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Annexe 1. Dispositions fiscales spécifiques aux ressources naturelles

Author(s):
Jack Calder
Published Date:
December 2015
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Évaluation des ressources naturelles et fixation de prix de transfert

Évaluer les ventes de ressources naturelles et les revenus bruts pour le calcul du partage de la production, des redevances ad valorem et des impôts assis sur les bénéfices tels que l’impôt sur les sociétés (IS) et l’impôt sur la rente tirée des ressources naturelles (IRR) soulève les questions suivantes :

  • À quel moment les ventes de ressources naturelles doivent-elles être évaluées pour le calcul de ces impôts?

  • Quelle base de fixation du prix et de valorisation utiliser?

  • Quelles sont les règles pour la fixation du prix de transfert des ventes entre entités liées?

La loi doit également préciser comment les revenus indirects des ventes de ressources naturelles doivent être traités dans le cadre de ces impôts spécifiques aux ressources naturelles. Cela peut inclure, par exemple, les bénéfices et pertes de change sur les produits de la vente de ressources naturelles ou les bénéfices et pertes dus aux opérations de couverture de ces mêmes transactions (qui seront abordées en détail plus loin).

Moment de la valorisation

En général, les impôts sur les ressources naturelles ne s’appliquent qu’aux opérations en amont, et non aux activités en aval, comme la transformation et la distribution. Cela est peut-être dû au fait que les activités en aval ont un potentiel de rente moins élevé (bénéfices), ce qui est précisément visé par la fiscalité des ressources naturelles, ou parce que, à la différence des activités amont, la transformation a souvent lieu à l’extérieur du pays (ce qui est encouragé par certains impôts qui, de ce fait, réduisent les recettes fiscales plus qu’ils ne les augmentent). Si cette fiscalité spécifique ne visait que les transformations effectuées par les entreprises en amont, celles-ci pourraient être tentées de se réorganiser afin d’éviter ces impôts, perçus comme étant injustes (en créant des filiales nationales séparées pour la transformation et/ou en délocalisant la transformation vers un autre pays). Les autorités des économies en développement souhaitent souvent que les ressources naturelles extraites de leur sol soient transformées à l’intérieur des frontières du pays, car elles sont convaincues (parfois sans véritable justification) que la transformation est une activité à plus forte valeur ajoutée que l’extraction et/ou que cela peut stimuler l’activité industrielle du pays. Au lieu d’imposer une fiscalité spécifique, les autorités ont tendance à offrir des incitations fiscales lorsque la transformation est effectuée sur place.

En fiscalité des ressources naturelles, la valeur de la production doit être calculée au moment de la transition entre l’amont et l’aval. Si une entreprise a des activités en amont et en aval, il n’y aura pas de vente à proprement parler lors de cette transition. Dans ce cas, il faudra calculer un prix de transfert interne. (De la même façon, dans le cas d’impôts sur les bénéfices, seuls les coûts liés à l’extraction doivent être pris en compte, à l’exclusion des coûts liés aux opérations en aval. Si la valeur des ventes ou le revenu brut assujetti aux impôts spécifiques ne comprennent pas la valeur ajoutée des opérations en aval, le coût des opérations en aval ne devrait pas couvrir le revenu brut. L’exclusion des coûts liés à l’aval se fait par des mesures de cantonnement des comptabilités, voir plus loin.)

Cependant, les approches des autorités quant au moment de la valorisation sont très diverses. Différents facteurs y contribuent, notamment la nature de l’industrie extractive concernée. Les principes généraux sont communs à toutes les ressources naturelles, mais la mise en œuvre diffère selon qu’il s’agit de pétrole, de gaz ou de ressources minérales. Nous reviendrons plus tard sur la valorisation de chacune de ces ressources naturelles.

Base de fixation du prix

Différentes bases de fixation des prix peuvent être utilisées lors des ventes de ressources naturelles. Voici les principales :

  • Franco à bord (FAB) : la propriété et le risque sont transférés à l’acheteur au point de chargement et les coûts de transport et d’assurance sont à la charge de l’acheteur;

  • Coûts, assurance et fret (CAF) : même si la propriété est transférée à l’acheteur, les coûts et les risques restent à la charge du vendeur jusqu’au déchargement de la marchandise;

  • Coût et fret (CF) : comme CAF, mais le vendeur n’est pas responsable de l’assurance du chargement;

  • Livraison : la propriété et le risque sont transférés à l’acheteur au point de destination, et tous les coûts restent à la charge du vendeur jusqu’à la destination.

La loi doit préciser quelle base sera utilisée pour la fiscalité. En règle générale, les ventes de ressources naturelles sont imposées sur la base du prix FAB. Les prix CAF ou CF sont plus élevés que les prix FAB et nécessitent un ajustement avant imposition afin de retrouver le prix FAB, mais les coûts pesant sur le vendeur au-delà du point de livraison ne doivent plus être déductibles, faute de quoi il y aurait une double déduction (le prix FAB ne prend pas en compte la valeur ajoutée de ces coûts). Le cas échéant, le prix FAB pourra être établi en retranchant du prix CAF ou CF les coûts à la charge du vendeur après le point de chargement; si ces coûts ont été réglés à un associé, ils doivent correspondre au prix de pleine concurrence. Lorsque le transport est pris en charge par des entreprises associées, les tarifs internationaux de transport de fret seront appliqués, comme ceux du London Tanker Brokers Panel, très largement utilisés dans les industries extractives pour fixer les prix d’expédition. Si la valeur est fixée sur la base d’un prix FAB de référence, il sera peut-être nécessaire de l’ajuster pour tenir compte des différentiels de prix de transport; l’utilisation des tarifs internationaux de transport de fret doit être préconisée chaque fois que possible.

Prix de transfert

L’utilisation des prix de transfert1 pour transférer des bénéfices est un risque important en fiscalité des ressources naturelles. Ce risque existe également en fiscalité générale des entreprises, mais les taux d’imposition élevés sur les ressources naturelles peuvent inciter les entreprises à utiliser les prix de transfert de manière abusive. Cependant, cela représente également une opportunité fantastique pour les pays. Dans les économies en développement, les opérations d’extraction à grande échelle sont bien souvent menées par des multinationales étrangères; la plus grande partie des ressources naturelles est exportée; les opérations sont financées par des capitaux étrangers; les biens et services à plus forte valeur ajoutée sont importés. Ces multinationales sont souvent intégrées verticalement : leurs activités vont de la recherche à la vente de produits finis, ce qui favorise la vente à des entreprises associées en aval. Même sans intégration verticale, les ventes passent fréquemment par des entreprises associées pour des raisons de marketing. La direction centrale et les services du groupe fournissent biens et services à des entreprises en amont basées localement. Les associés sont parfois enregistrés dans des paradis fiscaux, ce qui optimise encore les économies d’impôts potentielles liées aux ventes entre entités associées. L’utilisation abusive des prix de transfert peut affecter les redevances calculées sur la valeur des ventes ainsi que les impôts sur les bénéfices et la rente. Il est important de noter, cependant, que le secteur des ressources naturelles est composé de nombreuses entreprises qui ont des comportements de conformité divers et dont beaucoup sont renommées et effectuent des transactions contrôlées sans passer par les paradis fiscaux. Il est essentiel que les administrations fiscales intègrent dans leurs modèles de gestion des risques l’hypothèse selon laquelle le secteur des ressources naturelles comporte un risque d’abus de prix de transfert plus élevé que les secteurs économiques cantonnés au marché intérieur avec des taux d’imposition standard.

Lorsque, dans un pays, le taux d’imposition des bénéfices est plus élevé dans le secteur des ressources naturelles que dans les autres secteurs, les abus de prix de transfert ne se limiteront plus aux transactions transfrontières, mais pourront être étendus aux transactions intérieures avec des associés moins imposés. Ce risque sera encore plus important si certaines opérations bénéficient d’incitations fiscales comme les régimes de faveur visant à encourager le développement d’infrastructures locales pour les activités de l’aval. Une planification fiscale internationale peut permettre de tirer le meilleur parti de ce genre d’opportunités, par exemple en faisant transiter les biens et services par des entreprises nationales associées bénéficiant d’un taux d’imposition moins élevé avant de les transférer vers les activités en amont. De tels abus peuvent même être observés au sein d’une même entreprise qui devra, comme nous l’avons expliqué plus haut, utiliser un prix de transfert entre ses activités de l’amont et de l’aval, lorsque ces activités sont imposées différemment.

Cependant, certaines caractéristiques de l’industrie des ressources naturelles diminuent son exposition à ce risque, par rapport à d’autres secteurs. Les industries extractives sont des activités physiques. La production est une matière première, et non un article de marque, et elle peut être pesée et mesurée. On peut également définir physiquement les variations en qualité et en nature. Les mesures commerciales types sont utilisées. Les prix des produits les plus courants sont cotés sur les bourses internationales. Tout cela augmente la visibilité du prix. Même si le prix du baril de pétrole est sujet à discussion, la fourchette est réduite. Les coûts facturés entre entreprises associées sont peut-être plus difficiles à évaluer, mais ils sont généralement en rapport avec les biens physiques et les opérations qui impliquent un savoir-faire technique, et ne sont pas définis par une question de propriété intellectuelle un peu floue, comme les valeurs d’une marque. Enfin, au moins pour le secteur pétrolier, les structures commerciales peuvent limiter le risque de prix de transfert, comme nous l’expliquerons plus tard. Certaines multinationales demandent à leurs filiales d’appliquer le prix du marché à toutes leurs transactions, alors que d’autres ne le font pas.

Il existe souvent, dans les différents pays, des règles spécifiques régissant les prix de transfert pour l’industrie des ressources naturelles, et les écarts d’un pays à l’autre sont importants. Dans certains pays, ces règles permettent une plus grande transparence et une plus grande efficacité de l’administration que dans d’autres.

On distingue trois types de règles régissant les prix de transfert :

  • Règles générales de fixation des prix de transfert;

  • Règles spécifiques de fixation des prix de transfert;

  • Règles générales de valorisation.

Les règles générales de fixation des prix de transfert

Une règle générale de fixation des prix de transfert préconise une imposition des transactions entre entités liées sur la base des prix de pleine concurrence. Les transactions entre entités non liées sont imposées sur la base des prix réels, qui seront considérés comme étant des prix de pleine concurrence. En général, on retrouve ce type de règle dans la législation sur l’impôt sur le revenu. Elle est parfois absente de la législation sur les redevances, ce qui constitue une réelle faiblesse lorsque les redevances sont assises sur les prix de vente.

Dans certains pays, les règles générales de fixation des prix de transfert sont imparfaites.

  • La définition des transactions «de pleine concurrence» peut être trop limitative, le terme «association» étant parfois mal défini. Il peut arriver que la maison mère et la filiale tombent dans le champ de la définition, mais pas les sociétés sœurs sous contrôle partagé. Dans certains cas, la définition peut omettre de couvrir les transactions avec une entreprise non liée mais faisant partie d’un accord plus large impliquant une entreprise associée (par exemple : A vend des ressources naturelles pour un montant X à une entreprise non liée B, qui, dans le cadre d’un accord plus large, se charge de vendre les ressources naturelles au prix de X + y % à une raffinerie détenue par une entreprise associée à A. B ne perçoit aucun intérêt sur le montant X, mais est intéressée dans y, ce qui fait que X n’est pas un prix de pleine concurrence.) Des transactions de ce type peuvent être difficiles à identifier, mais, si elles permettent une économie d’impôts, alors il serait naïf d’ignorer leur existence.

  • Il arrive que les règles applicables n’obligent pas les contribuables à utiliser, pour le calcul de l’impôt, des prix de pleine concurrence pour les transactions conclues avec leurs associés. Dans les économies en développement du monde anglophone, il arrive encore que les règles régissant les prix de transfert soient fondées sur la réglementation d’avant 1998 qui tolérait que l’administration fiscale substitue au prix d’une transaction un prix de pleine concurrence lorsque le prix de cette transaction se traduisait par un impôt plus bas. Ces règles laissent aux contribuables toute latitude pour fixer les prix des transactions de façon erronée, et il reviendra à l’administration fiscale de détecter les abus et de définir les prix de pleine concurrence de substitution. Cela ne favorise pas une fixation appropriée des prix de transfert et est incompatible avec le principe déclaratif2.

  • Les règles générales de fixation des prix de transfert ne s’appliquent pas toujours aux transactions à l’intérieur d’un pays (ce qui sera problématique si le taux d’imposition des industries extractives diffère de celui des entreprises nationales).

Il sera essentiel de corriger les règles de fixation des prix de transfert si les autorités souhaitent pouvoir les utiliser pour limiter les abus. Renforcer les capacités de l’administration ne saurait suffire. Les règles doivent être modifiées ou complétées par une législation afin de :

  • définir de façon exhaustive les transactions de pleine concurrence;

  • obliger les contribuables à

    • dévoiler les transactions importantes entre entités liées dans leurs déclarations;

    • utiliser des prix de pleine concurrence dans des transactions entre entités liées pour le calcul de l’impôt;

    • tenir un registre expliquant comment les prix des transactions entre entités liées ont été calculés.

La charge de la preuve doit clairement peser sur les contribuables, qui devront démontrer que les prix retenus correspondent à des prix de pleine concurrence. Des pénalités importantes devraient pouvoir être imposées en cas de manquement à ces obligations3.

Règles spécifiques de fixation des prix de transfert

Les règles générales de fixation des prix de transfert mentionnent le principe de «pleine concurrence», mais ne précisent pas comment il doit s’appliquer. Elles se contentent, par exemple, de préciser que les prix utilisés doivent être équivalents aux prix auxquels les transactions seraient conclues si les entreprises étaient indépendantes. La législation fiscale suit parfois les principes de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) applicables en matière de prix de transfert. Ces principes énoncent cinq méthodes : méthode du prix comparable sur le marché libre, méthode du prix de revente minoré, méthode du coût majoré, méthode de partage des bénéfices et méthode transactionnelle de la marge nette4 (pour les ressources naturelles, le terme netback ou valeur nette, est utilisé pour désigner la méthode du prix de revente minoré, même si, lorsque les coûts déduits incluent un certain profit, elle se rapproche plus de la méthode de partage des bénéfices). Ces méthodes peuvent aboutir à des résultats radicalement différents. La méthode du prix comparable sur le marché libre est la méthode idéale pour les ventes de ressources naturelles, la méthode du prix de revente minoré restant une solution alternative. Au vu des prix réels des ressources naturelles les plus présentes dans les échanges, il est clair que les autres méthodes ne peuvent donner de résultats réalistes, étant donné qu’il n’y a pas de rapport fixe entre les coûts et les prix des ressources naturelles. En revanche, en raison des écarts de qualité des ressources naturelles, il peut être très difficile d’identifier les transactions comparables afin d’appliquer la méthode du prix comparable sur le marché libre, de savoir comment les utiliser ou quels types et niveaux de coûts prendre en compte dans les calculs de la valeur nette. Il est difficile d’établir des prix comparables pour les coûts liés aux ressources naturelles. La législation ainsi que les principes de l’OCDE ne précisent pas forcément quelle méthode est la plus appropriée, alors que ce choix peut pourtant avoir des conséquences très étendues et imprévisibles sur les recettes fiscales.

En l’absence de règles spécifiques, les entreprises auront toute latitude pour manipuler les prix de transfert, et cela empêchera l’administration fiscale de prévenir l’évasion fiscale. La plupart des économies développées bataillent pour appliquer efficacement les règles générales de fixation des prix de transfert. Même lorsque les équipes sont constituées d’experts très qualifiés, les audits de prix de transfert nécessitent des enquêtes longues et complexes, dont les conclusions sont souvent contestées et l’issue incertaine. Les administrations fiscales des pays en développement n’ont parfois ni les ressources ni la capacité pour entreprendre de tels audits. Elles sont souvent amenées à pallier les incertitudes en négociant des règles spécifiques avec des contribuables individuels dans le cadre d’accords préalables sur les prix de transfert alors qu’elles n’ont ni les informations nécessaires, ni les compétences de négociation. En pratique, les accords préalables sur les prix de transfert sont plus fréquents dans les économies développées. Les économies en développement pourraient envisager d’élucider certaines questions de fixation des prix de transfert par le biais d’accords et de contrats avec les entreprises de ressources naturelles (comme la méthode de fixation des prix pour les redevances). Dans un souci de transparence et de simplicité, les économies en développement pourraient préférer, lorsque c’est possible, que les prix de transfert obéissent à des règles standardisées, publiées et objectives. Un code fiscal clair et prévisible, qui ne dépend pas du pouvoir discrétionnaire d’une administration ou d’une quelconque négociation, est un fondement important de la transparence. On peut se demander si les accords individuels négociés sur les prix de transfert sont compatibles avec la transparence.

Les règles générales de fixation des prix de transfert sont donc souvent complétées ou supplantées par des règles spécifiques, dans la législation ou par le biais d’engagements contractuels, qui précisent comment les prix de transfert doivent être calculés. Dans ce contexte, la valeur des transactions entre entités liées d’un type particulier est définie par une règle de prix de transfert spécifique alors que les transactions similaires de pleine concurrence sont imposées sur la base des prix réels. Cette situation est très répandue (pas seulement dans les économies en développement) pour les ventes de ressources naturelles. La valeur d’une vente de ressources naturelles entre entités liées sera définie, à des fins fiscales, par une règle spécifique en fonction du prix moyen de pleine concurrence observé pour cette même ressource sur la période (mois ou trimestre, par exemple) pendant laquelle la vente a eu lieu.

Les règles spécifiques préconisent largement l’utilisation de prix moyens ou moyens pondérés pour évaluer les ventes de ressources naturelles. Cela présente l’avantage d’élargir le nombre de ventes de pleine concurrence servant de base au calcul des prix de transfert et permet d’utiliser une version modifiée de la méthode du prix comparable sur le marché libre. L’utilisation des prix moyens facilite également l’administration fiscale; une fois le prix moyen calculé, il peut être publié et appliqué de façon homogène à toutes les transactions entre entités liées de la période. Cela n’est pas totalement cohérent avec le principe même de pleine concurrence. Les prix des ressources naturelles étant très volatils, le prix moyen pourra être sensiblement différent du prix du marché à la date de la transaction. En théorie, cela peut mener à une double imposition, ou une imposition nulle, car il est improbable que la valeur de l’achat de l’entreprise associée soit calculée sur la base du prix moyen dans son pays d’origine. Les entreprises pourraient tenter de trouver des ajustements dans le cadre de procédure d’accords mutuels dans des conventions fiscales, mais il existe peu de preuves de cette pratique. Les groupes pourraient rechercher ce genre d’accord, partant du principe que ce qui sera perdu d’un côté sera récupéré de l’autre.

Il existe un risque que les entreprises puissent tirer profit de l’utilisation des prix moyens. Elles pourraient, par exemple, en fin de période, décider de vendre à une entité associée ou à une entité indépendante selon que les prix du marché sont plus ou moins élevés que la moyenne probable. Ou encore, décider rétrospectivement quelles livraisons devront être traitées comme des ventes à des entités indépendantes. Plus la période de calcul est longue, plus les risques de manipulation sont élevés. Un examen détaillé des règles établira l’étendue potentielle de tels abus (qui sont souvent plus complexes que la description ci-dessus le suggère). Mais ce type de manipulation est souvent possible et, si c’est possible en théorie, cela arrivera dans la pratique. En 2006, le Royaume-Uni a révisé ses règles de valorisation du pétrole pour corriger les manques à percevoir importants qui résultaient de ce genre de manipulation.

Étant donné qu’il n’y a pas forcément suffisamment de ventes de pleine concurrence sur une période donnée pour obtenir des données fiables, les règles de fixation des prix de transfert préconisent souvent le recours à des indices internationaux de référence pour compléter ou remplacer les prix moyens. Nous aborderons la question des indices de référence en détail plus tard. Ces indices fournissent un prix de pleine concurrence réaliste uniquement si la ressource de référence est similaire et si les ajustements nécessaires ont pu être pratiqués pour tenir compte des variations pouvant se répercuter sur la valeur relative.

Les règles spécifiques de prix de transfert décrites ici peuvent permettre une plus grande simplicité, prévisibilité et transparence. Mais elles doivent être clairement définies, et les entreprises doivent disposer des informations nécessaires pour effectuer une déclaration. Ces règles spécifiques ne livrent pas toujours des prix de pleine concurrence totalement réalistes, mais restent acceptables si elles permettent une approximation raisonnable. Même si les principes généraux relatifs aux prix de transfert devraient être intégrés au droit primaire, il peut être judicieux d’inclure des règles spécifiques dans la réglementation secondaire afin de ménager un peu de souplesse, par exemple en cas d’apparition de nouvelles références plus fiables.

Graphique A1.1Exploitation des prix moyens

Source : recherches de l’auteur.

Règles générales de valorisation

Une autre possibilité consiste à appliquer une règle générale de valorisation pour toutes les transactions d’un même type, qu’elles impliquent ou non une entreprise associée. On peut, par exemple, décider, à des fins fiscales, de valoriser toutes les ventes de ressources naturelles d’une certaine période sur la base du prix de pleine concurrence calculé pour cette période (avec la possibilité d’utiliser également les indices de référence ou une combinaison de prix réels et d’indices). Les prix réels n’étant même pas utilisés pour les transactions de pleine concurrence, il n’est même pas nécessaire de prévoir de règles de fixation des prix de transfert (même si l’objectif premier de cette méthode est justement de prévenir les abus de prix de transfert). On parle alors de méthode du prix de référence ou normalisé, ou encore d’indice de référence (benchmark pricing) lorsque les indices internationaux de référence sont utilisés. (Il existe cependant un risque de confusion, car les prix de référence sont aussi utilisés généralement dans les règles spécifiques.) L’intention d’une règle générale de valorisation est de permettre de calculer un prix de pleine concurrence approximatif et convenable (si la règle prévoit l’utilisation des prix de référence, le prix ne sera convenable que si les ressources naturelles sont comparables et ajustées des différences pouvant se répercuter sur la valeur). C’est l’intention en général lorsqu’une telle règle est utilisée à des fins fiscales. Dans le cas contraire, elle peut engendrer des difficultés au regard des conventions fiscales, mais ce n’est pas l’objectif lorsqu’elle est utilisée pour le calcul des redevances.

Valoriser toutes les ventes en utilisant la même règle peut présenter des avantages et des inconvénients, par rapport à une règle spécifique.

  • Elle simplifie l’administration si la valeur des ventes peut être évaluée en mesurant la production totale et en la multipliant par le prix stipulé. Comme dans le cas de règles spécifiques, on utilise souvent un prix moyen qui s’appliquera à l’ensemble de la production sur une période donnée.

  • Le problème d’équité mentionné plus haut est amplifié en présence d’une règle générale, car le prix moyen s’applique à toutes les ventes, et plus seulement aux ventes entre entités liées. Cela peut déplaire aux investisseurs. Un problème de double imposition pourrait apparaître si les acheteurs bénéficient de déductions fiscales sur la base des prix réels d’achat, et non des prix moyens (même s’il reste à prouver que les procédures d’accord mutuel sont utilisées dans la pratique). Afin d’atténuer ce problème, il est préférable de définir une période de base assez courte pour le calcul des prix moyens, d’un mois maximum. Cela empêche les entreprises de manipuler le système en choisissant de vendre à des entités liées ou indépendantes selon le prix, mais elles pourront toujours jouer sur le moment de la vente pour diminuer l’impôt dû une fois que le prix moyen pour la période commence à se préciser, surtout si la règle fiscale ne mentionne pas la date précise de la vente.

  • La règle générale de valorisation présente l’avantage non négligeable de ne pas obliger l’administration fiscale à identifier les transactions avec des entités liées, ce qui peut s’avérer difficile. L’administration est parfois en mesure d’identifier les transactions douteuses, mais ne peut pas forcément prouver qu’elles n’ont pas été conclues en situation de pleine concurrence au titre des règles de fixation des prix de transfert. (Cependant, lorsque la règle générale de valorisation préconise d’utiliser le prix moyen des ventes de pleine concurrence sur une période donnée, il faut quand même être en mesure d’exclure du calcul de la moyenne les transactions entre entités liées, faute de quoi elles risqueraient de faire baisser la moyenne.)

  • Les règles générales de valorisation qui utilisent les indices internationaux de référence (benchmark) présentent également des avantages en matière de transparence. Ces prix peuvent être publiés et vérifiés, et l’opinion publique fera davantage confiance aux autorités publiques pour assurer leur application que pour identifier les transactions entre entités liées et leur attribuer une valeur correcte.

  • En revanche, les règles générales de valorisation souffrent souvent d’une pénurie de données. Les indices internationaux de référence (liés, par exemple, aux indices de référence du brut) peuvent se transformer en prix entre entités liées à la faveur des variations du marché et des variations régionales. Il est par conséquent essentiel de maintenir tous les prix à jour afin d’éviter une double imposition ou une absence totale d’imposition.

Lorsqu’un pays a opté pour une règle générale de valorisation, les règles de fixation des prix de transfert (qu’elles soient générales ou spécifiques) ne sont pas indispensables, mais restent néanmoins très utiles, car une règle générale de valorisation risque de ne pas être adaptée à toutes les ventes de ressources naturelles et encore moins à la valorisation des coûts.

Les pays utilisent ces différents types de règles de manières variées. Certains appliquent la même règle à tous les impôts sur les ressources naturelles; d’autres utilisent différentes règles pour différents impôts sur les ressources naturelles (une règle générale de fixation des prix de transfert pour l’IS et une règle générale de valorisation pour les redevances). Une même règle peut s’appliquer à tous les types de ressources naturelles tout comme on peut avoir différentes règles pour différents types de ressources. Les règles spécifiques de fixation des prix de transfert permettent plus de simplicité, de clarté et de visibilité qu’une règle générale, mais, pour certaines ressources naturelles, il sera plus difficile de formuler la règle afin qu’elle permette de valoriser de façon réaliste les transactions entre entités liées. Il sera aussi plus difficile de valoriser correctement les coûts que les ventes. Une règle générale de valorisation aura d’autres avantages, mais les entreprises hésiteront à remplacer les prix réels payés par des entreprises indépendantes par les prix imposés par l’État, surtout si les seconds sont constamment plus élevés que les premiers. De plus, formuler une règle générale permettant d’évaluer les transactions de façon réaliste sera moins aisé pour certaines ressources naturelles et certaines transactions que pour d’autres. Fixer un prix de transfert pour différents types de ressources naturelles implique de définir une base commune assez large, alors qu’il existe des différences importantes entre le pétrole, le gaz et les ressources minérales, comme nous le verrons plus tard.

Certains pays associent différentes règles. Le Nigéria, par exemple, utilise les prix de référence, mais exige que la valorisation soit effectuée sur la base du prix le plus élevé entre le prix moyen de référence et le prix réel de vente. Les investisseurs peuvent cependant être en désaccord avec une telle politique. Dans certains pays, les conventions minières et pétrolières appliquent un prix de transfert aux ventes entre entités liées, mais comprennent également une règle générale exigeant que toutes les ventes soient effectuées aux prix internationaux ou interdisant les ventes à la décote, ce qui pourrait inciter l’administration fiscale à revaloriser une vente conclue à un prix en dessous du prix du marché, même si celle-ci a été négociée en situation de pleine concurrence.

Valorisation du pétrole5

Que ce soit pour les redevances ou pour les impôts sur les bénéfices, la valeur du brut est généralement fixée au lieu de vente ou de livraison, c’est-à-dire au moment de la vente où la propriété est transférée à l’acheteur et où la production est mesurée pour être vendue. Le moment de la valorisation a moins d’importance dans le cas du pétrole que dans le cas du gaz ou l’extraction de roches dures. Les opérations amont et aval sont bien distinctes. L’extraction et le raffinage sont en général pris en charge par des entreprises différentes. Les opérations entre le lieu d’extraction et le lieu de livraison se limitent généralement à un traitement initial (retrait de l’eau, du sel et autres impuretés), au transport, stockage et marketing. De ce fait, l’écart de valeur est en général assez faible entre ces deux points. Les coûts, frais d’entreposage et d’oléoduc, par exemple, sont limités et relativement faciles à mesurer. En pratique, ils sont souvent déductibles dans le calcul des impôts sur les ressources naturelles, sujets à des questions de prix de transfert lorsqu’ils sont versés à une entreprise associée. Ils ne sont pas toujours déductibles dans le calcul des redevances, mais ce n’est en général pas sujet à litige, du moment que les règles de base sont claires. Pour les économies en développement qui exportent la plus grande partie de leur production, le lieu de livraison est souvent le terminal où le pétrole est chargé sur un pétrolier. Dans le cas d’une production offshore, le terminal est souvent situé sur une plateforme offshore où le pétrole arrive à la surface, parfois en provenance de plusieurs puits sous-marins. Une partie de la production peut être envoyée vers une raffinerie locale, où se trouvera le lieu de livraison.

Dans certains cas exceptionnels, les coûts entre le lieu d’extraction (la tête de puits) et le lieu de livraison seront élevés. Dans ces cas-là, on pourra décider de fixer la valeur de la production plus près de la tête de puits.

  • Cela concernera, par exemple, la production extraite dans un pays sans accès à la mer et qui devra donc être transportée par oléoduc ou plus rarement par la route ou par chemin de fer vers un lieu de chargement situé dans un autre pays, pour être transférée sur un pétrolier. Ce lieu sera considéré comme le lieu de livraison, mais les coûts de transport pour l’atteindre seront très élevés. Si l’on considère que le lieu de livraison est le lieu de chargement du pétrole dans l’oléoduc, il faudra définir la valeur (ou prix de transfert interne) à ce moment-là. Il suffira pour ce faire de déduire les frais d’oléoduc du prix de vente au lieu de chargement sur le pétrolier. Ces coûts ne pourront donc plus être déduits dans le calcul de l’impôt sur les bénéfices (ce qui équivaudrait à une double déduction). Si le prix de la vente au lieu de chargement et les frais d’oléoduc sont des prix de pleine concurrence, cela constituera une bonne base de calcul du prix de transfert interne. Il pourrait également être utilisé pour le calcul des redevances, si l’objectif politique de l’État est d’asseoir les redevances sur le prix de pleine concurrence calculé au lieu de chargement. Si le lieu de chargement sur le pétrolier est choisi comme point de valorisation, les frais d’oléoduc et autres coûts de transport pourraient normalement être déductibles pour le calcul des impôts sur les bénéfices (avec fixation de prix de transfert si versés à une entreprise associée); décider de rendre ces coûts déductibles pour le calcul des redevances sera, là encore, un choix politique.

  • Le Nigéria présente un autre cas exceptionnel de coûts élevés entre la tête de puits et le lieu de livraison. Les coûts de transport par oléoduc y sont anormalement gonflés par les vols de pétrole (sur les oléoducs). Au Nigéria, la valeur du pétrole est calculée sur la base d’un prix de référence, que ce soit pour les impôts, les redevances ou les accords de partage de production, et une polémique a eu lieu pour savoir si la production devait être mesurée à la tête de puits (thèse défendue par les autorités) ou au lieu de livraison (où les volumes peuvent être beaucoup moins élevés).

La valeur du pétrole utilisée dans le calcul de l’impôt ou des redevances sera calculée soit sur la base des prix de vente, soit soumise à une règle spécifique de prix de transfert ou en fonction d’un prix normalisé ou d’un indice. Cette dernière méthode est moins fréquente, mais elle reste utilisée par certains gros producteurs comme l’Angola, le Nigéria ou la Norvège. Dans le cas du pétrole, le prix de vente sur le marché libre du pétrole d’un même gisement pourra être considéré comme un prix comparable non contrôlé pour évaluer les transactions entre entités liées, car la qualité de la production d’un même réservoir reste plus ou moins constante, au moins sur le court ou moyen terme. Les règles de valorisation du pétrole sont souvent fondées sur cette hypothèse6 et prévoient souvent d’utiliser des moyennes mensuelles ou trimestrielles afin d’augmenter la base de comparaison sur le marché libre.

S’il n’y a pas suffisamment de ventes de pleine concurrence sur une période donnée pour obtenir un ensemble de prix comparables sur le marché libre, il est possible d’utiliser les indices internationaux de référence, seuls ou en complément de prix réels de pleine concurrence du brut devant être évalué, ou encore d’associer plusieurs indices internationaux de référence. Il y a des écarts de qualité — le brut léger, ou WTI (West Texas Intermediate), contient plus de composants légers, comme l’essence, très en demande, et le brut non corrosif (peu sulfuré) peut être raffiné à moindre coût par rapport au brut sulfureux —, mais les pétroles bruts issus de gisements différents présenteront souvent des caractéristiques physiques comparables et s’échangeront à un prix similaire. Le prix au comptant des types de bruts les plus vendus7 est coté sur les bourses internationales et dans les publications et bases de données d’organisations telles que Platts, qui fournit les données nécessaires pour fixer un prix en fonction du prix de référence ou des indices internationaux de référence. En général, lorsqu’un brut de référence de qualité similaire a été identifié, les formules standard peuvent être appliquées pour ajuster le prix en fonction des différences qualitatives physiques mesurées. Comme nous l’avons déjà noté, il faudra également tenir compte du différentiel de coûts de transport. La fixation du prix en fonction des indices de référence est tout à fait cohérente avec les pratiques commerciales courantes, car les ventes sur le marché libre sont souvent tarifées en fonction de l’indice de référence d’un brut, auquel on applique une décote ou un bonus. Si les prix des ventes non contrôlées sont régulièrement fixés de cette façon, il doit être possible d’utiliser tout simplement le bonus ou la décote standard au lieu de calculer séparément le différentiel de coût en fonction de la qualité et du transport.

Il faut éviter les incohérences entre les règles de fixation des prix de transfert des accords de partage de production (APP) et la législation fiscale. Habituellement, un paragraphe de l’APP fixe des règles de valorisation du pétrole en vue du partage de la production et du calcul des redevances. Il comprend généralement une règle spécifique de fixation des prix de transfert (ou bien, dans certains cas, des règles de prix normalisé) qui n’est pas toujours reprise dans l’impôt général sur le revenu, qui ne fixe qu’une règle générale de fixation des prix de transfert. Les règles de valorisation des APP sont diverses et variées, mais prévoient souvent d’évaluer les transactions de pleine concurrence sur la base des prix réels de vente et les transactions contrôlées à l’aide d’une moyenne pondérée des prix des ventes libres du mois ou du trimestre. Si moins de la moitié de la production de pétrole du mois a été vendue sur le marché libre, on utilisera le prix moyen d’un ou de plusieurs indices de référence retenus, ajusté en fonction des différentiels de qualité et coûts de transports. Ce genre de règle spécifique ne pourra pas découler d’une règle générale de fixation des prix de transfert et risquerait même de se trouver en contradiction avec celle-ci, car les prix moyens peuvent différer des prix du marché libre à la date de la vente. Il n’y a en général pas de raison politique claire justifiant que les règles de valorisation du pétrole soient différentes pour le calcul de l’impôt sur le revenu, des redevances et du partage de production. De plus, utiliser la même base présente de vrais avantages sur le plan administratif. Les désaccords sur la valorisation du pétrole pour les différents impôts ne devraient pas être régis par des règles différentes sans raison. Les règles applicables aux APP devraient pouvoir être appliquées à l’impôt sur le revenu dans la pratique, même si, théoriquement, les APP ne peuvent avoir la préséance sur la législation fiscale générale. Il faudrait donc que les règles régissant l’impôt sur le revenu soient alignées sur les dispositions des APP, sauf si, exceptionnellement, il existe une vraie raison politique de ne pas les aligner.

Valorisation du gaz8

Lorsque le gaz est vendu sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL), le moment de valorisation peut poser des difficultés. Comme le pétrole, le gaz est en général soumis à un régime d’imposition spécifique. C’est d’ailleurs bien souvent le même que le pétrole, qui est parfois modifié. Dans les pays en développement, si une partie du gaz est vendue sur le marché intérieur, la grande partie de la production est exportée sous forme de GNL. Cela signifie que, contrairement au pétrole, les coûts de traitement avant exportation seront très élevés, car les usines de liquéfaction sont extrêmement coûteuses à la construction et doivent être amorties9. On distingue deux méthodes d’imposition des exportations de GNL :

  • La méthode agrégée : La production en amont et les opérations en aval (et intermédiaires), traitement du GNL inclus, sont imposées comme un seul et même projet. Dans cette méthode, il n’y a qu’une valorisation pour tous les impôts visant la production gazière, fixée au point de vente en sortie d’usine de liquéfaction. La fixation des prix de transfert n’est pertinente que pour les transactions entre entités liées à ce point de vente. De façon générale, cette méthode n’est cependant pas recommandée, car, comme cela a été expliqué, l’objectif d’un régime fiscal applicable aux activités en amont est de mesurer et de capter la rente économique de la ressource non renouvelable. Or, une usine GNL, en tant qu’activité isolée, est une infrastructure à faible risque qui ne génère pas de rente économique et devrait donc être imposée comme toute autre activité industrielle.

  • La méthode segmentée (plus répandue et recommandée) : La production amont et la transformation du GNL sont soumises à des régimes différents. En règle générale, les usines de GNL sont soumises à la fiscalité générale des entreprises, même si elles bénéficient parfois d’un régime préférentiel. La valeur du gaz doit être fixée au moment où il entre dans l’usine de liquéfaction, en vue du calcul des impôts spécifiques. (Cette méthode peut inclure les gazoducs dans les activités de l’amont, ou les traiter séparément.) Si l’usine et le gisement de gaz qui l’approvisionne appartiennent au même groupe, il faudra fixer à ce moment-là un prix de transfert. Cependant, les États régulent souvent le prix du gaz vendu aux usines de liquéfaction, et ce pour différentes raisons : pour garantir à l’usine un rendement satisfaisant afin d’encourager les investissements, pour éviter que les usines ne tirent avantage de leur situation de monopsone (étant les seuls acheteurs), ou pour augmenter les bénéfices en amont, soumis à des taux d’imposition plus élevés. Le prix régulé est parfois calculé selon la méthode du coût majoré. Il peut s’agir d’un péage visant à garantir à l’usine le taux de rendement prévu après impôt. Toutes les ventes à l’usine doivent être évaluées sur cette base, qu’elles soient réalisées entre entités liées ou non. Dans ce cas, l’État devra définir avec les exploitants de l’usine quelles données doivent être conservées et être fournies à la demande de l’État, pour apporter la preuve que les transactions ont bien été tarifées en fonction de la base prévue. L’audit de ces dossiers peut nécessiter une certaine expertise technique, mais la base de fixation des prix de transfert ne devrait pas être source d’incertitudes ou de disputes10.

L’application des règles spécifiques de fixation des prix de transfert et des prix moyens est plus compliquée pour les ventes de gaz sur le marché intérieur et les exportations de GNL que pour le pétrole. La qualité du gaz peut varier selon la proportion de liquides et d’impuretés, mais, après traitement, la qualité est plutôt constante. Il n’existe pourtant pas de prix au comptant international qui pourrait servir de référence pour évaluer les ventes contrôlées sur le marché intérieur. Les prix au comptant sont cotés dans les pays qui disposent d’un réseau de distribution efficace et d’infrastructures étendues et très développées pour l’approvisionnement des ménages, comme les États-Unis et l’Europe, mais la situation change d’une région à l’autre, et ces prix au comptant ne veulent pas dire grand-chose pour les économies en développement, qui connaissent des situations tout à fait différentes. Les prix du gaz sur le marché intérieur sont souvent régulés par les États, ce qui signifie que les prix de transfert ne sont pas en cause : toutes les ventes sont évaluées sur la même base, qu’elles soient réalisées entre entités liées ou non. Les prix internationaux sont plus pertinents pour les exportations de GNL, mais, alors que la forte croissance des ventes de GNL à l’international laisse présager une standardisation des prix au comptant à l’avenir, les variations restent élevées d’une région à l’autre en raison des conditions locales de l’offre et de la demande. Les ventes de GNL sont souvent fixées dans des contrats à long terme, et non au comptant. Les prix fixés dans ces contrats sont souvent déterminés en fonction du prix à la date de la livraison d’un produit non gazeux comparable, comme les carburants alternatifs ou le pétrole, dans la région de l’acheteur. Les contrats contiennent parfois une obligation d’achat d’une certaine quantité de gaz (contrat d’enlèvement ferme — take or pay)11. Les coûts de transport peuvent être déduits. Si une usine de liquéfaction vend du gaz à une entreprise associée, par exemple à une société marketing, cela se fait souvent dans le cadre d’un contrat à long terme similaire. En général, il n’y a pas de vente de gaz du même gisement conclue au prix au comptant sur le marché libre dans le même mois ou trimestre qui puisse être utilisée pour fixer un prix de transfert; les prix au comptant cotés ailleurs ne seront pas forcément pertinents, et, d’une façon générale, les prix au comptant ne s’appliquent pas à la fixation du prix dans les transactions normales sur le marché libre. Bien que les prix fixés par le contrat aient pu être calculés sur la base des indices internationaux de référence, tous les aspects du contrat (comme le lieu où se trouve l’acheteur) doivent être pris en compte pour déterminer si ces prix correspondent aux prix sur le marché libre. L’administration fiscale devra décider si les produits de comparaison, la durée du contrat, les clauses de résiliation, les obligations d’enlèvement ferme, les ajustements pour coûts de transport et autres spécificités reflètent les conditions normales de transaction de pleine concurrence sur ce même marché. Si ce n’est pas le cas, les autorités devront faire en sorte que les écarts atypiques par rapport à la normale soient pris en compte dans le prix. Cela peut se révéler une tâche très difficile, surtout lorsqu’un nouveau gaz est mis sur le marché, auquel cas il risque de ne pas y avoir de contrat local de vente de gaz à long terme sur le marché libre comme élément de comparaison. La croissance rapide des marchés internationaux du gaz, poussée par la croissance du GNL et des gaz non conventionnels, accroît encore cette difficulté. Les autorités publiques pourraient avoir besoin de l’aide d’experts extérieurs.

Comme les contrats à long terme définissent les prix pour plusieurs années, les États peuvent exiger que les termes des contrats soient approuvés au préalable lorsqu’ils impliquent des entreprises associées. Ils doivent également effectuer des contrôles pour vérifier que les termes du contrat sont bien respectés dans la pratique (ou modifiés uniquement après accord préalable).

Valorisation des minerais12

Dans le cas des minerais, les coûts engagés entre le lieu d’extraction et le lieu de vente peuvent être très élevés, et cela peut avoir un impact important sur la valeur. Le lieu où la production sera valorisée aux fins de l’impôt prend donc une grande importance. De nombreux pays imposent les activités minières sur le revenu, de la même façon que les autres industries, et sans fiscalité spécifique. Le lieu de valorisation n’est pas prévu précisément, et les recettes brutes, calculées sur les ventes, sont soumises aux mêmes règles de fixation de prix de transfert que les autres activités industrielles. Les redevances calculées en fonction de la production sont souvent l’impôt spécifique principal, et les règles prévoyant le lieu et la méthode de valorisation ne s’appliquent qu’au calcul de ces redevances. Ces règles n’aboutissent pas toutes à la même valorisation de la production. Il existe, d’un pays à l’autre, une grande variété de méthodes de calcul de la valeur de la production dans le calcul des redevances13. Un même pays peut parfois appliquer une méthode différente pour chaque minerai.

L’exemple simplifié ci-dessous permet d’illustrer les différentes options. Cet exemple part de l’hypothèse que la valeur ajoutée des différentes opérations est clairement quantifiable, ce qui n’est pas forcément le cas dans la réalité (et les valeurs utilisées ne sont pas forcément réalistes non plus).

Exemple :
CoûtsCumul
Valeur de 100 tonnes de minerai500 $500 $
+ coût/valeur ajoutée du concassage, broyage, criblage100 $600 $
+ coût/valeur ajoutée du traitement chimique, concentration, etc.100 $700 $
+ coût/valeur ajoutée du transport intérieur50 $750 $
+ coût/valeur ajoutée du transport à l’étranger, assurance50 $800 $
+ coût/valeur ajoutée de la fonderie et de l’affinage150 $950 $
+ coût/valeur ajoutée des autres entrants (ex. : marketing)50 $1.000 $ (prix LME14)
Source : recherches de l’auteur.
Source : recherches de l’auteur.

On considère ici que le concassage, le broyage et la concentration sont effectués à la mine, avant transport, mais ces opérations pourraient aussi être effectuées ailleurs. La fonderie et l’affinage sont en général situés sur un autre site, qui peut appartenir au même groupe ou à une entreprise distincte (qui peut être associée). Les procédés peuvent être différents de ceux de l’exemple : la lixiviation in situ peut produire un métal fini ou semi-fini. Le minerai peut être vendu concassé, trié, concentré ou sous forme de métal fini. Il est rare que la sortie de la mine soit retenue comme point de vente. Pour les exportations, le point de vente sera soit le lieu de chargement des matériaux exportés, soit le lieu de livraison à l’étranger. Pour les ventes intérieures, ce sera l’usine de traitement ou, dans le cas de métaux finis, chez l’utilisateur final.

Certains pays calculent tout simplement la redevance sur le montant des ventes, quel que soit le point de vente du minerai15. Dans l’exemple, la valeur de la redevance calculée avec cette méthode se situerait en théorie entre 500 dollars et 1.000 dollars, selon le lieu retenu comme point de vente (même si, dans la pratique, le minerai n’est jamais vendu sans avoir subi de traitement). Cette méthode présente l’avantage d’être cohérente avec l’impôt sur le revenu, mais cet argument n’a souvent pas beaucoup de poids, surtout lorsque les redevances sont définies et gérées séparément, comme c’est le cas usuel. Dans cette méthode, toute valeur ajoutée par les traitements effectués sur le marché intérieur serait soumise à la redevance. Il y a fort à parier que les États et les investisseurs accepteront peut-être cette approche lorsque la transformation fait partie intégrante de l’opération d’extraction. Le produit des opérations de broyage, de concassage, de concentration et de tous les traitements effectués à la mine est normalement assimilé à un produit de l’extraction dans le calcul des redevances. La plupart des pays en développement qui produisent de l’or, par exemple, l’exportent sous forme d’argent aurifère (alliage d’or et d’argent), et l’affinage final a lieu à l’extérieur du pays. Ces exportations sont assimilées à une production minière pour le calcul de la redevance, même si les traitements nécessaires pour transformer le minerai d’or en argent aurifère sont considérables. Cependant, inclure dans l’assiette de l’impôt la valeur ajoutée de traitements ne faisant pas partie intégrante de l’extraction, comme la fusion, pourrait être non souhaitable, surtout si l’État cherche à encourager le développement de fonderies locales. Les groupes pourraient aussi chercher à réduire le montant des redevances minières en vendant le minerai non traité à une entreprise (y compris au sein du groupe) non extractive qui ne sera pas soumise aux redevances.

Une autre possibilité consiste à faire la distinction entre les activités extractives et les autres activités et, lorsqu’une entreprise possède les deux, appliquer les redevances à un prix de transfert interne. Cependant, la distinction entre extraction et traitement est plus floue que lorsqu’il s’agit de pétrole. Le pétrole est une substance identifiable et précieuse. Certes, il contient des impuretés qu’il convient d’éliminer, mais le raffinage vise plutôt à le distiller pour en séparer les différents composants, tous très recherchés. Les minerais, à l’inverse, se trouvent en faible concentration dans la matière première extraite, constituée en grande partie de déchets. Cette matière extraite du sol doit ensuite subir plusieurs traitements pour séparer le minerai des déchets. L’extraction et les traitements sont donc très proches, en théorie, et si les États décident d’imposer des taux plus élevés à l’un ou l’autre, ils devront définir où finit l’extraction et où commence la transformation. Ils pourront ensuite sortir les opérations de transformation et leur produit de l’assiette des redevances, pour n’imposer que les intrants de ces opérations, qu’ils soient issus d’une vente ou d’un transfert intragroupe. Dans notre exemple, les 150 dollars de valeur attribués à la fonderie seront exclus de l’assiette, qui inclura la valeur ajoutée des autres transformations et les coûts intervenus jusque-là. Au lieu d’exclure de l’assiette de la redevance le produit de certains traitements, certains pays appliquent un taux de redevance à la vente modulé en fonction du degré de traitement du produit vendu. Cela peut être difficile à administrer.

Certains pays calculent la redevance sur la production à la sortie de la mine (carreau). Si l’on prend comme base la valeur réelle à ce moment-là, la redevance sera de 700 dollars dans l’exemple, incluant tous les coûts engagés avant ainsi que la concentration effectuée dans l’enceinte de la mine. Mais cela entraîne des difficultés sur le plan politique comme dans la pratique. Sur le plan politique, si une entreprise crée de la valeur ajoutée en transformant le minerai sur le site de la mine et une autre entreprise ajoute une valeur équivalente en effectuant un traitement similaire dans une usine séparée, il est difficile de comprendre que la seconde paie une redevance moins élevée que la première. Cet écart pourrait encourager les abus. En pratique, un prix de transfert interne doit être calculé pour la production en sortie de mine, étant donné qu’il n’y a en général pas de vente à ce moment-là, mais, pour cette même raison, il n’y a pas de vente sur le marché libre permettant de calculer un prix comparable non contrôlé. De plus, les indices internationaux de référence pour les minerais non raffinés sont difficiles à identifier, comme nous le verrons plus tard. Les écarts de qualité entre les différentes mines ou même entre deux chargements venant d’une même mine rendent la fixation de prix comparables non contrôlés encore plus ardue.

En l’absence de prix comparables non contrôlés ou de références utiles, les pays évaluent la production à la sortie de la mine en retranchant, au prix d’une vente ultérieure, les coûts intervenus entre la sortie de la mine et le point de vente16. Mais cela n’est pas toujours si simple. Les coûts de traitement après la sortie de la mine peuvent varier fortement et impliquent des étapes nombreuses et variées. Le minerai peut contenir différents minéraux ayant des valeurs différentes et pour lesquels les coûts de traitement seront différents. Des minerais de différentes sources sont parfois mélangés lors du traitement. Le transport sera plus ou moins long et se fera parfois en plusieurs étapes. Lorsque la transformation et le transport sont assurés par des entreprises associées, cela soulèvera la question des prix de transfert, et il peut être difficile d’identifier et de rechercher les coûts. Les coûts varieront en fonction de l’échelle des opérations. La vente dont on retranchera les coûts sera peut-être une vente réalisée entre entités liées pour laquelle il faudra ensuite établir un prix de transfert en déduisant les coûts du prix d’une vente ultérieure à un acheteur indépendant, et les mêmes difficultés se répéteront. Plus la vente à un acheteur indépendant intervient tard dans le processus, plus les calculs pour aboutir au prix net seront complexes. Il arrive que les coûts à retrancher ne soient connus que bien après la mesure de la production à la sortie de la mine, ce qui complique la tâche lorsque les redevances doivent être calculées et payées sur une base mensuelle. En raison de tous ces éléments, il peut s’avérer très difficile de fixer la valeur à la sortie de la mine en retranchant les coûts au point de vente, ce qui enlève au système des redevances sa simplicité, c’est-à-dire son avantage par rapport à l’impôt sur les bénéfices. Les redevances ne doivent pas nécessairement être calculées sur la base de la valeur réelle, et les pays peuvent tout simplement décider d’inclure certains coûts et d’en exclure d’autres dans la valeur nette fixée — inclure les coûts intérieurs mais exclure les autres, ou inclure les coûts de transport mais exclure les coûts de traitement. Cela peut simplifier la gestion du système, surtout si la décision a été prise pour faciliter la valorisation. Des règles claires seront de mise, et le calcul des coûts à déduire doit être clairement défini (se limiter aux coûts directs ou inclure les frais généraux induits, par exemple). On ne devra pas se préoccuper de savoir si la méthode de calcul choisie aboutit à l’équivalent d’une valeur sur le marché libre.

Certains pays choisissent une méthode totalement différente et préfèrent calculer la valeur d’un minerai sur les indices de référence du minerai fini, par exemple les cours du LME ou le London Fixing Price17 pour l’or. Cela permet d’éviter les écueils des autres méthodes. Pour simplifier, on pourra mesurer la production à la sortie de la mine, mais le véritable moment de valorisation n’a pas d’importance. Dans notre exemple, la redevance sera de 1.000 dollars quel que soit le lieu de valorisation. La production pourra être évaluée à l’endroit où il sera le plus facile de la mesurer physiquement. Cette méthode ne dissuade pas d’effectuer la transformation dans le pays, car la redevance représente une plus petite proportion de la valeur du minerai traité que du minerai non traité. La redevance sera plus élevée que le prix de vente du minerai non affiné, mais les États peuvent compenser en appliquant des taux plus bas. Dans une certaine mesure, les redevances calculées en fonction du contenu en minerai pur refléteront la valeur marchande, car un minerai riche aura plus de valeur qu’un minerai plus pauvre et entraînera une redevance plus élevée à la tonne, mais ce rapport n’est pas pour autant toujours correct. Deux tonnes de minerai à 35 % aura la même valeur qu’une tonne à 70 %, alors qu’en réalité, sa valeur est moins élevée, car les coûts de transport et de traitement seront plus élevés. Le taux de redevance pourrait être progressif afin de compenser cet effet, mais cela compliquerait le système. Autre alternative : accorder une réduction en fonction des coûts de transport et de traitement afin de diminuer la redevance et la mettre en adéquation avec la valeur réelle, c’est-à-dire réintroduire certaines complexités de la méthode de la valeur nette. Cette méthode de valorisation ne permettant pas de définir la valeur de vente sur le marché libre pour les minerais non raffinés, elle devra, dans un souci de cohérence, être utilisée comme une règle générale de valorisation s’appliquant à toutes les ventes de minerai non raffiné des contribuables, au lieu de la limiter aux ventes à des entités liées ou transferts intragroupe. Elle n’est cependant pas aussi simple que la règle générale de valorisation décrite ci-dessus pour le pétrole, qui se résume à une simple multiplication de la quantité par le prix, alors que, pour mesurer correctement la teneur en minerai, il faudra également effectuer un échantillonnage et des essais nécessitant une véritable expertise.

Le choix de la méthode sera le fruit d’un compromis entre les objectifs politiques et la facilité d’administration. Parmi les méthodes les plus simples, certaines, comme le calcul de la valeur en fonction de l’indice de référence du minerai raffiné, donnent des valeurs sans aucun rapport avec le prix de vente de libre concurrence. Est-ce un problème? Du point de vue des entreprises d’extraction, toute redevance calculée sur la production est arbitraire, car elle ne prend pas en compte les bénéfices, qui sont leur préoccupation principale. On pourrait dire qu’avec cette base théorique de valorisation, les redevances restent arbitraires, mais d’une façon légèrement différente. Les coûts de traitement et autres coûts ignorés par cette méthode peuvent parfois être relativement négligeables. L’argent aurifère est, par exemple, souvent évalué en multipliant sa teneur en or par le London Fixing Price. La valeur ainsi calculée est légèrement surestimée, mais l’écart se révèle bien souvent marginal. De plus, le taux de redevance est souvent bas, et celle-ci est souvent déductible des impôts, ce qui fait que cette légère survalorisation a généralement un impact très faible sur la fiscalité. Une valeur théorique calculée en fonction du contenu en minerai pur présente des avantages indéniables par rapport à une valeur réelle incertaine et sujette à polémique. Il sera également bien accueilli par le public.

En fin de compte, il s’agit de faire un choix politique, et ce n’est pas simple. Avec l’augmentation des prix des matières premières, les pays cherchent à s’arroger une proportion plus importante de la rente minière en introduisant des taux de redevances progressifs. Les redevances augmentant, elles risquent de devenir dissuasives pour les investisseurs si elles ne sont pas calculées sur des valeurs réalistes. L’écart entre une redevance calculée sur le prix du minerai raffiné et la valeur de vente du produit non raffiné est souvent important. Les entreprises considèrent que le système est injuste et arbitraire, et cela peut avoir des répercussions négatives sur les investissements et la volonté de se conformer aux règles. N’oublions pas qu’un État ayant choisi la méthode qui lui paraissait la plus simple à administrer et qui tenterait de compenser les inconvénients de cette méthode (distorsions du marché, fiscalité dissuasive) en y ajoutant de nombreuses dispositions particulières risque de se retrouver avec tous les inconvénients, mais aucun avantage : une méthode difficile à appliquer ne servant pas les objectifs de la politique nationale.

Sur le plan administratif, il est essentiel que les règles soient claires. Elles doivent donner une description claire du moment et de la méthode de valorisation et surtout spécifier les coûts qui doivent être pris en compte (pouvant inclure, en plus des coûts de transport et de traitement déjà mentionnés : coûts de surveillance au port, frais d’entreposage, coûts d’arbitrage — intervention d’un juge-arbitre —, coûts d’emballages, etc.). Il arrive fréquemment que les règles ne soient pas suffisamment claires, probablement parce que les redevances ad valorem ont la réputation usurpée d’être un impôt simple. Dans ce cas, une législation plus claire ou des recommandations plus précises pourront être nécessaires.

Pour les impôts sur les bénéfices spécifiques à l’industrie minière, la valorisation sur la base du principe de pleine concurrence sera plus indiquée que pour les redevances. Les États s’intéressent de plus en plus à ces impôts, qui peuvent se présenter sous forme d’un impôt sur le revenu plus élevé pour les activités minières, d’un IRR spécifique ou de taxe sur les bénéfices exceptionnels. Leur justification est de taxer la rente économique plus précisément qu’avec les redevances, et l’objectif ne sera pas atteint si les calculs sont basés sur des valeurs théoriques irréalistes. Les pays qui optent pour ces impôts doivent donc définir précisément les activités minières concernées et la méthode et le moment de valorisation. Les méthodes de valorisation simples des redevances, qui donnent des valeurs non réalistes, risquent de s’avérer inadaptées. En conséquence, ces impôts seront plus difficiles à administrer, mais les options visant à introduire une progressivité des redevances en fonction de la production et à les rendre plus réactives à la rente manquent souvent leur objectif et se traduisent souvent par une complexification administrative, cumulant ainsi les inconvénients des deux approches. Si les pays conçoivent des méthodes de valorisation plus réalistes pour les impôts sur la production minière, ils devraient également envisager de les appliquer aux redevances. Même si cela n’est pas indispensable et peut compliquer la gestion des redevances, cela permettrait aussi de diminuer les distorsions et d’améliorer leur attractivité. En conséquence, la fiscalité sera perçue comme étant plus simple et plus cohérente.

Si la politique prévoit une valorisation de la production sur la base des prix de pleine concurrence, il sera peut-être possible d’introduire des règles spécifiques pour simplifier la fixation du prix de transfert et la rendre plus transparente et prévisible. Cela sera plus ardu pour les minerais que pour le pétrole. La qualité des minerais non affinés n’est pas aussi régulière que la production de pétrole et de gaz, il est donc plus délicat de définir des prix comparables sur le marché libre pour les ventes contrôlées, même en utilisant des prix moyens (lorsque le point de valorisation est la sortie de la mine, il n’y a probablement pas de vente sur le marché libre à cet endroit). Les indices de référence publiés concernent principalement les minéraux affinés, et non la production de minerais bruts, alors qu’il y a un indice de référence pour les différents types de brut non raffiné. La tarification de certains concentrés de minerais plus communs, comme les concentrés de cuivre ou de fer, est plus transparente, mais, généralement, il ne sera pas possible d’utiliser des formules standard pour ajuster les valeurs aux différentiels de qualité, comme c’est le cas pour le brut. En raison de toutes ces particularités, il sera difficile de définir une règle générale de valorisation permettant de calculer approximativement le prix de marché des minerais.

En revanche, pour de nombreux minerais, les indices de référence sont utilisés dans les transactions sur le marché libre, et il est envisageable de les utiliser de la même façon lors de l’élaboration des règles spécifiques de fixation des prix de transfert. En général, les termes des ventes de pleine concurrence à des fonderies ou entreprises d’affinage stipulent que le matériau fini sera vendu pour le compte de la société minière et que celle-ci recevra le prix coté sur une bourse reconnue, comme le LME, déduction faite des coûts d’affinage et de traitement, avec un bonus pour les sous-produits secondaires de valeur et des pénalités lorsque la proportion d’impuretés dépasse un certain niveau. Ce prix, le retour net de fonderie (RNF), est souvent accepté comme référence de valorisation pour le calcul de l’impôt et des redevances. La base de fixation du prix utilisée (FAB, CAF ou CF) doit être clairement définie et en cohérence avec les règles de déduction des coûts de transport et autres coûts. Soumis aux ajustements expliqués précédemment, le RNF est souvent utilisé comme prix de vente dans la pratique commerciale. Dans beaucoup de pays, la grande majorité des ventes de production minière se fait sous forme d’exportations vers des entreprises non associées selon les termes exposés plus haut. Les questions de fixation des prix de transfert ne se posent pas.

La difficulté de cette méthode réside dans le fait qu’en général, la fonderie paie un montant prévisionnel à la mine à la date de la vente. Ce montant est calculé en fonction du prix international à la date de la vente, mais le prix définitif est calculé lorsque la fonderie vend le minerai fini, en tenant compte des ajustements ci-dessus. Il est fréquent que les redevances doivent être calculées et payées à la date de la vente, ou une date proche, parfois mensuellement, avant que n’interviennent les coûts de traitement et d’affinage et que le prix final du minerai raffiné ne soit connu. Les redevances doivent soit être déclarées et payées sur la base d’une estimation du RNF (ou sur une tout autre base), ou encore déclarées et payées de façon prévisionnelle et recalculées plus tard. La solution réside dans l’adoption de meilleures procédures de valorisation, et non d’une autre base de valorisation, même si cela est de nature à compliquer l’administration. La majorité des pays arrive à gérer l’impôt sur le revenu comme un impôt annuel payé en plusieurs versements au cours de l’exercice, et non en le calculant mensuellement. Il n’y a donc aucune raison pour que les redevances ne puissent pas bénéficier d’un régime similaire (cela sera abordé en détail au chapitre 4).

Lorsqu’une entreprise minière vend sa production à une entreprise associée, ce n’est souvent pas parce que le groupe possède sa propre fonderie, mais parce que les ventes à des fonderies indépendantes passent par une entreprise marketing groupe. Cette entité va collecter les recettes de la vente et facturer ses services de marketing et d’administration. Elle sera parfois enregistrée dans un paradis fiscal (souvent à Singapour pour les ventes au marché asiatique). Dans ces cas-là, le prix de vente appliqué par l’entreprise minière devrait correspondre aux recettes de la vente encaissées par l’entreprise marketing, sur la base du RNF. Cela constituera le prix comparable non contrôlé. La présence d’une entreprise de marketing ne devrait pas empêcher l’administration fiscale de vérifier dans les ventes enregistrées si ce prix a été appliqué. Les frais de marketing doivent être traités séparément. S’ils sont déductibles, il faudra fixer un prix de transfert sur le marché libre. Mais il serait encore plus simple de se doter d’une loi exigeant que, dans une vente à une entreprise associée, les frais de marketing soient considérés, en vertu des règles de cantonnement des comptabilités, comme un coût aval non déductible des revenus amont18.

En cas de vente à l’exportation à une entreprise de fonderie associée, le prix de transfert devrait être basé sur le RNF calculé en fonction d’un indice de référence, comme expliqué ci-dessus. À la différence des transactions de pleine concurrence, les frais de traitement et d’affinage et les autres ajustements nécessiteront un prix de transfert. Un accès complet aux registres de l’entreprise associée sera nécessaire pour vérifier que les coûts et ajustements calculés sont raisonnables. Cependant, même s’ils le sont, les règles générales de fixation des prix de transfert sont propices aux désaccords et incertitudes sur la méthode de fixation devant être utilisée, surtout si l’entreprise de fonderie prétend utiliser une technologie propriétaire particulière. Malgré tout, la fixation des prix de transfert pour les coûts de traitement et d’affinage est relativement transparente. Dans de nombreux pays, les prix du marché pour les coûts de traitement et de raffinage sont définis jusqu’à un an avant, et certaines organisations commerciales publient des données sur la fixation des prix de traitement et d’affinage pour certains minéraux. Dans ces cas-là, on pourrait envisager d’imposer une règle spécifique de fixation des prix de transfert sur la base des indices de référence pour ces coûts, et de l’inclure dans la réglementation (ou encore, si cela est impossible, l’utiliser comme base aux accords individuels préalables sur les prix). Certains pays, au contraire, autorisent l’utilisation de simples pourcentages pour déduire les coûts de transformation. Cela n’est pas tout à fait cohérent avec le principe de pleine concurrence, mais, lorsque ces coûts sont très bas et que le pourcentage utilisé correspond à ce qui se fait généralement, cette solution est acceptable dans la pratique et présente l’avantage d’être simple et prévisible.

Si une entreprise minière transforme sa production localement, un prix de transfert interne sera calculé sur la base du RNF de la même façon : au moment où la production arrive sur le site de l’usine de transformation. La valeur d’une vente à une entreprise associée locale pourra être calculée sur la même base. Le risque que les groupes décident de déplacer les activités de transformation des mines vers des sites séparés afin de réduire les impôts amont est bien réel, et il pourra être nécessaire de limiter les coûts de traitement et de raffinage à des procédés clairement définis19.

Pour les minerais plus rares, les marchés ne sont pas toujours suffisamment profonds pour que les prix soient cotés et utilisés dans le calcul du RNF. Il reviendra aux entreprises de prouver que les ventes à des entités liées ont été facturées sur la base des prix sur le marché libre, mais il est impossible de prescrire l’utilisation d’un indice de référence.

Le charbon, comme le pétrole et le gaz, est un hydrocarbure. Il se différencie des minerais, car il ne nécessite pas de transformation aussi complexe. Ainsi, pour le charbon, les méthodes de valorisation se rapprocheront de celles préconisées pour le pétrole.

Pour les pierres précieuses, même si certaines caractéristiques identifiables déterminent la valeur, il n’y a pas d’indice de référence, et les plus grosses pierres doivent être évaluées par un expert. Pour les ventes à des entités liées, l’administration fiscale n’aura parfois pas d’autre possibilité que de procéder à un examen physique avant la vente, avec recours à un arbitrage en cas de litige20.

Règles de fixation des prix de transfert pour les coûts

Une règle générale de valorisation respectant le principe de pleine concurrence n’est pas applicable à l’ensemble des coûts d’une activité d’extraction. Elle risquerait d’induire une double imposition et des problèmes de crédibilité fiscale. Les économies en développement appliquent fréquemment des limites de recouvrement des coûts aux impôts sur les bénéfices (limitant les coûts à un pourcentage du chiffre d’affaires), mais cela ne se répercute en général que sur le calendrier des déductions. Le Nigéria (où, pour de multiples raisons, les coûts sont très élevés) a envisagé de faire un étalonnage administratif des coûts dans le cadre de la fiscalité, mais les modalités pratiques restent assez floues. Il est évident que les pays devraient comparer leurs coûts à ceux des autres pays et, lorsqu’ils sont plus élevés, tenter de comprendre pourquoi et trouver des moyens de les réduire. Les écarts de coûts entre plusieurs projets dans un même pays devraient entraîner une valorisation du risque d’audit. Cependant, de tels écarts sont fréquents et ne sont pas nécessairement liés aux pratiques de prix de transfert. Ils résultent souvent de difficultés physiques ou technologiques, de coûts plus élevés découlant de la législation, ou d’un risque perçu plus élevé selon le pays de destination des biens et services.

Il reste cependant possible d’appliquer des règles spécifiques de fixation des prix de transfert aux coûts des industries extractives. Là encore, les pratiques varient grandement d’un pays à l’autre.

Pour ce qui est du pétrole, les coentreprises sont fréquentes et impliquent des restrictions de coûts, offrant ainsi aux États une protection non négligeable contre les abus de prix de transfert21. Une entreprise d’exploitation supportera les coûts pour la coentreprise et les refacturera à chaque associé à hauteur de ses parts. En ce qui concerne les coûts partagés, les intérêts de l’exploitant et des autres participants à la coentreprise sont divergents. Si l’un des associés facture des prix de transfert exagérément élevés, cela diminuera d’autant les bénéfices des autres participants et les impôts. Les accords d’exploitation commune, qui sont relativement fréquents dans le secteur, s’accompagnent ainsi de règles de fixation des prix de transfert spécifiques basés sur les faits, suivant le principe selon lequel les coûts facturés par un associé à un autre associé doivent correspondre aux coûts réellement payés. Les associés pourront demander un audit pour vérifier le respect de cette règle. Cela ne signifie pas que les États peuvent s’en remettre entièrement aux partenaires d’une coentreprise pour faire respecter cette règle de non-profit, mais ils peuvent l’inclure dans les APP (rédigés dans la droite ligne des accords de coentreprise) et/ou dans la législation sur la fiscalité du pétrole, et ils ne s’en privent pas. Cette règle de non-profit pourrait à première vue paraître contraire aux principes de l’OCDE, mais, en fait, elle est l’équivalent de la méthode du prix comparable sur le marché libre appliquée aux coûts entre participants non liés dans les coentreprises pétrolières dans le monde entier22. Charge ensuite aux autorités de prouver que les biens et services fournis ont été facturés par les associés. Il est souvent conseillé aux pays de négocier des accords d’échange d’informations avec d’autres pays, y compris avec les paradis fiscaux. Même si c’est possible en théorie, cela ne servira pas l’objectif recherché ici. Les pouvoirs d’audit doivent permettre aux administrations fiscales de faire respecter cette règle. Dans certains cas, il suffira que la législation générale impose aux contribuables de conserver les justificatifs pour étayer leurs déclarations de revenus. Si ce n’est pas suffisant, des dispositions spécifiques prévoyant que les coûts facturés par des associés ne seront pas déductibles si le contribuable ne veut pas ou ne peut pas (y compris s’il invoque des raisons de confidentialité) apporter la preuve qu’ils ont été refacturés au coût réel. On pourra aussi exiger un certificat délivré par un commissaire aux comptes indépendant approuvé par l’État. Les entreprises doivent avoir la charge de la preuve23.

Dans l’industrie minière, les coentreprises appliquant le principe de non-profit ne sont pas légion, et il n’est pas non plus fréquent d’intégrer ce principe dans la législation et dans les engagements contractuels. Il y aurait pourtant des raisons de le faire. Les associés fournissent souvent des biens et des services miniers qu’ils ont achetés à des fournisseurs étrangers, et il paraîtrait logique de considérer le coût pesant sur le groupe comme le prix comparable sur le marché et de l’utiliser pour calculer le prix de transfert intragroupe. Si la crainte d’être en désaccord avec les principes de l’OCDE persiste, on pourra permettre une légère majoration à la méthode du coût majoré. Cependant, les États doivent savoir que, dans ce cas-là, il sera plus facile pour les groupes de gonfler les coûts en les faisant transiter par une entreprise de services basée dans un paradis fiscal.

Une autre option est de prévoir des règles spécifiques pour la fixation des prix de transfert pour les coûts. Une méthode assez répandue consiste à limiter les frais de gestion en pourcentage des coûts totaux d’exploitation ou des recettes totales. Les pourcentages maximums varient fortement d’un pays à l’autre. Même si l’on peut se féliciter que cette méthode soit en accord avec la méthode transactionnelle de la marge nette, il s’agit d’une méthode inexacte et quelque peu arbitraire pour déterminer un prix de pleine concurrence. Il n’en reste pas moins qu’elle présente des avantages indéniables en termes de clarté et d’objectivité. Lorsqu’elle est inscrite dans la législation ou les engagements contractuels dès le départ, les États peuvent tenir compte de ses largesses (ou absence de largesses) dans la planification de la fiscalité des ressources naturelles, et les entreprises peuvent de leur côté en tenir compte dans leurs décisions d’investir dans le pays. Des règles de ce type sont acceptables et applicables, dans certaines limites. Les APP contiennent souvent des règles types pour estimer le coût des équipements déjà utilisés. Là encore, ces règles ne sont pas forcément en adéquation totale avec le principe de pleine concurrence, mais présentent l’avantage d’être simples et prévisibles.

Les coûts d’extraction et de forage facturés par des entreprises associées peuvent être très élevés et représenter un vrai risque en l’absence de règles spécifiques claires. Si les coûts réels ne peuvent pas être déterminés, l’utilisation de taux standard sera envisageable, comme pour la location de plateformes de forage par exemple, mais la comparaison risque d’être difficile en raison des spécificités, et l’administration fiscale risque de rencontrer des difficultés pour obtenir des données. Le coût d’extraction des ressources naturelles peut varier considérablement d’un lieu à l’autre en raison des contraintes techniques, par exemple. Les entreprises auront également des niveaux de coûts différents selon leurs choix en matière de sécurité et d’environnement (les pays riches en ressources naturelles auront tout à gagner à partager ces informations). S’il s’avère impossible de définir des règles spécifiques de fixation des prix de transfert, alors les entreprises devront pouvoir justifier les prix facturés.

Les paiements versés à des entreprises associées au titre de la propriété intellectuelle (technologies de transformation spéciales, recherche technique, etc.) sont moins fréquents que dans d’autres secteurs, mais ils existent. Les structures propriétaires peuvent être basées dans des paradis fiscaux. Déterminer un prix est très difficile. Les règles de cantonnement des comptabilités (sur lesquelles nous reviendrons en détail) pourront annuler la déductibilité de certains coûts, ou imposer des limites s’ils ne sont pas spécifiquement reliés à un projet dans le pays en question. Si ce n’est pas le cas, ces coûts (parfois injustifiés) devront être étudiés individuellement.

Procédures de fixation de prix de transfert

L’application des règles discutées plus haut pourra reposer sur des procédures spéciales. Les procédures d’audit physiques ont un rôle essentiel à jouer dans la méthode utilisant les indices de référence. Il est souvent prévu que l’État publie des prix calculés sur les indices au lieu de laisser aux entreprises le soin de faire les calculs. Les audits physiques et les procédures de valorisation font l’objet du chapitre 4.

Coûts de financement

Les entreprises pourraient être tentées de facturer des coûts de financement excessifs dans le but de réduire leurs impôts. C’est l’impôt sur les sociétés qui serait le plus affecté, car les coûts d’emprunt sont en général déductibles alors que les coûts de financement sur fonds propres ne le sont pas. Certains pays proposent des déductions d’intérêts généreuses dans un souci de stimuler la fiscalité, mais la discussion qui suit part du principe que les pays vont chercher à diminuer les déductions. Les coûts de financement peuvent être excessifs selon les deux critères suivants :

  • Par rapport au montant de l’emprunt (lorsque les taux d’intérêt ou le nantissement ou les honoraires de montage de financement sont facturés à un taux supérieur au prix du marché); et/ou

  • Le niveau d’emprunt peut être excessif (généralement qualifié de «capitalisation restreinte»).

La capitalisation restreinte est une catégorie particulière de risques liés aux prix de transfert. On parle de capitalisation restreinte lorsqu’un contribuable, membre d’un groupe d’entreprises, emprunte plus qu’il ne pourrait le faire en tant qu’entité indépendante. Les risques liés à la capitalisation restreinte ne touchent pas uniquement la fiscalité des ressources naturelles, mais la capitalisation restreinte est tout aussi attirante et offre autant d’occasions que les autres abus de prix de transfert. Les caractéristiques particulières de cette industrie ainsi que les nombreux risques liés aux opérations d’exploration pourront justifier la présence de règles spéciales.

Il existe beaucoup de méthodes pour combattre la capitalisation restreinte, certaines contribuant plus que d’autres à une administration efficace et transparente. Certains pays n’offrent contre l’emprunt ou les taux d’intérêt excessifs qu’une timide protection se limitant à des règles générales de fixation des prix de transfert (qui, comme nous l’avons déjà démontré, sont souvent peu conçues pour cette problématique et difficiles à appliquer). D’autres imposent des limites spécifiques, telles que :

  • Ratio d’endettement plafonné : Les intérêts de la dette dépassant ce ratio ne sont pas déductibles; ce ratio varie considérablement, de 1:1 à 4:1. Il est parfois difficile de savoir si le ratio représente une limite maximum autorisée ou un niveau au-delà duquel des restrictions vont s’appliquer. Les entreprises d’extraction de ressources naturelles n’ont souvent pas de ratio d’endettement spécifique, et une entreprise de recherche opérant dans une nouvelle province (et qui n’aurait pas pu emprunter au prix du marché si elle avait été indépendante) pourra même avoir un ratio généreux. Il arrive que cette règle ne s’applique qu’aux emprunts contractés à l’étranger et/ou auprès d’associés. Cela peut mener à un endettement excessif par le biais de contre-crédits (crédits accordés par une entreprise associée par l’intermédiaire d’une banque indépendante) ou des garanties fournies par la société mère (explicites ou implicites). Les règles laissent souvent la porte ouverte à des polémiques sur la définition de la dette ou des capitaux propres (exemple : la définition se réfère-t-elle à l’endettement moyen sur une certaine période ou au niveau d’endettement à un moment défini? Les instruments assimilables à des titres de créance, comme les actions privilégiées, sont-ils inclus?).

  • Plafonds selon la finalité de l’emprunt : Les intérêts ne pourront, par exemple, être déduits que s’ils concernent des emprunts destinés à financer les coûts de mise en valeur ou un pourcentage de ces mêmes coûts. Ce dispositif risque d’encourager les entreprises à accumuler les emprunts même lorsqu’ils ne sont plus justifiés par l’objectif initial, et un examen supplémentaire des besoins pourra être requis. L’APP d’Ouganda est un bon exemple : il autorise les intérêts sur emprunts (toutes origines) pour financer les opérations de mise en valeur dans la limite de 50 % du besoin total en financement. Les intérêts sur les emprunts finançant les activités de recherche ne sont pas inclus. Cette restriction peut être complétée par une réglementation ou des principes définissant le besoin de financement comme le flux de trésorerie négatif cumulé, incluant les impôts et à l’exclusion des autres coûts non déductibles.

  • Limiter les intérêts à un pourcentage des bénéfices avant intérêts (et parfois avant dépréciation et amortissement) est une disposition contre le dépouillement des gains. Là encore, les plafonds diffèrent d’un pays à l’autre. Étant donné que les coûts non déductibles peuvent être reportés sur un exercice ultérieur, ces règles permettent plus d’éviter les déductions excessives que de les annuler totalement.

Certains pays ont opté pour des solutions plus simples limitant les taux d’intérêt déductibles. Ils n’ont dans certains cas qu’une règle générale de fixation des prix de transfert, prévoyant, par exemple, que le taux d’intérêt doit correspondre aux taux commerciaux habituels. La difficulté réside dans le fait que ces taux sont parfois difficiles à déterminer. Lorsque les règles sur la capitalisation restreinte sont inadaptées, le comble est que les entreprises peuvent emprunter beaucoup plus que si elles opéraient seules et ensuite se plaindre que les taux d’intérêt devraient être plus élevés qu’habituellement afin de refléter le risque exceptionnel. Une autre méthode serait de fixer un taux maximum quelques points de pourcentage au-dessus d’un indice de référence, par exemple le LIBOR dollar à six mois plus 2 %.

Dans certains pays, les ministères ont toute discrétion pour fixer le plafond de déduction des coûts de financement. Les entreprises doivent faire approuver les emprunts et leurs modalités. Ce dispositif de protection contre les coûts de financement excessifs peut être utilisé seul ou couplé à d’autres restrictions. Même si c’est mieux que rien, il est préférable de disposer de règles publiées, transparentes sur le plan administratif et efficaces.

Les intérêts masqués sont également un risque, et les restrictions de déductibilité doivent s’appliquer à toutes les charges financières, et pas seulement à celles qui sont explicitement présentées comme étant des intérêts. Les entreprises peuvent masquer des coûts de financement pour contourner les plafonds de déductibilité évoqués ci-dessus; contourner l’exclusion des intérêts dans les impôts spécifiques comme les impôts sur la rente des ressources naturelles (IRR) ou le partage de production; ou éviter la retenue d’impôt sur le paiement des intérêts. Elles peuvent utiliser, pour ce faire, des instruments financiers tels que le leasing financier pour masquer les intérêts. Un leasing financier (ou crédit-bail) est, en substance, un achat d’actif financé par un emprunt, mais, sur le plan juridique, il s’agit d’une location. Même si les normes comptables internationales reconnaissent qu’il s’agit d’un achat d’actif, la fiscalité de certains pays ne fait pas de même24. Les autres types de paiement (par exemples les primes de garantie) ou instruments financiers (swap de taux d’intérêt, par exemple) seront également utilisés. (Lorsque les instruments de couverture des taux d’intérêt sont utilisés, l’évasion sera possible sauf s’il est obligatoire de compenser les coûts financiers par les gains financiers au cours du marché25.)

Opérations de couverture

Les prix des ressources naturelles étant très volatils, les entreprises souhaiteront parfois une couverture. En principe, les résultats doivent être imprévisibles. Depuis une dizaine d’années, les prix des ressources naturelles ont fortement augmenté en moyenne, et, comme les producteurs de ressources naturelles se couvrent en cas de baisse des prix, les opérations de couverture ont en pratique généré plus de pertes que de gains. L’imposition des pertes et gains des opérations de couverture change d’un pays à l’autre.

Lorsque les pays reconnaissent les pertes et les gains des opérations de couverture dans la fiscalité des ressources naturelles, les règles peuvent s’avérer complexes et inciter à l’évasion fiscale. Certains pays les prennent en compte pour certains impôts, mais pas pour d’autres (par exemple pour les impôts qui utilisent une règle générale de valorisation pour déterminer la valeur de la ressource naturelle). Certains en tiennent compte lorsque les instruments sont véritablement utilisés à des fins de couverture, et non à des fins spéculatives, même s’il est parfois difficile de faire la différence. Certains reconnaissent les gains et les pertes de certains types de couverture (ventes à terme sur une base de gré à gré, par exemple), mais pas les autres types (contrats à terme négociés en bourse, par exemple). Ces instruments se valent souvent sur le plan économique et les traiter de façon différente peut paraître incohérent sur le plan politique et encourager la planification fiscale artificielle. Une crainte très répandues est que les entreprises de ressources naturelles puissent manipuler les opérations de couverture et le calendrier des transactions afin de générer des pertes prévisibles, soit parce que les conditions sont contrôlées, soit parce qu’elles sont compensées par des gains réalisés par des entreprises associées basées dans des paradis fiscaux26. Il est possible que ces craintes soient fondées, mais elles reflètent peut-être simplement le fait que, ces dernières années, les pertes de couverture ont été plus fréquentes que les gains. Cependant, lorsque des manipulations sont possibles, les pays qui reconnaissent les pertes et les gains de couverture dans la fiscalité devraient avoir une disposition anti-évasion pour les éviter. Pour éviter les abus de calendrier, la contrepartie des opérations de couverture devra être clairement définie, et les instruments de couverture devront être au cours du marché.

Les administrations fiscales n’auront pas toujours les capacités ou la confiance pour traiter ces problèmes même avec l’aide de dispositions anti-évasion. On peut avancer que, dans tous les cas de figure, en matière de politique, il appartient aux États de décider dans quelle mesure ils souhaitent se couvrir contre le risque de fluctuation des prix des ressources naturelles au lieu de laisser les entreprises décider à leur place de façon indirecte. Pour toutes ces raisons, certains pays décident de ne pas prendre en compte les gains et pertes des opérations de couverture dans la fiscalité sur les ressources naturelles (ils peuvent aussi les imposer séparément au titre des revenus hors production). Sur le plan administratif, c’est la façon la plus simple et la plus efficace de gérer le risque d’évasion, et les États qui n’optent pas pour cette solution devraient étudier de plus près les arguments politiques et administratifs en sa faveur. (Les contrats à terme étant un mécanisme de couverture, cela suppose que toutes les ventes à terme soient évaluées sur la base du prix du marché à la date de la livraison, et non sur le prix mentionné au contrat. Cela peut être prévu dans une règle générale de valorisation lorsqu’elle existe — voir ci-dessus le passage sur les prix de transfert; dans le cas contraire, les contrats à terme devront être considérés comme des transactions entre entités liées. Cela sera cependant très délicat lorsque les prix au comptant sur le marché libre sont difficiles à définir, des exceptions seront donc peut-être nécessaires.)

Conditions générales de déductibilité des coûts

Les pays ont besoin de conditions générales de déductibilité des coûts, mais l’interprétation de ces règles peut poser des difficultés. Si les pays se contentent de dresser une liste de toutes les catégories de coûts déductibles et non déductibles, il y aura forcément des coûts qui ne tomberont dans aucune catégorie et dont le régime fiscal ne sera pas clair. La législation devrait donc prévoir que les coûts qui ne sont pas clairement exclus et qui remplissent certaines conditions générales sont déductibles. Il arrive que la législation applique les mêmes conditions générales qu’en fiscalité générale des entreprises, mais il existe parfois des conditions générales spécifiques à l’exploitation des ressources naturelles27.

Il est assez répandu, et potentiellement problématique, de limiter les coûts aux coûts «ordinaires et nécessaires», ou aux coûts servant «pleinement, exclusivement et nécessairement» à l’activité de l’entreprise28. On peut avancer que les entreprises n’ont pas besoin d’encourir quelque coût particulier pour l’activité de l’entreprise (lorsqu’elles creusent, par exemple, plusieurs puits en différents lieux, il leur sera difficile de prouver que tel ou tel puits qui n’a rien donné était «nécessaire»). Certaines catégories de dépenses générales ne sont pas «nécessaires» au sens strict du terme (certaines entreprises extractives supportent elles-mêmes les risques et choisissent de ne pas prendre d’assurance, on peut donc dire que les primes d’assurance ne sont pas des coûts «nécessaires»). Il ne serait pas raisonnable de considérer pour autant que ces coûts ne sont pas déductibles et, en pratique, la plupart des pays donnent une interprétation assez large du terme «nécessaire», traitant tous les coûts visant à générer un revenu comme des coûts nécessaires, tant qu’ils ne sont pas explicitement non déductibles. D’autres pays ont une position plus ambiguë, et l’administration fiscale se réserve le droit d’utiliser ce critère pour remettre en question les coûts normaux de l’entreprise pour des raisons commerciales.

Cela soulève la question plus large de la relation entre la fiscalité et la réglementation industrielle. Les pays laissent en général au ministère des ressources naturelles (et parfois à l’EPE) toute latitude pour contrôler les coûts. Les entreprises privées d’exploitation des ressources naturelles doivent typiquement soumettre leurs programmes de travail et leurs budgets pour approbation, mais cette approbation peut être retardée pour différents motifs. Les États ont légitimement intérêt à s’assurer que les décisions commerciales des entreprises sont conformes à la politique nationale de gestion des ressources naturelles. Ils ont également intérêt à ce que les entreprises limitent les coûts, ce que certaines parviennent à faire mieux que d’autres. Ainsi, en principe, le contrôle public et la réglementation sont indispensables pour contrôler les coûts (même si, dans la pratique, les réglementations excessives, inefficaces et avides de rentes mises en place par certains pays sont la cause principale du niveau très élevé des coûts de revient). Contrôle et réglementation s’appliquent en général en temps réel. Certains pays craignent que la fiscalité des ressources naturelles encourage insuffisamment l’entreprise à contrôler ses coûts; en effet, lorsque le taux d’imposition est supérieur à 50 %, l’État supporte une part plus importante des coûts que les entreprises. Dans des cas très extrêmes, l’inquiétude est que le régime fiscal crée des incitations à encourir des coûts non nécessaires, notamment lorsqu’un dollar dépensé permet d’économiser plus d’un dollar en impôt. Il existe en pratique peu d’exemples de ce genre d’incitations dues à la «surréglementation», mais, lorsqu’elles existent, elles constituent une grave faiblesse de la législation.

Il faut se demander si les règles fiscales (comme l’examen du caractère «nécessaire» d’un coût) doivent être interprétées de façon à permettre aux États de qualifier de non déductibles certains coûts qu’ils désapprouvent, après que la dépense ait eu lieu. Si c’est le cas :

  • Interprétées de façon plus stricte, ces règles fiscales peuvent servir à qualifier certains coûts commerciaux de non déductibles dès lors qu’ils ne sont pas clairement déductibles dans la réglementation;

  • Dans une interprétation plus large, elles permettront à l’administration fiscale de décider après coup si des coûts commerciaux auraient dû être approuvés ou non.

L’administration fiscale ne doit pas annuler la déductibilité de certains coûts au motif qu’ils ne sont pas nécessaires sauf si les raisons en sont clairement exposées dans la législation ou les recommandations officielles. Dans le cas contraire, la législation deviendrait totalement opaque; les vérificateurs aux comptes devraient prendre des décisions et des jugements pour lesquels ils ne sont pas qualifiés; cela ouvrirait la porte à la corruption, et les investisseurs se retrouveraient face à des incertitudes et des risques, ce qui nuirait au climat des investissements. Si les conditions générales de déductibilité sont floues ou ambiguës, l’administration devra publier des recommandations à l’intention des vérificateurs et des contribuables expliquant comment elles doivent être appliquées. La déductibilité des coûts pourra, par exemple, être annulée si ces coûts découlent d’activités illégales ou d’une négligence établie par une procédure judiciaire29.

Cantonnement des coûts

Les pays ont coutume de cantonner l’extraction des ressources naturelles, ce qui signifie que seuls les coûts qui y sont directement attribuables sont déductibles. Cela est nécessaire lorsque le secteur des ressources naturelles est soumis à des taux d’IS plus élevés que les autres secteurs, ou à des impôts supplémentaires sur les bénéfices30. Le cantonnement des comptabilités augmente la complexité administrative et les risques, surtout lorsque des permis ou des projets individuels sont cantonnés, comme c’est le cas dans beaucoup de pays31. Les zones ou activités à cantonner et les coûts inclus dans le cantonnement doivent être clairement définis. Il faut ensuite définir une base pour la répartition des coûts partagés entre plusieurs zones cantonnées séparément.

  • Les coûts à répartir peuvent être à la charge de l’entreprise locale. La base de répartition ne sera pas forcément simple, par exemple si l’entreprise transfère des équipements entre deux zones cantonnées séparément. Dans ce genre de situation, il faudra une règle type de répartition des coûts, par exemple une répartition des amortissements autorisés au prorata du temps, qui donnera un résultat tout à fait acceptable en moyenne et sera appliquée de façon cohérente. Bien souvent, il n’existe pas de règle, de législation ou de recommandations claires en ce domaine. Le problème de la répartition des coûts se posera surtout lorsque le cantonnement des comptabilités est appliqué à des mines ou des gisements de pétrole situés à l’intérieur d’un permis ou d’une zone sous contrat, car, dans ce cas, la même entreprise sera impliquée dans différents projets. En cas de cantonnement par contrat ou par permis, les entreprises qui exploitent plusieurs zones sous contrat devront répartir les coûts entre ces différentes zones. Cela dit, certains pays exigent de créer une entreprise pour chaque zone sous contrat, ce qui limite l’application des règles de cantonnement des comptabilités. Cette méthode est probablement moins lourde du point de vue administratif, mais peu efficace pour les investisseurs32. Lorsqu’il existe un régime d’imposition des bénéfices différent pour chaque ressource naturelle (régime commun pour le pétrole et le gaz, par exemple), les bénéfices devront être calculés séparément, soulevant des questions de répartition des coûts similaires et encore plus complexes, surtout si les ressources naturelles proviennent du même gisement ou de la même mine, ce qui appelle à une règle standard de répartition des coûts.

  • Les coûts communs peuvent inclure des coûts de service refacturés par une société mère ou société de gestion étrangère à sa filiale d’exploitation (gestion ou services techniques, par exemple). Comme nous l’avons déjà abordé, cela posera des difficultés en matière de fixation des prix de transfert, mais la définition des frais de siège communs susceptibles d’être refacturés et la méthode de répartition de ces frais sont des questions de cantonnement distinctes, même si elles conduisent à des problèmes similaires. Les entreprises adoptent souvent des méthodes standard semblables pour répartir ces coûts de siège (par exemple sur la base de la proportion de la production ou la répartition du capital). Les pays doivent disposer soit de leurs propres règles à cet égard, soit d’un mécanisme tel qu’un accord préalable de prix pour négocier une répartition cohérente et raisonnable de ces coûts. Dans ce cas, en plus d’un principe de répartition négocié à l’avance, il sera peut-être nécessaire de s’accorder sur les documents et justificatifs qui seront fournis par le siège comme preuve du respect des obligations fiscales.

Trêves fiscales

Il est fréquent que les États proposent des incitations fiscales à l’investissement33, et, pour les activités minières, celles-ci prennent souvent la forme de trêves fiscales (ou exonérations temporaires). Ces trêves sont moins fréquentes dans le secteur du pétrole. Les trêves fiscales sont considérées comme une incitation à l’investissement très sommaire, et qui plus est, qui met en danger l’ensemble du système fiscal. Beaucoup d’objections portent sur les difficultés politiques, mais elles peuvent également avoir des inconvénients administratifs. Les pays les adoptent, car elles sont vues comme une incitation fiscale «simple», et, par conséquent, leur nature précise et leurs limites sont souvent mal définies. La définition du périmètre du projet concerné par cette mesure sera parfois vague; on aura du mal à savoir si la trêve est purement limitée à une période dans le temps, ou si la production et la qualité seront prises en compte et, si c’est le cas, quelles seront les conséquences si la qualité et la production réelles diffèrent des prévisions; le traitement des actifs amortis à la fin de la trêve sera peut-être incertain. Tous ces facteurs peuvent se traduire par de grandes incertitudes et des différends techniques. Ils créent autant d’opportunités d’abus, par l’intermédiaire des prix de transfert et autres accords de transfert de bénéfices. Le passage au régime général à la fin de la trêve fiscale risque d’être difficile à gérer sur le plan administratif, même lorsque les règles sont claires, surtout en l’absence d’exigences appropriées en matière de tenue de registres et de justificatifs. Pour les trêves déjà concédées, il convient de bien comprendre et gérer les risques et complexités administratifs et de reconnaître les inconvénients de cette forme d’incitation. À l’avenir, il faut envisager d’autres formes d’incitations plus simples à administrer, telles que l’amortissement accéléré qui facilitera l’administration (voir raisons exposées ci-dessous).

Dépenses en capital

Il existe bien souvent des règles spécifiques pour les dépenses en capital dans le secteur des ressources naturelles. L’amortissement aux fins de l’impôt est parfois régi par une classification complexe des actifs qui peut s’avérer difficile à appliquer aux ressources naturelles, ce qui risque de mener à des conflits techniques. Une nouvelle classification d’actifs, spécifique à l’extraction de ressources naturelles, pourrait être introduite, mais risque d’être complexe et de nécessiter des recommandations détaillées, ouvrant là encore la porte à des conflits d’ordre technique. Ces complications ne sont pas nécessaires, et il est préférable de les éviter. Les États permettent souvent un amortissement accéléré des dépenses en capital relatives aux ressources naturelles, offrant ainsi une incitation fiscale à l’investissement (associée à un équilibrage des redevances ad valorem ou des plafonds de recouvrement des coûts afin qu’un impôt soit exigible dès le début de production). Avec ce dispositif, les règles d’amortissement seront plus simples que si l’on vise à prendre en compte les multiples vies des différentes immobilisations. Cela limite aussi le non-respect des obligations fiscales, car classer des dépenses en capital en dépenses d’exploitation génère peu d’avantages fiscaux. Même sans amortissement accéléré, les pays ont tout intérêt à réduire le nombre de catégories et à simplifier la classification.

Pour le pétrole, les dépenses peuvent être classées en trois catégories plus larges : recherche, mise en valeur et production. Les dépenses de production peuvent être traitées comme des dépenses d’exploitation et immédiatement passées en charges. Les dépenses de mise en valeur peuvent être traitées comme des dépenses en capital, qui seront toutes soumises à une règle d’amortissement commune, avec, si possible, un nombre limité d’exceptions clairement définies. Les normes comptables permettent un traitement comptable différent des dépenses de recherche. Dans un souci de cohérence, il est préférable de préciser comment ces dépenses doivent être traitées aux fins de l’impôt. La recherche est souvent considérée comme une dépense en capital dans la fiscalité générale, mais, en pratique, les États lui appliquent souvent des incitations fiscales particulières, telles que la dépréciation immédiate ou l’exemption des restrictions de cantonnement habituelles. Ces trois catégories sont généralement définies dans la législation et sont bien comprises par les acteurs de l’industrie; leur utilisation peut donc simplifier considérablement l’administration. Il y aura cependant toujours des sujets de désaccord : l’évaluation de réservoir ou de sites miniers doit-elle être considérée comme une dépense de mise en valeur, et non plus comme une dépense de recherche? Les dépenses de récupération assistée après le début de la production sont-elles considérées comme des dépenses de mise en valeur? Des règles claires et des directives supplémentaires seront parfois nécessaires. Le traitement des coûts indirects ou investissements incorporels, tels que les coûts de forage incorporels, est fréquemment une source de désaccords. L’administration est simplifiée lorsque la loi accepte que les dépenses capitalisées dans le cadre des principes comptables normalisés puissent aussi l’être à des fins fiscales.

De semblables classifications sont susceptibles d’être utiles dans le secteur minier, mais les règles seront certainement plus complexes. Dans le cas du pétrole, le forage et l’installation des machines ont principalement lieu aux stades de la recherche et de la mise en valeur. Des stades distincts similaires existent également en exploitation minière, mais, pendant la production, il est fréquent de devoir renouveler des équipements très lourds, dépenses qui sont normalement considérées comme des dépenses en capital même si encourues en dehors de la mise en valeur de la mine. Là encore, il pourrait être utile d’appliquer une classification simple (dépenses en capital et dépenses d’exploitation) en application des règles comptables généralement reconnues. Les entreprises doivent présenter leurs résultats de façon favorable dans leurs comptes commerciaux, ce qui les incitera à capitaliser les dépenses au lieu de les passer immédiatement en charges.

(Mines) Le traitement fiscal des frais de découverture (enlèvement des stériles et des déchets pour accéder au minerai) peut être source de difficultés. En comptabilité, les frais de découverture engagés avant le début de la production sont généralement capitalisés. Jusqu’à très récemment, il existait une grande diversité d’approches comptables pour la prise en compte des frais de découverture après la mise en production. Dans ce contexte, il apparaît judicieux de définir un traitement standard de ces frais aux fins de l’impôt, prévoyant, par exemple, que les frais de découverture soient passés en charges. Cependant, une norme internationale (IFRIC 20), entrée en vigueur en janvier 2013, propose des recommandations permettant de décider quand les frais de découverture doivent être capitalisés et amortis et quand ils doivent être passés en charges. Les règles sont complexes, mais devraient apporter plus de cohérence.

Les règles de calcul des amortissements peuvent présenter de véritables casse-têtes administratifs si elles ne sont pas assez claires. En vertu des principes comptables, les actifs doivent généralement être amortis sur la période où ils sont économiquement productifs. L’amortissement devrait donc être basé sur des facteurs économiques, comme le taux d’épuisement des ressources minérales (méthode de l’«unité de production»), la durée de vie de la mine ou la durée de vie utile de l’actif. Dans certains pays, l’amortissement des actifs aux fins de l’impôt suit les principes comptables, ou bien les concepts tels que la vie utile, la durée de vie de la mine et le taux d’épuisement de la ressource minérale sont explicitement mentionnés dans les règles fiscales d’amortissement. En conséquence, les vérificateurs fiscaux doivent évaluer le volume de ressources naturelles encore dans le sol et le temps qu’il faudra pour tout extraire. Or, même les experts auraient du mal à se prononcer avec précision sur ces points. Ces règles vont inciter les administrations fiscales à acquérir une expertise technologique très spécialisée, mais, même dans ce cas, il restera des risques de planification fiscale et de litiges. Qui plus est, l’estimation du taux d’épuisement et de la durée de vie de la mine change d’une année sur l’autre, ce qui complique encore les calculs et multiplie les sujets de discorde. L’administration est beaucoup plus simple lorsque l’amortissement suit des règles simples (par exemple : amortissement linéaire des dépenses en capital sur x années, ou sur le nombre d’années restantes sous le permis actuel si ce nombre est plus bas). Les règles doivent être très claires sur la date de début de l’amortissement (ainsi que pour le calcul du prorata sur l’année) pour éviter les manipulations de calendrier (l’amortissement peut démarrer en même temps que la production ou lorsque l’actif est mis en service — on choisira la date la plus avancée entre les deux).

Les abattements pour investissement (appelées parfois «suramortissement») et les crédits pour dépenses en capital sont très fréquents en fiscalité des ressources naturelles, mais, à l’instar d’autres coûts fiscaux artificiels, favorisent la planification fiscale artificielle et les abus, surtout lorsque les taux sont élevés34, et le risque de mauvaise classification des dépenses est grand. Les règles de calcul de ces déductions, et notamment leur rapport avec l’amortissement, manquent parfois de clarté et peuvent déclencher des différends. Il est indispensable de comprendre et de gérer ces risques. L’amortissement accéléré sera parfois plus simple à administrer que les suramortissements et les crédits d’impôts.

Les bénéfices doivent être mis de côté pour faire face à l’accumulation des coûts de fermeture des mines et des puits et de réhabilitation environnementale. Il est de la responsabilité du ministère des ressources naturelles de négocier les programmes d’abandon et de démantèlement et leur financement. De nombreux pays obligent les entreprises extractives à placer des fonds sur un compte séquestre afin de pourvoir à ces dépenses. Il arrive que les règles fiscales générales ne permettent pas la déduction des réserves et provisions, ou laissent régner l’incertitude sur leur traitement. Il est reconnu largement que cela n’est pas adapté aux coûts d’abandon des exploitations de ressources naturelles, car il est dans l’intérêt de l’État que les entreprises prévoient ces coûts, et les bénéfices qui seront générés pendant les années d’abandon risquent de ne pas pouvoir les couvrir. Du point de vue de l’administration fiscale, la méthode la plus simple est de conditionner la déductibilité des réserves à la mise au point du programme d’abandon entre le ministère des ressources naturelles et l’entreprise (à l’évidence, les provisions excédant les dépenses réelles seront imposées). Le ministère des ressources naturelles doit chercher à négocier un plan simple et objectif d’accumulation de réserves pour couvrir les coûts d’abandon estimés, mais cet accord devra être réexaminé régulièrement, car les estimations risquent de fluctuer et de s’affiner avec le temps.

Coûts d’infrastructures sociales

La loi sur la déductibilité des coûts liés aux infrastructures sociales nécessite souvent d’être précisée. Il est clair que les dépenses en capital engagées dans le cadre des activités d’extraction, comme les frais d’infrastructures de transport, doivent être déductibles, mais la situation est moins limpide lorsqu’il s’agit de dépenses liées aux écoles, aux hôpitaux et autres installations qui ne sont pas directement utilisées dans les activités d’extraction. Cela reflète parfois un flou politique. Il arrive, par exemple, que les États demandent aux entreprises d’extraction d’assumer certains coûts aux termes d’accords négociés, mais les règles de déductions dans le cadre de l’impôt sur les sociétés ne prévoient pas toujours clairement que ces coûts pourront être déduits. Les entreprises d’extraction reconnues, conscientes de la nécessité d’emporter le soutien du public, engageront parfois des dépenses d’infrastructures sociales non incluses dans les accords. Il n’est pas toujours évident que ces coûts seront déductibles. Il y a parfois des incohérences entre les règles régissant l’impôt sur les sociétés et les autres impôts, comme les partages de production. Cela pourrait être le signe que les intentions politiques sous-tendant chaque impôt sont différentes, mais cela montre probablement tout simplement que la politique fiscale n’a pas été bien réfléchie. Lorsque la loi n’est pas limpide, les autorités devront défendre clairement les intentions politiques de l’État et appliquer la loi en conséquence. Lorsque la loi exclut clairement certains coûts, l’administration fiscale ne pourra pas les accepter. Dans ce cas-là, il sera peut-être judicieux d’envisager d’amender la loi si elle n’est pas cohérente avec les intentions de l’État.

Transferts de permis

Les transferts de permis d’exploitation de ressources naturelles sont fréquents, et la fiscalité applicable peut varier considérablement. L’imposition des transferts d’activités n’est pas l’apanage du secteur des ressources naturelles, mais les montants concernés peuvent être extrêmement élevés, atteignant plusieurs milliards de dollars, et il existe souvent des dispositions spécifiques aux ressources naturelles. Certains pays ne les imposent pas du tout35. Certains appliquent l’IS (ou la taxe sur les gains en capital) au gain du vendeur, mais permettent à l’acheteur d’amortir le coût (un permis est un actif qui ne rapporte rien). Ce système est globalement symétrique, mais l’État est gagnant sur le calendrier des flux de trésorerie. Dans d’autres pays, les gains sont imposés à l’impôt sur les sociétés, mais les coûts engagés par l’acheteur sont plafonnés ou non déductibles. Certains pays permettent de déduire certains coûts d’acquisition, comme les primes à la signature, ou appliquent d’autres taxes comme la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) ou un droit de timbre sur le produit de la vente.

Dans certains pays, les règles sont compliquées, et notamment en association avec les règles d’amortissement. Les taux diffèrent selon les types d’actifs inclus dans la vente, ce qui peut mener à des différends sur la valorisation et se traduire par une planification fiscale artificielle. Les prix de transfert peuvent encore compliquer la situation. Le traitement des pertes non éliminées, pour le vendeur, peut également se révéler complexe, car de nombreuses règles seront nécessaires pour éviter le «rachat de pertes fiscales» (loss-buying) : rachat d’une entreprise déficitaire afin d’utiliser ses pertes pour compenser les bénéfices d’une autre entreprise (les règles de cantonnement des comptabilités seront parfois suffisantes pour se prémunir contre cette pratique).

Les entreprises essaieront d’éviter les impôts sur les transferts de permis. L’incitation sera plus forte dans les pays où les gains imposés sont artificiels (car ne prennent pas en compte les coûts d’acquisition) ou le régime appliqué aux vendeurs et aux acheteurs n’est pas symétrique.

  • Recourir aux transferts indirects est une manière d’éviter les impôts sur les transferts de permis (transferts de participation dans l’entreprise qui détient le permis). L’administration fiscale aura peine à détecter cette pratique36. La législation générale sur l’imposition des gains ne s’applique pas toujours aux ventes d’actions détenues à l’étranger. Même lorsque c’est le cas, il sera parfois impossible de percevoir l’impôt dû en raison des restrictions incluses dans les conventions. Certains pays, très préoccupés par les transferts indirects, ont mis en place une législation visant à les imposer plus efficacement. L’une des méthodes (adoptée par le Royaume-Uni) est d’imposer les non-résidents sur les gains tirés de ventes de participations dont la valeur provient, entièrement ou majoritairement, d’actifs ou de droits d’exploitation de ressources naturelles, à quoi s’ajoute le droit, pour l’administration, de recouvrer le montant des impôts impayés auprès du détenteur du permis. Une autre approche est de considérer que, lorsqu’il y a un changement dans l’actionnariat (direct ou indirect) d’une entreprise détenant un permis, c’est que celle-ci a opéré un transfert total ou partiel37. Les entreprises devraient déclarer ces gains et, à défaut, être pénalisées. Ces règles risquent cependant de présenter des difficultés techniques importantes.

  • Les transferts de licence en retour de contrepartie non monétaire, tels que les swaps et les amodiations (farm-outs), peuvent offrir des opportunités d’évasion fiscale. Ces contrats peuvent être très complexes. Une amodiation peut, par exemple, prévoir que l’amodiataire prendra à sa charge une part des coûts plus élevée que la proportion de la propriété qu’il acquiert, ou qu’il paiera à l’amodiant des «redevances dérogatoires» en fonction des résultats. La question qui se pose alors n’est pas tant de savoir comment traiter fiscalement les paiements effectués, mais comment taxer la valeur du droit de recevoir ces paiements lorsque les intérêts sont transférés. Le régime d’imposition des gains en capital ne sera pas toujours approprié, et les vérificateurs risquent de ne pas reconnaître les gains de ce type, ou trouver la loi trop difficile à appliquer dans la pratique (nécessité d’évaluer une mine ou un gisement de pétrole, par exemple)38. Si les transferts de permis en retour de contreparties monétaires sont imposés alors que les transferts en retour de contreparties non monétaires ne le sont pas, il est évident que les entreprises s’organiseront pour éviter de payer l’impôt. Il faudra peut-être modifier la législation et/ou faire un effort de formation, pour s’assurer que les contreparties non monétaires de valeur sont imposées.

Il existe bien sûr dans certains cas de vraies raisons commerciales qui justifient la structure des transferts, mais, lorsque la raison de la structuration est d’éviter l’impôt, les montants peuvent être très élevés.

Groupements et redéterminations

(Pétrole) Lorsqu’un gisement de pétrole couvre les zones de plusieurs permis détenus par des entités distinctes ou s’étend sur le territoire de plusieurs pays, le développement du gisement comme projet unique — appelé groupement — est en général plus rentable et causera moins de différends. Dans le premier cas, le ministère chargé du pétrole demandera en général aux détenteurs de permis de conclure un accord de groupement; dans le second cas, le groupement sera négocié dans le cadre d’une convention internationale. En général, une évaluation déterminera le volume de pétrole présent dans chaque zone couverte par un permis (ou chaque pays), un exploitant sera désigné et les parties s’accorderont pour partager les coûts et extraire le pétrole au prorata de leur part du groupement. Les coûts et revenus seront imposés en fonction du régime fiscal applicable à la zone du permis (ou pays) concernée. L’administration fiscale ne devrait normalement pas être impliquée dans la négociation des accords de groupement ou dans les évaluations requises. Les accords de groupement prévoient habituellement une réévaluation de la part de chaque partie au fur et à mesure de la mise en valeur du gisement, lorsque les réserves présentes dans chaque zone (ou pays) se précisent — c’est la redétermination. Il est de coutume, à ce stade, de procéder à un ajustement financier entre les parties de façon à ce que la situation soit semblable à ce qu’elle aurait été si les parts réévaluées avaient été appliquées dès le départ. Cet ajustement inclut fréquemment un ajustement des intérêts. Aux fins de l’impôt, la redétermination n’est pas considérée comme un transfert de droits attachés à un permis; cependant, l’impôt à venir devra refléter les parts révisées, et les impôts exigibles avant la redétermination devront peut-être être ajustés à leur tour. Cet ajustement peut se révéler complexe et source de problèmes, et il est donc fréquent d’avoir une règle simple pour l’imposition de tous les ajustements dus à une redétermination pour les années passées; par exemple, le traiter simplement comme un coût ou un revenu de l’exploitation du pétrole à la date de l’accord sur la créance ou sur le droit à percevoir.

Retenue d’impôt et convention sur la double imposition

La retenue d’impôt et les conventions sur la double imposition jouent un rôle important en fiscalité des ressources naturelles, et il existe une grande variété de méthodes. Leurs répercussions sur l’administration sont variées. Certains pays ont des régimes de retenue d’impôt qui sont extrêmement complexes — en fiscalité nationale ou résultant des différents taux négociés dans les conventions sur la double imposition —, accroissant les lourdeurs administratives et incitant à la planification fiscale internationale. Le risque de chalandage fiscal est réel (sur la retenue d’impôt sur les intérêts et les dividendes ainsi que sur les paiements de services), mais tout dépendra de la nature et de l’étendue des conventions que le pays a signées sur la double imposition. Limiter les variations de taux de retenue d’impôt et définir dans les grandes lignes les paiements auxquels ces taux doivent être appliqués peuvent permettre de simplifier l’administration. Les règles de la retenue d’impôt seront appliquées aux paiements selon qu’il s’agira de paiements de service nationaux ou de revenus de source étrangère. L’origine des paiements peut être source de différends. Une définition claire du terme établissement permanent et des revenus d’origine nationale est nécessaire, mais elle est parfois absente. Pour les pays qui produisent des ressources naturelles, il est plus avantageux que la législation et les conventions sur la double imposition étendent la définition de l’établissement permanent pour inclure la recherche des gisements de ressources naturelles et les installations d’exploitation, afin qu’aucun doute ne soit permis sur le fait que le pays d’accueil a les pleins pouvoirs pour imposer les activités d’exploitation des ressources naturelles sur son territoire.

TVA et exemptions de droits à l’importation

Il n’est pas rare que les importations destinées à l’extraction de ressources naturelles soient exemptées de TVA et de droits de douane. L’une des raisons principales pour exempter les importations de TVA est d’éviter les problèmes administratifs de traitement des demandes de remboursement de montants très élevés de TVA dues au taux zéro appliqué aux exportations de ressources naturelles. Il est parfois difficile de distinguer les importations exemptées de celles qui ne le sont pas, et cela peut se traduire par des abus. Pour éviter ces abus et pour limiter leurs répercussions économiques, ces exemptions devront être clairement définies et limitées aux biens d’équipement spécifiques à ce secteur et qui ne sont pas disponibles ou revendables sur le marché intérieur. Une législation et des règles claires seront requises, qui seront souvent résumées dans la «liste minière» préparée conjointement par l’administration des douanes et par le ministère des ressources naturelles, ainsi qu’une expertise adéquate pour pouvoir vérifier que les importations remplissent les critères d’exemption. Cela nécessitera une coopération entre les douanes et le ministère. Évaluer la valeur des importations exemptées sera une bonne occasion de mesurer la moins-value fiscale et constituera une bonne base de valorisation future si l’utilisation des biens en question ne correspond pas à celle qui a été approuvée39. Si les entreprises extractives sont soumises à la TVA sur la production (ventes sur le marché intérieur, par exemple), un plan de paiement différé pourra être utilisé. Dans ce cas-là, le paiement de la TVA sur les biens importés sera différé jusqu’à ce que le contribuable remplisse sa déclaration de TVA, le crédit d’impôt sur les intrants venant diminuer d’autant les montants à verser.

Incitations à la transformation et la consommation locales

Les États mettent parfois en place une fiscalité incitative pour l’industrie locale de transformation des ressources naturelles. Des règles de fixation des prix de transfert favorables s’appliquent, par exemple, lorsqu’une entreprise de production a recours à une raffinerie locale ou une usine GNL ou une fonderie du même groupe. Cela peut être coûteux et mener à des abus. Une autre possibilité sera de soumettre les exportations de produits non finis à des droits de sortie ou de limiter l’application de la TVA à taux zéro aux exportations de produits finis. La définition d’un produit fini peut ne pas être très claire et déclencher des différends. Limiter la TVA à taux zéro aux produits finis risque d’être particulièrement compliqué, car il sera difficile de savoir, à tous les stades de la production, dans quelle mesure les coûts de production s’appliquent à un produit qui sera finalement exporté comme produit fini. Octroyer une subvention à la production aux usines locales de transformation sera une mesure incitative plus simple, plus ciblée et plus transparente pour encourager la transformation locale.

Les États subissent souvent des pressions pour subventionner la consommation de ressources naturelles locales afin que la communauté puisse en profiter directement. Ils le font soit en contrôlant les prix, soit en réduisant les impôts sur les ressources naturelles destinées au marché local. Cela peut coûter très cher à l’État et, sur le plan politique, cette mesure est critiquée, car elle profite principalement aux plus aisés. Sur le plan administratif, cela peut encourager l’évasion et la fraude fiscale si la production ainsi subventionnée est en fait exportée par contrebande ou dans le cadre de transactions intragroupe très sophistiquées.

La discussion se limitera ici aux prix de transfert des ressources naturelles. Un guide général des prix de transfert pour les économies en développement a été préparé par les Nations Unies (2012).

De la même façon, aux termes de la section 482 du Code général des impôts des États-Unis, l’obligation d’identifier et d’ajuster les prix ne correspondant pas aux prix du marché revient à l’administration fiscale, mais une législation très complète oblige les entreprises à utiliser des prix de pleine concurrence à des fins fiscales et définit des pénalités qui s’appliquent en cas de non respect des obligations fiscales.

Dans de nombreux pays en développement, les investisseurs bénéficient d’accords de stabilisation de l’impôt, mais, dans la plupart des cas, cela n’empêche pas les États de modifier les règles de procédure comme suggéré.

Voir OCDE (2010) pour les définitions.

Cette section ne traite que du secteur pétrolier.

Lorsque différents hydrocarbures sont acheminés par un même oléoduc (vers un terminal de chargement majeur, par exemple), le produit transporté et mis en marché sera un mélange. Afin de refléter les différences qualitatives entre les volumes de chaque gisement, les propriétaires calculeront un volume ajusté des paramètres de qualité. Il est important d’en tenir compte lors du calcul de l’impôt sur les bénéfices et des redevances. Le mécanisme précis dépendra du lieu de valorisation et des caractéristiques propres au réseau d’oléoducs.

Le Brent et le West Texas Intermediate sont parmi les plus cotés.

Cette section ne traite que du secteur gazier.

Il y a également des coûts de gazoducs, mais l’on considère, pour simplifier, qu’il n’y a pas de régime fiscal spécifique et que l’exploitation des gazoducs est imposée sous le régime des activités amont ou le régime GNL.

Voir le chapitre de Kellas dans le rapport du FMI (2010) pour de plus amples informations sur la tarification du GNL.

Les contrats d’enlèvement ferme doivent prévoir des règles claires et bien comprises fixant le moment d’imposition. Pour des raisons comptables, les paiements reçus dans le cadre de ces contrats ne sont en général pas reportés sur le compte de résultats, mais comme revenus différés sur le bilan, et ils ne sont transférés sur le compte de résultats que lorsque les volumes ont été livrés.

Cette section ne traite que du secteur minier.

Cette notion est largement discutée par Otto et al. (2006).

LME = London Metal Exchange. Les ventes de minerai sont souvent tarifées en référence aux prix LME publiés, même si d’autres références peuvent aussi être utilisées.

C’est la méthode choisie par la Zambie pour le cuivre, même s’il y a débat sur ses répercussions sur les fonderies locales.

C’est, dans les grandes lignes, l’option choisie par l’Australie pour son impôt sur la rente tirée des ressources naturelles (Minerals Resource Rent Tax). (Les redevances sont imposées au niveau de l’État, et plusieurs méthodes sont utilisées.)

C’est, dans les grandes lignes, l’option choisie par la Mongolie pour le calcul des redevances.

Au Royaume Uni, les frais de marketing sont déductibles dans le calcul de l’impôt sur les revenus du pétrole, uniquement s’il s’agit d’une vente à une entreprise indépendante.

Comme pour les terminaux GNL, le prix des fonderies nationales pourrait être déterminé par une réglementation de l’État en fonction des objectifs de la politique industrielle générale et pas seulement de la fiscalité.

C’est obligatoire dans beaucoup de pays pour toutes les transactions, pas seulement les ventes contrôlées, ce qui peut s’avérer onéreux. (En Sierra Leone, récemment, les frais d’expertise représentaient environ un tiers des redevances et droits de douane à l’exportation sur les ventes de diamants.) Si l’intention est de faire en sorte que les impôts soient en rapport avec les valeurs réelles, il n’est pas logique de substituer une valorisation par l’État à un prix de pleine concurrence, surtout s’il ne fait aucun doute que l’acheteur est bien une entreprise indépendante.

Ainsi, il sera plus prudent d’allouer les licences d’exploitation pétrolières à des coentreprises qu’à des entreprises isolées.

Limiter les coûts aux coûts réels aura pour effet de limiter les paiements versés à une filiale d’assurance, lorsque l’entreprise est auto-assurée. Les filiales d’assurance sont généralement enregistrées dans des paradis fiscaux et constituent un problème généralisé en matière de prix de transfert.

La plupart des méthodes de fixation des prix de transfert de l’OCDE ne peuvent être vérifiées qu’avec les données de l’associé à l’étranger. Il est donc judicieux que, dans la réglementation sur les prix de transfert, la déductibilité des paiements aux associés soit conditionnée à l’accès aux comptes et aux justificatifs de l’associé en question par l’administration fiscale, lorsque cela s’avère nécessaire pour vérifier la base de valorisation utilisée. Cela sera particulièrement important avec les paradis fiscaux en raison de leurs règles de confidentialité très strictes.

Autre avantage du leasing financier pour les entreprises : il permet de contourner les règles des APP stipulant que la propriété des actifs acquis pour l’exploitation revient à l’État.

Certains pays reclassent les coûts financiers exclus en dividendes. Cela ajoute de la complexité, mais, selon les règles de retenues d’impôt dans le pays, il faudra s’assurer qu’ils ne bénéficient pas d’une fiscalité plus favorable que les dividendes.

Voici un exemple simplifié qui permettra d’illustrer ces craintes. Une entreprise A basée dans un pays producteur (avec un taux d’imposition à 50 %) conclut un contrat à terme pour vendre du brut à 100 dollars dans six mois. L’entreprise associée B basée dans un paradis fiscal (avec taux d’imposition à 0 %) paie 5 dollars pour une option d’achat sur du brut à 100 % à la même date. Si le prix monte jusqu’à 120 dollars, A enregistrera une perte de couverture de 20 dollars, 10 dollars après impôt; B exerce son option et génère un bénéfice de 15 dollars. Si le prix tombe à 80 dollars, A fera un gain de couverture de 20 dollars, 10 dollars après impôt; B laisse son option expirer et accuse une perte de 5 dollars. Dans les deux cas, le gain total est de 5 dollars, mais, dans le premier cas, aucun gain ne sera imposé.

Les coûts de réalisation des infrastructures et les coûts opérationnels, ainsi que les dépenses pour la communauté et la réhabilitation environnementale — pour lesquelles l’industrie vient épauler l’État —, peuvent poser problème; pour les investisseurs, il s’agit là de véritables coûts économiques qui devraient être déductibles. L’administration doit savoir que les règles de déductibilité qui sont perçues comme injustes augmentent le risque de non-respect des obligations fiscales, car les entreprises vont toujours chercher à obtenir des abattements pour les dépenses qu’elles considèrent comme des dépenses légitimes liées à leur activité.

«Ordinaires et nécessaires» est utilisé aux États-Unis et «pleinement, exclusivement engagés pour l’activité de l’entreprise» est employé au Royaume-Uni, mais les coûts déductibles du revenu d’emploi doivent servir «pleinement, exclusivement et nécessairement» l’activité de l’entreprise, et cette formulation est souvent utilisée pour définir le coût de revient de l’activité dans les pays anglophones.

Les pertes des opérations de couverture pourraient en théorie être considérées comme «non nécessaires» et donc non déductibles (les entreprises ne sont pas obligées de se couvrir), mais, dans ce cas-là, il sera essentiel d’informer les entreprises à l’avance.

L’industrie des ressources naturelles, ou certains permis ou projets particuliers, bénéficient parfois de mesures fiscales avantageuses, telles que les trêves fiscales. Dans ce cas, le cantonnement sera nécessaire pour s’assurer que seuls les revenus concernés en bénéficient.

La Norvège n’applique pas de cantonnement par permis ou par gisement pour le pétrole, ce qui simplifie considérablement sa fiscalité.

Si une entreprise de ressources naturelles investit dans plusieurs projets dans la même juridiction fiscale, il y a de fortes chances qu’elle partage des coûts entre les différents projets, que ceux-ci relèvent ou non d’une entité juridique distincte. L’obligation de créer des entreprises distinctes ne résoudra donc pas la question de la répartition des coûts et risque au contraire d’ajouter des coûts (enregistrement, déclarations). Elle risque même d’empêcher les entreprises extractives de bénéficier de synergies fiscales auprès de leurs autorités fiscales d’origine, ce qui entamera l’attractivité du régime fiscal du pays hôte.

Voir Zee, Stotsky et Ley (2002), qui traitent principalement des questions politiques, mais abordent également les considérations administratives et la transparence.

Dans un abattement pour investissement, la dépense d’investissement déductible est augmentée d’un certain pourcentage. Ainsi, avec un suramortissement de 30 %, chaque dépense de développement de 100 dollars ouvrira droit à une déduction de 130 dollars. À l’inverse, un crédit d’impôt à l’investissement de 30 % signifie que, pour chaque dépense de développement de 100 dollars, l’impôt de l’entreprise sera diminué de 30 dollars.

Cela est peut-être fondé sur l’idée que les transferts de permis ont des effets économiques bénéfiques et que l’État perçoit déjà une part justifiée des rentes tout au long de la vie du projet.

Les entreprises doivent en général obtenir l’aval du ministère pour tout transfert de permis, mais cela ne s’appliquera pas forcément aux transferts indirects.

Cela se traduira par une symétrie de traitement, car on peut aussi considérer que le détenteur du permis a immédiatement réacquis les droits attachés au permis.

Dans les pays où les normes comptables internationales sont en vigueur, les entreprises devront parfois comptabiliser ces ventes à leur juste valeur, et cette valeur servira de base à la déclaration des gains (éventuellement soumise à un audit).

Pour aller plus loin sur le sujet, voir Mullins (Daniel, Keen et McPherson, 2010).

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