Les obligations fiscales dans la réglementation pétrolière au Sénégal

Introduction

La hausse mondiale des prix des matières premières, le niveau croissant des investissements et la détection de ressources encore inexploitées ouvrent ainsi de nouvelles perspectives. Cette donne n’échappe pas aux acteurs publics, qui ont bouleversé la structure du marché par l’adoption de nouveaux codes. Les réformes sont tellement fréquentes, les catégories de prélèvements nombreux, les textes multiples, que l’investisseur éprouve beaucoup de difficultés à identifier son régime fiscal ; d’où la légitimité d’une étude, ne serait-ce que très brève, des obligations fiscales des sociétés qui s’activent dans le domaine pétrolier au Sénégal.

On entend par obligation fiscale, toute obligation résultant de la nécessité de payer des impôts pour couvrir les dépenses de l’État. Ici le terme fiscal englobe tous les impôts, taxes, redevances et autres versements auxquels sont soumises les entreprises qui travaillent dans le secteur pétrolier. Pour être plus précis, il s’agit des sommes que ces sociétés versent à la Direction Générale des Impôts et des Domaines (DGID), à la Direction Générale des Douanes (DGD), à la Direction Générale de la Comptabilité Publique et du Trésor (DGCPT), à la Direction de l’Environnement et des Etablissements Classés (DEEC), à la Caisse de Sécurité Sociale (CSS), à l’Institution de prévoyance retraite du Sénégal (IPRES), aux collectivités territoriales, sans oublier les « contributions en nature ».

Les obligations fiscales sont de différents ordres :

Obligation déclarative (échéance, contenu, forme…)
Obligation de paiement (base d’imposition, déduction, taux, régime d’amortissement, report à nouveau, crédit d’impôt…)
Obligation de transparence (tenir une comptabilité, permettre à l’administration fiscale d’exercer son droit de vérification, conserver les pièces justificatives jusqu’à l’expiration du délai de prescription…)

Ce sont toutes les voies de droit qui fondent l’administration à réclamer et percevoir l’impôt, et le contribuable à s’acquitter de l’impôt légalement fondé.

Au Sénégal, la réglementation du secteur pétrolier a commencé depuis longtemps[1] même si du pétrole n’y a été découvert que très récemment[2]. Mais l’objectif fixé à cette étude nous impose de nous appesantir sur les textes en vigueur. Il s’agit notamment de la loi n° 98-31 du 14 avril 1998 relative aux activités d’importation, de raffinage, de stockage, de transport et de distribution des hydrocarbures, de la loi n° 2019-03 du 1er février 2019 portant code pétrolier et son décret d’application[3], de la loi n° 2019‐04 du 24 janvier 2019 relative au contenu local dans le secteur des hydrocarbures de la loi 2014-10 du 28 février 2014 modifiée portant Code des Douanes, de la loi n° 2012-31 du 31 décembre 2012 modifiée portant Code Général des Impôts, du règlement n° 02/97/CM/UEMOA portant adoption du tarif extérieur commun de l’Union économique et monétaire ouest africaine (UEMOA) modifié, des conventions bilatérales. Il est important de signaler que la loi n° 98-31 du 14 avril 1998 relative aux activités d’importation, de raffinage, de stockage, de transport et de distribution des hydrocarbures et la loi n° 2019-03 du 1er février 2019 portant code pétrolier ne prennent pas en compte les spécificités des activités intermédiaires et aval du secteur gazier. C’est pour cette raison que la loi loi 2020-06 du 07 février 2020 portant code gazier a été adoptée pour régir les activités des segments intermédiaires et aval du secteur gazier.

Le Sénégal a réformé sa législation pétrolière afin de répondre, entre autres, aux impératifs suivants :

La transformation des produits sur place pour mieux employer la main d’œuvre locale ;
La réhabilitation des sites miniers pour restaurer l’environnement dégradé ;
La promotion de la compétitivité du bassin sédimentaire ;
L’intégration de la révision constitutionnelle de 2016 selon laquelle les ressources naturelles appartiennent au peuple sénégalais;
L’intégration des meilleurs pratiques et usages en vigueur nés des mutations intervenues dans l’industrie pétrolière et gazière.

Globalement, l’objectif est d’assurer la sauvegarde et la sécurité des intérêts économiques et financiers du peuple sénégalais, tout en préservant l’attractivité et la compétitivité du pays.

Cette réforme apporte des innovations concernant plusieurs aspects:

Réaménagement du régime des titres miniers d’hydrocarbures et des délais d’exploitation ;
Réorganisation des procédures de transport, de stockage et de liquéfaction ;
Réaménagement du régime fiscal et douanier ;
Réaménagement du régime des relations financières extérieures ;
Renforcement de la transparence et de la protection des droits humains et de l’environnement ;
Renforcement du secteur privé national ;
Intégration de nouveaux mécanismes de règlement des différends relatifs aux contrats pétroliers comme l’arbitrage, la médiation ou la conciliation.

Mais nous nous intéresserons seulement aux prélèvements pour ne pas noyer l’essentiel dans des considérations trop généralistes mais surtout parce que le volet fiscal constitue un aspect très important pour les investisseurs, principale cible de cette étude.

L’objectif poursuivi dans le cadre de cette étude est de sensibiliser les entreprises sénégalaises et étrangères qui s’activent dans le domaine du pétrole sur le régime fiscal en vigueur. Il s’agit de leur fournir ne serait-ce que des débuts de réponses à cette interrogation majeure : quelles seront mes charges financières si j’investis dans le secteur pétrolier au Sénégal ?

Le secteur extractif en général, celui pétrolier en particulier, suscite tellement de passions qu’il est à la fois risqué et intéressant de s’y aventurer. Tout le monde en parle alors que peu de personnes le maitrisent vraiment. L’intérêt que suscite ce thème est lié principalement à trois facteurs :

Il s’agit de ressources non renouvelables ;
Son exploitation constituerait une menace pour l’environnement ;
Le secteur pétrolier engendre les promesses d’un développement économique de tout une nation voir d’un continent entier.

Quand on traite de la fiscalité en matière extractive, on a tendance à distinguer deux phases : la phase d’exploration et la phase d’exploitation et de commercialisation.

La fiscalité des industries extractives en générale, celle relative au pétrole en particulier, renferme des particularités par rapport au régime de droit commun. Ainsi, pendant la période d’exploitation et de commercialisation, elle se rapproche un peu de la fiscalité de droit commun ; pendant la phase d’exploration, le régime fiscal est très éloigné des règles du code général des impôts.

Cette étude suivra ce raisonnement traditionnel en traitant respectivement les obligations fiscales en phase d’exploration (I) et les obligations fiscales en phase d’exploitation et de commercialisation (II).

I. Les obligations fiscales en période d’exploration

La phase d’exploration va de la prospection (recherche) au développement (construction) de l’usine, en passant par l’évaluation. Déjà à ce stade, le Code conditionne la signature du contrat à certaines obligations d’ordre fiscal (A). Les autres ne viennent qu’après la signature du contrat (B).

A – Les obligations précontractuelles

L’obtention d’un quitus environnemental est désormais une condition nécessaire pour avancer dans la mise en œuvre des projets. Au-delà du code pétrolier, c’est le code de l’environnement qui le prévoit et en donne les détails. Doit demander un certificat de conformité environnementale tout porteur de programme ou projet à incidence environnementale et sociale dans les différentes catégories d’activités et les ouvrages définis dans la nomenclature des Installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) et dans les annexes 1 et 2 du décret n° 2001-282 portant application du code de l’environnement. Le certificat est valable pour une durée de deux (2) ans renouvelables. Il est délivré par le Ministre chargé de l’Environnement. En attendant la signature du certificat de conformité, une attestation provisoire signée par le Directeur de l’Environnement est délivrée au promoteur, après avis du comité technique interministériel sur le rapport d’évaluation environnementale.

Désormais, toute demande d’octroi, de renouvellement ou d’extension de titres miniers d’hydrocarbures est soumise au paiement de frais d’instruction de dossier, fixés à 50.000 dollars US non remboursables et non recouvrables au titre des coûts pétroliers et acquittés en un seul versement[4].

Il faut signaler également que le titulaire du contrat pétrolier doit verser, au niveau du Ministère chargé des hydrocarbures, un bonus de signature, qui ne pourra être déduit ni dans les coûts pétroliers ni dans l’impôt sur les sociétés. Les conditions et modalités de paiement du bonus sont définies dans le contrat. Avant l’avènement du nouveau code, le bonus de signature n’était pas obligatoire. Cependant, certains opérateurs y consentaient volontairement et librement[5].

B – Les obligations post-contractuelles

D’abord avec le nouveau code pétrolier, l’on constate une augmentation des loyers superficiaires dont les montants sont déterminés par le code lui-même :

période initiale d’exploration : 30 dollars US par Km² par an ;
première période d’exploration : 50 dollars US par Km² par an ;
deuxième période d’exploration : 75 dollars US par Km² par an.

Avec le nouveau code, seules les modalités de recouvrement du loyer superficiaire sont déterminées dans le contrat pétrolier. Le contrat stipule très souvent que le loyer superficiaire doit être versé au plus tard le premier jour de chaque année contractuelle. Les loyers superficiaires sont versés par le contractant à PETROSEN. Ils sont réglés pour l’année entière d’après la zone contractuelle détenue par le contractant à leur date d’exigibilité. En cas de renonciation en cours d’année contractuelle, il n’y a pas de remboursement des loyers déjà versés.

Des dépenses sociales, au profit des populations locales et au titre de la responsabilité sociétale d’entreprise (RSE), dont les modalités sont fixées dans le contrat pétrolier, sont imposées aux titulaires de titres miniers d’hydrocarbures. Il peut, par exemple, s’agir d’obligations de construire des infrastructures ou de fournir une offre d’éducation et de formation.

Durant la phase d’exploration et de développement de la mine, le titulaire d’un contrat pétrolier est tenu au paiement de la redevance statistique (1%) et des prélèvements communautaires CEDEAO (0,5%) et UEMOA (0,8%).

Les textes accordent beaucoup de privilèges fiscaux durant la phase d’exploration ; il s’agit de privilèges qui disparaissent ou qui diminuent lorsque l’entreprise entre dans la phase d’exploitation et de commercialisation.

II. Les obligations fiscales en phase d’exploitation et de commercialisation

Pendant la phase de production, le titulaire du titre et les sociétés sous-traitantes sont non seulement soumis à l’IS et les droits et taxes prévus par le CGI (A), mais également paient d’autres impôts qui sont spécifiques à son domaine (B).

A – La soumission au régime fiscal de droit commun

Pour veiller à la cohérence de traitement par rapport aux autres secteurs de l’économie, l’exploitation des ressources naturelles est normalement soumise au code général des impôts. Les questions d’ordre général qui se posent sont le taux d’imposition, les déductions admissibles au revenu brut et la mesure dans laquelle les pertes sont reportées à nouveau. Ainsi, le contrat peut prévoir des adaptations pour mieux tenir compte de la particularité du secteur.

Le Code Général des Impôts (CGI) prévoit différentes catégories d’impôt et de taxe. On distingue les impôts directs[6] des impôts indirects[7].

D’après une lecture combinée des articles 43 et 45 du nouveau code, l’impôt sur les sociétés, les autres impôts, taxes et droits dus par les titulaires de titres‐miniers d’hydrocarbures et les entreprises qui leur sont associées dans le cadre de protocoles ou d’accords, sont exigibles dans les conditions de droit commun (Code général des impôts). L’article 634 du CGI prévoit que « tout contribuable, même bénéficiant d’une exonération, doit déposer, dans les délais légaux, les déclarations fiscales auxquelles il est tenu, avec la mention de tous les renseignements le concernant sur les imprimés ou formules mis à sa disposition, au niveau du service des impôts compétent ». Cette obligation déclarative peut s’effectuer soit par dépôt physique des éléments, soit par voie électronique. Conformément à l’article 449 du CGI, les assujettis (y compris ceux n’ayant réalisé aucune opération imposable) qui ne sont pas soumis à la Contribution Globale Unique sont tenus de remettre tous les mois au bureau du recouvrement compétent, dans le délai fixé par le code (en général au plus tard, le 15 du mois suivant le fait générateur), une déclaration relative aux opérations qu’ils ont effectuées le mois précédent.

L’article 30 du Code Général des Impôts dispose que « les sociétés et les personnes morales visées à l’article 4 sont tenues de déclarer le montant de leur bénéfice imposable ou de leur déficit de l’année précédente au plus tard le 30 avril de chaque année ». Sous peine d’amende prévue à l’article 667, les sociétés visées doivent, aux termes de l’article 31, déposer au niveau du bureau de la formalité du centre des services fiscaux compétents, cinq (5) exemplaires de leurs états financiers revêtus du visa d’un agent habilité à cet effet.

Le code gazier renvoie également au code général des impôts[8] et au code des douanes[9] pour le régime fiscal et douanier des entreprises qui s’activent dans le sous-secteur du gaz.

Il ne faut surtout pas oublier la régularisation des droits et taxes qui avaient été suspendus lors de la phase d’exploration. Leur paiement a tout simplement été différé.

Cependant même si, durant la phase d’exploitation, la fiscalité du secteur pétrolier se rapproche de celle de droit commun, il existe plusieurs catégories de prélèvements spécifiques.

B – Les prélèvements spécifiques

Pendant la phase d’exploitation, le titulaire du titre pétrolier ne paye pas de redevance superficiaire[10]

Avec le nouveau code, l’on assiste à une rationalisation dans la détermination de la redevance ad valorem[11]. En effet, les taux de redevance applicables sur les productions de pétrole brut ou de gaz naturel étaient fixés comme suit[12] :

hydrocarbures liquides exploités à terre : 2% à 10% ;
hydrocarbures liquides exploités en mer : 2% à 8% ;
hydrocarbures gazeux exploités à terre ou en mer : 2% à 6%.

Actuellement, les taux sont fixés comme suit :

Hydrocarbures liquides exploités onshore : 10% ;
Hydrocarbures liquides exploités offshore peu profond : 9% ;
Hydrocarbures liquides exploités offshore profond : 8% ;
Hydrocarbures liquides exploités offshore ultra profond : 7% ;
Hydrocarbures gazeux exploités onshore, offshore peu profond, offshore profond, offshore ultra profond : 6%.

La redevance est payable, en tout ou en partie, soit en nature soit en numéraires, à l’option de l’Etat lors de chaque paiement. En cas de retard dans le paiement ou la livraison de la redevance, les sommes ou quantités sont majorées d’un millième (1/1000^ème) par jour de retard.

En plus de la redevance statistique et des prélèvements communautaires qu’il payait dans la phase d’exploration, d’évaluation et de développement, le titulaire du titre minier est soumis (sauf dispositions spéciales contraires) aux droits de douanes[13] et prélèvement du Conseil Sénégalais des chargeurs (COSEC 0,4%) pour l’importation des :

matériels ;
matériaux ;
fournitures ;
machines et équipements ainsi que des pièces de rechange ;
produits et matières consommables.

La limitation des taux annuels de recouvrement des coûts pétroliers, constitue également une innovation dont l’incidence fiscale est évidente.

Le code pétrolier ne traite pas expressément de la vente des carburants à la pompe. Il s’agit peut-être d’un renvoi tacite à d’autres textes spécifiques. Notons tout simplement que les vendeurs de carburants à la pompe peuvent subir des prélèvements pour les droits de porte, la TVA^[14], la Taxe Spécifique (TS)^[15]. La taxe spécifique unique ou « droits d’accises consolidés » regroupe l’ensemble des prélèvements fiscaux et parafiscaux appliqués aux produits pétroliers, autres que les droits de porte et la TVA. Il y a également le prélèvement pour le Fonds de Sécurisation des Importations des Produits Pétroliers (FSIPP)[16] et le Prélèvement de Soutien au Secteur de l’Energie (PSE)[17].

Sont soumises au prélèvement FSIPP :

pour les produits provenant de l’extérieur, l’entreprise exerçant une activité de distribution, de raffinage, de stockage, de transport et de distribution des hydrocarbures ;
pour les produits fabriqués localement, l’entreprise exerçant une activité de raffinage.

Les redevables du prélèvement FSIPP sont tenus de remettre, avant la fin de chaque mois, au Receveur chargé des taxes indirectes du siège, du domicile ou de leur principal établissement (même lorsque le redevable n’a effectué aucune opération soumise au prélèvement FSIPP), une déclaration, en double exemplaire, relative aux opérations qu’ils ont effectuées le mois précédent.

Les redevables du prélèvement FSIPP sont tenus de calculer eux-mêmes et d’acquitter en même temps qu’ils déposent leur déclaration, le montant du prélèvement FSIPP exigible sur les opérations réalisées le mois précédent.

Quant au PSE, le tarif est fixé comme suit :

Nature du produit	Tarif (en francs CFA par m3 ou par tonne)
Gasoil (m3)…………………………….	15.000
Diesel oil (tonne)…………………….	15.000
Fuel oil 180 (tonne)…………………	15.000
Fuel oil 380 (tonne)…………………	15.000

Le recouvrement de la taxe est du ressort de la Direction générale des Impôts et des Domaines pour les livraisons au Sénégal, et de la Direction générale des Douanes pour les importations.

Conclusion

Le secteur pétrolier sénégalais est régi par un ensemble de textes épars qui tentent de concilier attractivité et sauvegarde des intérêts économiques nationaux. En effet, pendant les travaux de recherche, évaluation et construction de l’usine, les investisseurs bénéficient d’un régime fiscal allégé avec beaucoup d’exonérations ; comme pour se rattraper, en période d’exploitation et de commercialisation, l’Etat les imposent plus sévèrement.

En perspective, on peut s’interroger sur l’opportunité ou la pertinence d’octroyer autant d’allègements fiscaux dans un contexte mondial où le pétrole reste un produit des plus recherchés.

Sara TINE, Juriste fiscaliste

Directeur du Cabinet SAND CONSULTI NG (https://www.sandconsulting.sn);

Doctorant chercheur en fiscalité des industries extractives à l’Ecole doctorale des Sciences Juridiques, Politiques, Economiques et de Gestion (EDJPEG) – Université Cheikh Anta DIOP de Dakar (UCAD).

[1] Voir, entre autres textes, Ordonnance n°4 d 22 décembre 1959 fixant le régime juridique et fiscal de la recherche, de l’exploitation et du transport des hydrocarbures ; Ordonnance n° 60-24 du 10 Octobre 1960 fixant le régime juridique et fiscal de la recherche, de l’exploitation et du transport des hydrocarbures au Sénégal ; Loi n°86-13 du 14 avril 1986 portant code pétrolier du Sénégal ; Loi n°98-05 du 08 janvier 1998 portant Code Pétrolier

[2] Du pétrole et du gaz naturel ont été découverts entre 2014 et 2018 au niveau des blocs de Sangomar offshore profond, Saint Louis offshore profond et Cayar offshore profond. Concernant le gaz, rappelons que le Sénégal produit du gaz naturel dans la zone de Gadiaga/Sadiaratou depuis 1997.

[3] Décret n°2020‐2061 du 27 octobre 2020 fixant les modalités d’application de la loi n°2019‐03 du 1er février 2019 portant Code pétrolier.

[4] Article 46 du nouveau Code pétrolier.

[5] Voir par exemple le décret n° 2012-1370 MEM/DHCD/ANT/cmb du 28 novembre 2012 portant approbation du Contrat de Recherche et de Partage de Production d’Hydrocarbures conclu entre l’Etat du Sénégal, la Société des Pétroles du Sénégal (PETROSEN) et la compagnie ELENILTO Sénégal LLC pour le Bloc de SENEGAL OFFSHORE SUD SHALLOW.

[6] Les impôts directs sont essentiellement constitués de l’impôt sur le revenu, l’impôt du minimum fiscal, la taxe représentative de l’impôt du minimum fiscal, les contributions foncières, la contribution des patentes, les licences, la taxe sur les armes à feu.

[7] Les impôts indirects sont nombreux et variés. Nous avons d’abord la taxe sur la valeur ajoutée (TVA avec un taux de 18%), la taxe d’égalisation et la taxe sur les activités financières (ex TOB) qui sont intrinsèquement liés au chiffre d’affaires, ensuite les droits accises qui sont notamment la taxe sur l’alcool et les liquides alcoolisés, la taxe sur les boissons gazeuses, la taxe sur le café…et enfin les droits d’enregistrement.

[8] Article 63 de la loi 2020-06 du 07 février 2020 portant code gazier : « Les titulaires de licence ou concession ainsi que les entreprises qui leur sont associées dans le cadre de protocoles ou accords, effectuant des activités des segments intermédiaire et aval du secteur gazier, sont soumis aux impôts, droits et taxes dont ils sont redevables conformément aux dispositions du Code général des Impôts. »

[9] Article 64 de la loi 2020-06 du 07 février 2020 portant code gazier : « Les titulaires de licence ou concession ainsi que les entreprises qui leur sont associées dans le cadre de protocoles ou accords effectuant des activités des segments intermédiaire et aval du secteur gazier sont soumis au paiement des droits de taxes conformément aux dispositions du Code des Douanes. »

[10] Article 41 du nouveau code pétrolier : « L’exploitation des gisements d’hydrocarbures étant un acte de commerce, elle n’ouvre droit à aucune redevance foncière ou du tréfonds. »

[11] Les redevances peuvent être fixes, superficiaires ou ad-valorem. La redevance ad-valorem est basée sur la valeur du bien objet de la redevance.

[12] Article 41 de l’ancien code pétrolier.

[13] Voir le règlement n°02/97/CM/UEMOA portant adoption du tarif extérieur commun de l’Union économique et monétaire ouest africaine (UEMOA), modifié à plusieurs reprises.

[14] Les droits de porte et la TVA varient avec le prix du baril.

[15] Pour plus de détails sur les prix des produits pétroliers, voir par exemple l’arrêté ministériel n° 02026 en date du 17 février 2016 abrogeant et remplaçant l’arrêté n° 01804/MEDER/CNH/PAD/rcss du 12 février 2016 fixant les prix plafonds des hydrocarbures à la consommation pour compter du 17 février 2016.

[16] Voir décret n°2006-953 du 26 septembre 2006 portant création et fixant les règles d’organisation et de fonctionnement du Fonds de Sécurisation des Importations de Produits pétroliers (FSIPP), J.O. N° 6320 du SAMEDI 20 JANVIER 2007.

[17] Voir les articles 21 à 29 de la loi de finances de 2019.