charges partagées entre les parties. De même, les entreprises associées sont soumises à des restrictions strictes en matière d’imputation de frais, qui reposent non pas sur de vagues principes, mais sont généralement spécifiques et factuelles (les services, par exemple, sont facturés à l’associé sans majoration de coût).

En matière de charges, les intérêts des associés de l’exploitant dans la coentreprise sont proches de ceux des autorités, malgré quelques différences22. Chacun souhaite réduire au maximum les coûts et maximiser les bénéfices. Les restrictions de coûts intégrées dans les accords d’exploitation commune protègent bien les autorités, notamment contre les risques liés aux prix de transfert. Ces accords fournissent également un cadre comptable à l’industrie. Au-delà des dispositions de ces accords d’exploitation commune, les autorités peuvent inclure des dispositions semblables dans les APP (accords pétroliers qui s’inspirent largement des accords d’exploitation commune). La fiscalité sur le pétrole peut aussi inclure des règles de ce type23. Les restrictions portant sur les charges des entreprises associées dans les accords pétroliers sont semblables à des accords unilatéraux préalables en matière de prix de transfert, mais ils sont moins difficiles à négocier s’ils reposent sur des conditions solides d’accords d’exploitation commune. (Les différents associés de la coentreprise peuvent en théorie s’entendre pour contourner ces contrôles de prix de transfert, mais cela reste improbable dans la pratique.) Les coentreprises ne sont normalement pas la solution retenue dans les industries extractives, mais il est possible d’inclure les mêmes caractéristiques dans les accords d’investissements miniers et dans la fiscalité.

Les coentreprises nécessitent souvent l’adoption de déclarations fiscales et de procédures d’audit spécifiques. Les coûts étant centralisés par l’exploitant, qui est chargé de leur enregistrement, mieux vaut, afin de garantir une équité de traitement parmi les participants à la coentreprise, demander à l’exploitant de déposer une déclaration au nom de la coentreprise et qui comprenne l’affectation des coûts et de la production entre les différents associés. Au fond, cette déclaration est la même que pour une société constituée. Un contrôle centralisé est possible, et le contrôle des déclarations individuelles des associés peut se limiter à vérifier la cohérence avec la déclaration de l’exploitant (redressements compris) et les charges et recettes «exclusives» qui sont en général relativement faibles24.

Transferts des intérêts de permis d’exploitation de ressources naturelles

Les transferts (ou transferts partiels) de permis d’exploitation de ressources naturelles sont courants. Plusieurs raisons commerciales peuvent en être à l’origine. Il est, par exemple, envisageable qu’une petite entreprise spécialisée dans la recherche fasse une découverte importante et ait besoin d’une plus grande société pour apporter les capitaux et l’expertise nécessaires à la mise en valeur. Ces transferts peuvent être indirects (transfert de parts dans la société détentrice du permis plutôt que transfert direct de permis). L’imposition des transferts d’intérêts commerciaux n’est pas propre aux ressources naturelles, mais les pays disposent souvent de règles particulières régissant les transferts de permis d’exploitation de ressources naturelles. Les montants impliqués peuvent être colossaux et atteindre des milliards de dollars. Ces transferts ont pour particularité de présenter différentes considérations non monétaires (si bien que les inspecteurs doivent valoriser les mines ou les gisements de pétrole à des fins fiscales). Les entreprises chercheront à éviter l’impôt sur leurs gains, ce qui présente des difficultés spécifiques pour l’administration fiscale.

Propriété et contrôle de l’État

Les États considèrent en général que les ressources naturelles ont une importance stratégique particulière nécessitant un fort contrôle public. Ils souhaitent avant tout tirer parti de ce potentiel commercial, tout en veillant aux risques de sécurité et pour l’environnement. Dans les pays en développement, une préoccupation majeure de l’État peut être de vouloir absolument montrer que c’est la nation qui exploite ses propres ressources naturelles et en retire des avantages et que ce ne sont pas les entreprises étrangères avides de ressources naturelles qui exploitent la nation. Cette attitude peut refléter le ressenti du grand public, parfois influencé par un passé colonial. Les ressources naturelles peuvent être considérées comme un tremplin vers davantage de développement industriel. Les autorités publiques veulent donc maximiser l’implication locale dans leur extraction et leur transformation. Pour atteindre ces objectifs politiques, il est possible de mettre en place une supervision réglementaire, une politique industrielle et une fiscalité conçues pour faire bénéficier l’État d’une part raisonnable des avantages tirés de l’exploitation des ressources naturelles.

Toutefois, dans la pratique, les autorités considèrent que, pour atteindre ces objectifs politiques, mieux vaut une propriété publique25. Bien souvent, les États revendiquent la propriété des ressources naturelles enfouies, mais propriété publique signifie nationalisation de la production. La popularité de ce système de propriété publique s’est largement érodée au cours de ces cinquante dernières années, mais cette idée est loin d’avoir disparu, notamment dans le pétrole. Les compagnies pétrolières nationales (CPN) contrôlent 90 % des réserves mondiales de pétrole et s’arrogent plus de 70 % de la production. La propriété publique n’est pas exclusive aux ressources naturelles, mais elle y est beaucoup plus répandue que dans les autres industries.

Le niveau de propriété publique varie énormément d’un pays à un autre. Dans certains cas, l’État n’a aucune participation et les ressources naturelles sont totalement exploitées par des entreprises privées qui évoluent sous la supervision de l’État — cas fréquent parmi les pays de l’OCDE. À l’autre extrême, il existe un petit nombre de pays où l’exploitation de ressources naturelles est totalement nationalisée, en général aux mains d’une entreprise publique. Néanmoins, même dans ces pays, le secteur privé participe dans le cadre de contrats de service (voir plus loin). Dans la plupart des cas, les pays sont à mi-chemin, les entreprises publiques d’exploitation (EPE) partageant la propriété avec des investisseurs privés dans le cadre de permis accordés par les autorités.

Dans le domaine des ressources naturelles, les frontières entre participation publique commerciale, réglementation industrielle et fiscalité d’entreprises sont souvent floues, alors que ce sont autant de secteurs qui sont normalement bien distincts. Typiquement, la participation commerciale se caractérise par un investissement public en capital et par une prise de décision publique (avec des co-investisseurs) sur les dépenses. L’objectif étant naturellement de réaliser des bénéfices qui seront partagés en proportion du capital investi et mesurés par des normes de comptabilité commerciale.

Dans la pratique, la participation commerciale aux ressources naturelles revêt différentes formes, dont certaines ne reprennent pas toutes les caractéristiques mentionnées ci-dessus :

  • Avec une participation complète au capital, l’État/l’EPE investit en capital-risque exactement comme il/elle le ferait dans une entreprise privée et partage les bénéfices commerciaux proportionnellement à son investissement. Ce dernier peut prendre la forme d’une participation dans une coentreprise non constituée en société (voir plus haut) ou de détention d’actions d’une société classique. C’est souvent un intervenant privé (l’exploitant) qui s’occupe de l’exploitation. L’EPE dispose des mêmes droits de supervision qu’un participant privé non exploitant, même si elle ne peut pas les exercer dans la pratique.

  • Avec une participation passive (portage), tout ou partie des charges d’investissement incombant à l’État ou à l’EPE est supporté par le participant privé (ou les participants privés) qui se fera ensuite rembourser (en général avec des intérêts) sur sa part des recettes tirées de la production. En l’absence de production, il n’y aura pas de remboursement des frais engagés; cette solution est donc semblable à un prêt sans recours. Il existe de nombreuses variantes à cette approche.

  • Avec une participation gratuite, l’État/l’EPE prend une participation financière sans compensation pour l’investisseur privé. L’État/l’EPE peut ensuite contribuer aux coûts à plus ou moins brève échéance.

  • Avec le partage de production, l’État/l’EPE ne prend aucune participation, mais a voix au chapitre pour les décisions commerciales et la gestion de l’activité. L’État/l’EPE touche une partie progressive des bénéfices indépendamment de son investissement.

Les effets économiques de la participation passive ou gratuite équivalent fiscalement à imposer les investisseurs privés.

  • La réglementation correspond au contrôle par l’administration d’une activité industrielle afin de répondre à des objectifs publics non commerciaux. Toutefois, dans la pratique, réglementer les ressources naturelles peut impliquer la participation du régulateur à la prise de décision (approbation de contrats, par exemple) et (voir plus haut) l’administration de certaines recettes payables par les EPE.

  • L’imposition des entreprises correspond à l’appropriation par l’État d’une partie des ventes/bénéfices calculés selon sa propre fiscalité, mais sans prise de participation au capital ou décision sur les dépenses. Dans la pratique, les règles fiscales afférentes aux ressources naturelles viennent parfois renforcer les obligations réglementaires, déterminer les prix auxquels les ressources naturelles devraient se vendre et permettre aux contrôleurs de contester les coûts pour des raisons commerciales.

Une participation au capital contribue souvent marginalement aux recettes publiques. Pourtant, elle a présenté des risques importants dans de nombreux pays :

  • érosion de la gouvernance lorsque les élites corrompues s’arrogent les EPE;

  • gabegie macroéconomique en confiant aux EPE des responsabilités quasi budgétaires mal définies;

  • problèmes de financement des investissements publics, ce qui entraîne des retards d’exploitation coûteux;

  • inefficacité commerciale;

  • conflits d’intérêts lorsqu’une EPE joue à la fois un rôle de réglementation fiscale et industrielle et un rôle commercial;

  • mise en péril des capacités institutionnelles des départements publics chargés de la supervision.

Certains pays ont toutefois réussi leur expérience de participation publique. Dans les pays en développement, ce système suscite encore une attirance politique et contient une forte charge émotionnelle. De nombreux pays ont pris des mesures pour contrer les risques mentionnés ci-dessus. D’une manière générale, à quelques exceptions près, la tendance est plutôt à des niveaux moindres de participation au capital, à une définition et une séparation plus claires des rôles et des responsabilités et à davantage de transparence.

Les recettes issues d’un système nationalisé, comme les dividendes des EPE, doivent être administrées. En la matière, les procédures et le partage des responsabilités, notamment la relation entre le ministère des Finances et le département fiscal de l’EPE, varient énormément d’un pays à un autre. Nationaliser les ressources naturelles présente donc des difficultés particulières en matière d’administration des recettes.

Aux différentes approches en matière de contrôle politique et de système de propriété correspondent différents cadres juridiques et contractuels de taxation. Ces principaux cadres sont :

  • les régimes de concession;

  • le partage de production;

  • les contrats de service.

En vertu d’un régime de concession26, l’administration cède aux entreprises la propriété des ressources naturelles qu’elles extraient; ces mêmes entreprises détiennent en outre les actifs et les installations créées pour leur extraction. Elles sont ensuite soumises à plusieurs impôts sur leurs opérations. L’État peut néanmoins prendre une participation au capital. Il s’agit du cadre juridique classique qui s’applique aux industries extractives.

Dans le cas du pétrole, les pays en développement ont considéré que ces régimes de concession étaient incompatibles avec la souveraineté nationale. Au cours de ces cinquante dernières années, elles ont en général opté pour le partage de la production. Aucun pays membre de l’OCDE n’utilise les APP. Cette solution reste très rare dans les mines27. Ainsi, les explications de ce manuel sur les APP ne s’appliquent qu’au pétrole.

(Pétrole) Le partage de production est souvent considéré comme une forme de participation publique même si l’État/l’EPE n’obtient pas de part du capital. (C’est toutefois couramment prévu séparément dans les APP.) Dans le cadre d’un APP, une ou plusieurs sociétés qui investissent prennent en charge tous les coûts liés à l’exploitation du pétrole. L’APP précise en général une portion maximum de la production annuelle qui revient à l’entreprise concernée pour recouvrer ses coûts. Le pétrole conservé pour le recouvrement des coûts s’appelle cost oil. Le reste du pétrole (profit oil) est partagé physiquement entre l’État/l’EPE et l’investisseur sur la base d’une formule fixée dans l’APP la part de l’État/l’EPE augmentant normalement progressivement (en fonction, par exemple, de la production cumulée ou du taux de rentabilité). La société doit également payer l’IS et des redevances28, parfois en nature. Le partage de la production peut être considéré comme une forme de participation publique, car, dans un APP, l’État/l’EPE conserve la propriété du pétrole à extraire et des actifs ou installations qui ont été créés. Les investisseurs privés ne sont pas propriétaires, mais simples sous-traitants qui travaillent pour l’État/l’EPE, supportent les coûts à sa place et sont autorisés par l’administration à conserver une partie du pétrole public pour recouvrer ces coûts et atteindre une certaine rentabilité sur leurs dépenses. L’État/l’EPE a un droit de contrôle et de supervision sur ses sous-traitants, au même titre qu’un investisseur majoritaire.

(Pétrole) Au fond, toutes les caractéristiques essentielles d’un APP peuvent être reproduites dans un régime de concession. Il est possible de concevoir la fiscalité de manière à obtenir des rentrées fiscales parfaitement équivalentes. Les impôts peuvent même être payables en nature, la législation fiscale autorisant souvent l’administration à avoir recours à cette solution (même si cela reste rare dans la pratique). Les APP, en général, fixent précisément les critères fiscaux et industriels, tout comme les critères de contrôle et de supervision. Néanmoins, ces mêmes droits de contrôle et de supervision peuvent être — et sont souvent — exercés par les organismes de réglementation publics dans les régimes de concession. L’État n’investissant pas, on peut considérer sa part de la production comme un impôt progressif sur les bénéfices plutôt que comme un bénéfice tiré de sa propriété. Son assiette (recettes brutes et coûts déductibles) est souvent semblable, voire la même, à celle de l’IS.

(Pétrole) Il existe toutefois des différences importantes dans la pratique entre le partage de la production et une imposition normale :

  • 1) L’administration par l’EPE (ou le ministère des Ressources Naturelles) : cela pose des difficultés d’organisation. L’administration des recettes échappe au contrôle du ministère des Finances. Lorsque le département des impôts administre l’IS, il y a un chevauchement important des fonctions29.

  • 2) Le paiement en nature : dans un APP, la part de la production revenant à l’État (et parfois les redevances et l’IS) est payable en nature. (les APP contiennent souvent une disposition permettant d’exiger des paiements en trésorerie, mais les EPE y ont rarement recours.) Les recettes en nature représentent souvent la majeure partie des recettes pétrolières de l’administration. La perception et l’utilisation des recettes en nature posent des problèmes particuliers et requièrent des compétences et des procédures spécifiques.

  • 3) La combinaison de différents rôles : administration fiscale, réglementation industrielle et approche commerciale. Plusieurs difficultés en découlent : risque de conflit d’intérêts entre les rôles fiscaux et commerciaux et problèmes de capacité parce que les compétences nécessaires pour taxer une entreprise ne sont pas les mêmes que pour la réglementer et la gérer.

(Pétrole) Le partage de la production présente donc des difficultés majeures pour l’administration. Il convient toutefois de ne pas sous-estimer son attrait pour les pays en développement.

Dans le cadre d’un régime de contrat de service, l’État verse une prime à l’EPE chargée d’effectuer certaines opérations clairement définies. Les contrats de service sont utilisés dans peu de pays, en général lorsque la production de ressources naturelles est largement nationalisée. En théorie et d’un point de vue juridique, ils se distinguent d’un investissement commun dans le cadre d’un partage de la production ou d’un régime de concession30. Cette prime est soumise à l’IS. En théorie, son imposition devrait être simple. Pourtant, lorsque l’État transfère le risque d’investissement à la compagnie et calcule la prime de service en fonction de la production de ressources naturelles ou des bénéfices, la différence réelle par rapport aux autres régimes est faible, et les difficultés d’administration seront semblables.

Mauvaise gouvernance

La documentation montre clairement que l’abondance de ressources naturelles a tendance à exacerber les faiblesses de gouvernance, voire à saper celle-ci. Ce sujet a d’ailleurs déjà été largement évoqué31. De même qu’il existe un risque de voir la nation exploitée pour ses ressources naturelles par des entreprises étrangères, le risque existe de voir ses ressources naturelles exploitées par une élite politique qui se servirait de son emprise sur l’industrie pour promouvoir ses propres intérêts. Tous les domaines dans lesquels l’administration est impliquée — conception des politiques, octroi de permis, réglementation, participation commerciale, administration fiscale et, cela va de soi, gestion et dépense des recettes — présentent des risques de corruption majeurs. À vrai dire, l’administration fiscale est peut-être l’un des secteurs les moins gravement concernés. La mauvaise gouvernance et la corruption ne sont en rien exclusives à la filière des ressources naturelles, mais les risques liés à ces ressources sont particulièrement importants, et leur gouvernance présente des difficultés particulièrement aigùes. La mauvaise gouvernance est considérée comme la cause principale de la «malédiction des ressources» — soit les résultats économiques relativement mauvais de la plupart des pays qui abondent en ressources naturelles. La mauvaise gouvernance et l’absence de transparence sont également des freins à l’investissement pour les entreprises publiques responsables et bien gérées qui sont chargées d’exploiter ces ressources.

Lutter contre la corruption dans l’administration des recettes tirées des ressources naturelles requiert globalement les mêmes mesures que l’administration fiscale en général. Certes, des difficultés spécifiques peuvent apparaître, notamment une plus forte résistance à ces mesures à cause des intérêts partisans en jeu; une diffusion plus large des rôles en matière d’administration des recettes; une plus grande difficulté d’offrir des salaires concurrentiels à ceux offerts par le secteur privé (souvent plus élevés dans le secteur des ressources naturelles).

La comptabilité des recettes fiscales tirées des ressources naturelles devrait toujours être transparente, mais on constate souvent des difficultés et des risques spécifiques. Plusieurs caractéristiques mentionnées plus haut compliquent l’obtention de déclarations claires et précises (multiplicité des impôts, dispersion des responsabilités pour la perception entre différents organismes, existence de différentes procédures bancaires et de collecte; systèmes informatiques et comptables distincts; paiement des recettes en nature et accords régissant les ressources naturelles tenus secrets).

Plusieurs initiatives internationales visent à renforcer la transparence dans les pays riches en ressources naturelles. Le FMI a publié un Guide sur la transparence des recettes des ressources naturelles (version révisée en 2007)32, qui couvre en profondeur ce sujet, et pas seulement en matière d’administration des recettes. Notons également une autre initiative importante, l’ITIE, axée au départ sur la transparence des recettes des ressources naturelles, mais qui a été élargie pour aborder différentes questions tout au long de la chaîne de décision. De nombreux pays riches en ressources naturelles sont signataires de cette initiative. L’idée fondamentale est que les entreprises publiques qui exploitent ces ressources doivent publier ce qu’elles paient, et les États ce qu’ils perçoivent, afin de contrôler et de rapprocher ces montants pour une meilleure compréhension par le public, une plus grande transparence et un engagement plus fort de la société civile dans le suivi des recettes collectées, puis dépensées. Pour parvenir à une application de cette ITIE, les entreprises doivent accepter de lever le voile sur la confidentialité, faute de quoi la législation devra invalider les clauses de confidentialité des textes de lois et des accords en vigueur. Un groupe impliquant toutes les parties prenantes est chargé de définir le champ d’application du rapport que les pays doivent préparer sur la base de normes internationales, y compris sur les recettes des ressources naturelles, et l’administration devra les enregistrer et les comptabiliser séparément et mettre en place les procédures nécessaires de rapprochement et de déclaration.

Conséquences pour l’administration des recettes tirées des ressources naturelles

L’administration des recettes tirées des ressources naturelles présente toutes les difficultés classiques liées à la fiscalité des entreprises, mais y ajoute une large palette de spécificités. En outre, les risques encourus peuvent être d’une ampleur exceptionnelle. Comme nous l’avons évoqué précédemment, les spécificités de la filière des ressources naturelles nécessitent de nombreuses réponses fiscales particulières — alors que le concept de départ est simple — qui entraînent à leur tour des difficultés administratives.

Cette section est un résumé et une compilation des difficultés d’administration spécifiques d’ores et déjà identifiées.

Le cadre juridique et politique qui entoure la fiscalité des ressources naturelles peut poser des questions juridiques particulières :

  • Des taxes spéciales et des recettes non fiscales peuvent exister (redevances, impôts progressifs ou basés sur la rente, primes et taxe pour nuisance mineure). Certaines sont très différentes des impôts classiques sur les sociétés. Les obligations de service pour les populations locales sont courantes (formation et infrastructures).

  • Possibilité de régimes fiscaux négociés au cas par cas sur la base de contrats. Les conditions fiscales varieront alors d’un projet à un autre et/ou d’un type de ressource naturelle à un autre.

  • Une participation publique au capital est courante, mais elle varie dans sa nature et dans son ampleur. La frontière entre participation au capital et imposition est parfois ténue.

  • Il existe différents cadres juridiques (concession, partage de la production, contrats de service). Souvent, les pays utilisent différents cadres selon les projets.

  • Les risques liés aux prix de transfert sont importants, avec possibilité de contre-mesures particulières.

  • Il se peut que le régime fiscal des ressources naturelles soit stabilisé.

  • De nombreuses dispositions fiscales peuvent s’appliquer, dont :

    • la fixation des prix à partir d’indices;

    • le cantonnement;

    • les règles particulières de catégorisation des coûts et d’amortissement;

    • les limites de recouvrement des coûts;

    • la déduction des réserves en cas d’abandon;

    • la compensation des pertes;

    • les règles sur la sous-capitalisation;

    • les règles de couverture;

    • les règles sur la taxation des gains sur les transferts de licence d’extraction de ressources naturelles;

    • les règles de retenues d’impôt;

    • les exemptions douanières et de TVA sur les importations et les exportations;

    • les incitations à la transformation et à la consommation nationales;

    • les exonérations temporaires (trêves), les reports et autres incitations particulières.

Des problèmes d’organisation peuvent se poser :

  • La fragmentation de l’administration des impôts issus des ressources naturelles est courante.

  • La répartition des rôles en matière de taxation, de réglementation industrielle et de commerce est souvent confuse.

  • L’implication des entreprises publiques d’exploitation des ressources naturelles risque de compliquer l’administration des impôts et de créer des conflits d’intérêts.

  • La décentralisation fiscale.

  • Les considérations d’économie politique peuvent fortement influencer l’organisation.

Des problèmes de procédure peuvent se présenter :

  • Certains impôts sur les ressources naturelles, comme les redevances ou le partage de la production, nécessitent un cadre administratif très différent de celui des autres impôts (absence, par exemple, de cadre déclaratif).

  • La multiplicité des impôts et la fragmentation de l’administration peuvent aggraver les incohérences de procédure.

  • L’octroi de contrats de licence ou de permis et l’organisation d’appels d’offres et d’enchères peuvent nécessiter des procédures particulières.

  • Il est fréquent qu’un tout petit nombre de contribuables opèrent dans cette filière, ce qui devrait simplifier les procédures d’administration fiscale de routine.

  • L’administration des recettes des ressources naturelles peut impliquer des procédures particulières, dont :

    • audits physiques et publication de prix de référence fixés à partir d’indices (y compris les procédures d’appel);

    • paiement en nature (dans le cas du pétrole);

    • procédures particulières pour les déclarations et les audits des coentreprises;

    • arbitrage international (lorsque le droit contractuel l’impose);

    • règles de confidentialité et procédures comptables spécifiques (dans le cadre de l’ITIE);

    • paiements et comptabilité en dollars américains.

Des difficultés particulières de transparence et de gouvernance sont possibles. L’administration des recettes souffre de faiblesse de transparence. Il est important d’y remédier pour renforcer la gouvernance.

  • La complexité de la législation, les négociations individuelles d’accords et l’absence de communication sont autant de facteurs qui peuvent conduire à un droit non transparent. Des mesures visant à renforcer la transparence s’imposent, telles le renforcement de la législation ou la publication de conseils.

  • La multiplicité des types de recettes tirées des ressources naturelles, la fragmentation de l’administration, la complexité et l’incohérence des règles de paiement et de comptabilité, la participation publique au capital et (le cas échéant) les paiements en nature sont autant de facteurs qui contribuent à la non-transparence des recettes, ce qui appelle des mesures permettant de renforcer la transparence de ces recettes (citons notamment l’ITIE, la comptabilité et la déclaration particulières des ressources naturelles et les dérogations de confidentialité).

  • La fragmentation de l’administration et la confusion des rôles (politiques et administratifs; fiscaux, réglementaires et commerciaux) peuvent entraîner des conflits d’intérêts et compliquer l’élaboration de normes communes d’intégrité.

Des problèmes de capacité sont également possibles. Au-delà des compétences nécessaires à l’administration fiscale des grandes entreprises, les agents chargés d’administrer l’impôt sur les ressources naturelles doivent :

  • bien connaître les questions juridiques et les risques liés aux ressources naturelles;

  • comprendre les processus propres à la filière des ressources naturelles, sa comptabilité et son jargon;

  • parler les langues étrangères utilisées par les multinationales, pour avoir accès, par exemple, aux informations disponibles sur les sites Internet des entreprises concernées, comme leurs comptes, et aux normes comptables internationales (dans cette filière, l’anglais domine, mais les informations sont parfois publiées dans d’autres langues couramment utilisées dans le monde);

  • comprendre la fixation des prix de référence à partir d’indices;

  • développer une expertise technologique dans le domaine des ressources naturelles, compétence nécessaire aux audits physiques, voire aux audits classiques si le droit fiscal le requiert (pour quantifier, par exemple, l’épuisement des ressources naturelles).

Cadre logique pour évaluer et renforcer l’administration des recettes tirées des ressources naturelles

Ce chapitre d’introduction présente l’étendue des solutions de politique fiscale pour les pays disposant de ressources naturelles abondantes, ainsi que les difficultés administratives que cette situation présente, sans toutefois proposer une évaluation. Ce chapitre plante le décor, explique ce qu’il peut se passer dans la pratique et en donne les raisons. Toutes les politiques fiscales particulières s’appliquant aux ressources naturelles ne sont pas judicieuses, et certaines réponses administratives sont loin d’être idéales. En effet, parmi les caractéristiques qui distinguent l’administration des recettes tirées des ressources naturelles (fragmentation de l’organisation, confusion des rôles, paiement en nature des impôts), beaucoup seraient rapidement considérées comme de mauvaises pratiques dans un autre contexte. Les pays doivent évaluer leur niveau de performance actuel en matière d’administration de ces recettes et l’améliorer en identifiant et en appliquant les meilleures pratiques.

Le présent manuel propose une approche structurée permettant d’évaluer et de renforcer l’administration fiscale des ressources naturelles, organisée en cinq points, abordés en détail dans les chapitres suivants.

  • Cadre politique et juridique : le but n’est ni d’évaluer, ni de formuler des recommandations sur les objectifs économiques de la fiscalité des ressources naturelles, mais plutôt d’évaluer les difficultés administratives que présentent en général les régimes fiscaux couvrant les ressources naturelles et de recommander des approches pour la conception de ces régimes permettant une gestion plus efficace sans nuire aux objectifs économiques sous-jacents.

  • Organisation : il s’agit d’évaluer et de formuler des recommandations sur l’organisation de l’administration des recettes tirées des ressources naturelles entre différents organismes; l’organisation au sein de ces organismes, notamment le département fiscal; les accords en matière de coopération et d’échange d’informations.

  • Procédures : il s’agit d’évaluer et de formuler des recommandations sur le cadre juridique de l’administration des recettes tirées des ressources naturelles et l’exécution des procédures et des fonctions (services de traitement de base, d’observation et aux contribuables).

  • Gouvernance et transparence : il s’agit d’évaluer et de formuler des recommandations sur la gouvernance et la transparence dans le contexte de la publication du FMI, Guide sur la transparence des recettes des ressources naturelles. Ce chapitre porte plus particulièrement sur la transparence de la comptabilité et des déclarations de recettes des ressources naturelles, sans oublier la participation à l’ITIE.

  • Besoins de renforcement des capacités : il s’agit d’évaluer et de formuler des recommandations sur les besoins en matière d’administration des recettes des ressources naturelles (effectifs, salaires, recrutement, formation, informatique, financement) et de renforcement des capacités. L’option consistant à sous-traiter pour combler les lacunes de capacité est également abordée.

Pour chacun de ces sujets, l’accent est mis sur les questions d’administration fiscale des ressources naturelles.

Afin de renforcer l’administration fiscale des ressources naturelles, il convient également d’aborder des questions plus générales d’administration qui ne sont pas traitées dans ce manuel. Les critères généraux nécessaires à une bonne administration des recettes des ressources naturelles sont largement les mêmes que pour l’administration d’autres recettes. Ces critères sont d’ailleurs souvent plus importants que ceux expliqués dans ce manuel. Par exemple, renforcer les compétences spécialisées pour vérifier les recettes tirées des ressources naturelles ne sera pas particulièrement utile si l’on ne dispose pas de bases solides en contrôle fiscal. Tout projet visant à réformer l’administration des recettes des ressources naturelles aura un impact limité, à moins qu’il ne s’inscrive dans un programme plus large de réforme de l’administration fiscale. À plusieurs reprises, le manuel fournit des références de lectures recommandées sur les questions générales d’administration.

En travaillant sur ces différents sujets, il ne faut pas oublier que ce qui est souhaitable en théorie n’est pas forcément possible dans la pratique. Ce sont souvent des considérations purement politiques qui dictent la manière dont les choses sont faites, ainsi que des contraintes juridiques et des traditions profondément ancrées. Il est possible que les autorités publiques ne partagent pas les pratiques présentées dans les chapitres qui suivent, ou qu’elles les tiennent pour irréalisables. Les autorités fiscales peuvent accepter d’améliorer (renforcement des capacités de contrôle, par exemple) leur cadre administratif actuel, sans pour autant être en mesure ou vouloir se lancer dans une réforme profonde de la législation, de l’organisation ou de la procédure. Un programme de réformes doit être guidé par une vision des meilleures pratiques, tout en devant tenir compte des réalités pratiques et politiques.

Les efforts visant à renforcer l’administration des recettes portent souvent sur les besoins des départements des impôts et des douanes qui rendent compte au ministre des Finances. Certaines des questions administratives présentées dans cette introduction ne relèvent toutefois pas de ces départements parce qu’elles correspondent à des recettes non fiscales dont d’autres organismes sont responsables. Dans certains pays, le département des impôts ne gère que les impôts traditionnels sur les entreprises; d’autres organismes sont chargés de la gestion des redevances, des primes, des dividendes publics, du partage de la production, des obligations de dépenses sociales et d’autres charges spécifiques s’appliquant à la filière des ressources naturelles. Il s’agit néanmoins de recettes publiques qui devraient être couvertes par des programmes de renforcement de l’administration des recettes. Ces recettes devraient peut-être relever des organismes traditionnels de perception de l’impôt, ce qui nécessiterait toutefois une exécution par des institutions autres que le ministère des Finances, comme le ministère des Ressources Naturelles, les EPE ou les autorités provinciales, à condition qu’ils y souscrivent.

Si les organismes non fiscaux gardent la main en matière d’administration de ces recettes, il conviendra également de veiller à renforcer leur performance, ce qui risquera d’être difficile dans la pratique. Un programme de réformes simultanées impliquant plusieurs organisations gérées séparément sera probablement difficile à mettre en œuvre. Les prestataires d’assistance technique n’ont en effet pas de liens de travail suffisamment étroits avec les autres organismes (qui n’auront parfois même pas été impliqués dans la demande d’assistance technique au départ). En outre, ces organismes risquent de se sentir menacés par une réorganisation possible de leurs fonctions et rester méfiants vis-à-vis du programme de réforme, quel qu’il soit. Dans l’idéal, une réforme de l’administration des recettes des ressources naturelles devrait inclure tous les organismes concernés. Si tel ne peut pas être le cas, il faudra se contenter d’un programme de réformes confiné à un département en particulier. Si limité soit-il, il permettra des améliorations notables.

Y compris les minerais et les hydrocarbures (pétrole, gaz et charbon).

Pour des raisons de simplicité, ce guide utilise amont et aval pour distinguer ces différentes activités, même si ces termes ne s’appliquent normalement qu’au pétrole.

Dans certains pays développés, les droits miniers appartiennent aux propriétaires fonciers privés. Aux États-Unis, les droits miniers peuvent être vendus séparément du terrain sous lequel ils se situent.

Pour approfondir la question des royalties, voir Otto et al. (2006).

Voir, par exemple, Collier dans Daniel, Keen et McPherson (2010). L’argument est que, si les recettes tirées des ressources naturelles sont affectées au financement et au développement d’infrastructures, alors les «infrastructures réalisées en contrepartie de droit d’extraction» réduisent le risque de gabegie politique ou de détournement des fonds versés au budget central.

Les impôts normaux sur les bénéfices, comme l’IS, se distinguent de la IRR, car ils s’appliquent à l’intégralité des bénéfices de l’investisseur alors que les impôts sur la rente tirée des ressources naturelles sont conçus de manière à ne s’appliquer que sur les bénéfices qui dépassent le rendement minimum attendu par les investisseurs.

La double imposition n’est pas souhaitable, car elle augmente le coût de l’investissement et nuit aux flux d’investissements directs étrangers (sans oublier qu’elle peut être un vrai dilemme pour qui veut investir dans les ressources naturelles). En revanche, certaines sociétés, en ayant recours aux prix de transfert, en faussent les règles et parviennent à créer des situations de double non-imposition. Même si certaines entreprises utilisent des prix de pleine concurrence, les prix de transfert constituent un risque que les administrations fiscales doivent gérer au mieux. L’objectif du présent manuel est d’identifier les règles permettant aux responsables des pays en développement de contrôler plus facilement les prix de transfert.

Plusieurs méthodes existent pour mesurer les volumes de production, notamment pour les minerais. Ces volumes peuvent être mesurés à différents points (au carreau ou à l’entrée de la mine, ou bien au point de vente, par exemple). Ces mesures doivent normalement comprendre, au-delà des volumes bruts, la teneur en minéraux déterminée par des techniques d’échantillonnage et des tests.

Toutefois, pour favoriser la recherche, les pays n’appliquent pas de cantonnement rigoureux aux coûts de recherche.

La Norvège est l’une de ces très rares exceptions.

Presque tous les pays riches en ressources naturelles ont considérablement modifié leur régime fiscal sur ces ressources suite à l’envolée des prix des matières premières de la première décennie 2000, à l’exception notable de la Norvège et de l’Angola.

Un investisseur rationnel cherchera à se couvrir s’il opère dans un régime fiscal qui impose la rente qu’il tire de l’exploitation des ressources naturelles. Lorsque le potentiel de hausse est limité, l’investisseur essaie de ne pas s’exposer totalement aux risques de volatilité de son projet. Ainsi, si une entreprise est vulnérable aux pertes subies suite à une baisse des prix, mais qu’à cause des taux élevés d’imposition elle bénéficie peu d’un rebond, elle sera davantage disposée à accepter les coûts de couverture contre un mouvement à la baisse.

Dans ce manuel, les APP font référence à des accords dont le champ d’application dépasse celui des impôts et qui fixent un régime d’investissement sur mesure couvrant tous les domaines d’exploitation et qui facilitent les investissements dans des pays qui ne disposent par ailleurs pas des règles nécessaires sur ces investissements.

Ce manuel n’aborde pas la question des ventes aux enchères de permis. Voir Crampton dans Daniel, Keen et McPherson (2010) pour plus de détails.

La Charte sur les ressources naturelles est une série de principes économiques pour les États et les sociétés sur la meilleure manière de gérer l’opportunité fournie par les ressources naturelles en matière de développement. Les préceptes de cette charte ont été formulés par un groupe d’économistes de l’université d’Oxford.

Voir l’annexe 10 de FMI (2011) pour un résumé des inconvénients des exonérations fiscales temporaires.

La notion de chalandage fiscal fait référence aux entreprises qui s’arrangent pour tirer parti des conventions fiscales qui leur sont le plus favorables. Exemple : les dividendes à verser à la société mère d’une entreprise d’exploitation de ressources naturelles sont soumis à la retenue d’impôt (RI). Cette retenue pourra être évitée en créant une holding intermédiaire dans un pays signataire d’une convention de double imposition en vertu de laquelle les dividendes ne sont pas soumis à l’impôt.

Dans certains pays, les impôts sur les ressources naturelles proviennent non seulement des autorités centrales et provinciales, mais aussi des régions à l’intérieur des provinces.

Pendant de nombreuses années, le raffinage du pétrole a été beaucoup moins rentable que la production en amont.

Le fait qu’une coentreprise ne vende pas en commun la distingue juridiquement d’une société classique.

En matière de classification des coûts, les intérêts des entreprises peuvent diverger, par exemple. Les autorités ont également des préoccupations non commerciales, comme la protection de l’environnement.

Au Royaume-Uni, la petroleum revenue tax limite dans la pratique l’imputation au groupe de coûts par les associés aux seuls coûts d’origine.

Approche plus courante dans le cas du cantonnement par permis ou par zone, mais également avantageuse dans d’autres cas.

Voir le chapitre 9 de Daniel, Keen et McPherson (2010) pour plus de précisions.

Parfois appelé régime d’impôts et de redevances, même si cette appellation est déroutante, car les impôts et les redevances peuvent aussi être dus dans le cadre d’un partage de la production.

La Mongolie réfléchit toutefois à combiner APP et contrat de service pour un gros projet d’extraction de charbon.

Limiter les coûts à un pourcentage maximum de la production brute équivaut fiscalement à une redevance. Il arrive que ces limites de recouvrement des coûts remplacent ou complètent les redevances.

L’IS est parfois payable sur la part de la production revenant à l’État. Ce sont donc les seules règles de partage de la production qui déterminent l’obligation totale. L’IS devient alors un calcul théorique et il n’y a plus de chevauchement des fonctions : c’est l’EPE/le ministère du Pétrole qui détermine l’obligation totale.

Le traitement comptable des réserves pétrolières reflète la distinction entre les différents types de régimes. Dans un régime de concession, les sociétés comptabilisent l’intégralité des réserves; dans un APP, seulement une partie; dans un contrat de service, aucune. Cela explique pourquoi les compagnies pétrolières n’apprécient guère ces contrats de service.

Voir, par exemple, Humphreys et al. (2007) et Ross (2013).

Ce point est approfondi au chapitre 5.

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