Confronté au désamour des investisseurs étrangers pour le domaine minier national, le département de l'Energie et des Mines a dû se résoudre à revoir sa législation en matière d'hydrocarbures. Le second amendement à la loi 05-07 relative aux hydrocarbures devra conférer de nombreux avantages, fiscaux en particulier, afin d'inciter d'éventuels partenaires à relancer l'effort de prospection. Une révision qui assouplit certes les conditions d'exercice des activités de prospection et/ou d'exploitation des hydrocarbures, comme l'allongement de la période d'exploration à 11 ans et d'exploitation à 40 ans, pour le cas des hydrocarbures non conventionnels. Quoi qu'il en soit, les réaménagements fiscaux constituent le cœur des changements introduits par ce nouvel amendement. Comme précisé en cours de semaine par le ministre de l'Energie et des Mines, l'architecture fiscale ne change pas, mais ce sont les modèles de calculs des différentes taxes qui évoluent. C'est le cas par exemple de la redevance sur les hydrocarbures extraits. L'amendement introduit un changement majeur dans la mesure où dans le cas d'hydrocarbures non conventionnels ou ceux issus d'un périmètre d'exploitation d'un niveau de difficulté élevé, la redevance est fixée à 5% à l'ensemble de la production, soit en deçà du minimum fixé précédemment par la loi de 2005 (5,5%). Le nouveau texte modifie également les modes de calculs de la taxe sur le revenu pétrolier (TPR) qui se base désormais sur le taux de rentabilité via un coefficient taux de profit brut/taux de dépenses d'investissement actualisées. Si ce coefficient est inférieur à 1 dans le cas de taux de profits à 10% et taux de dépenses d'investissements à 10% (R1), la TRP varie entre 10 et 30%. Si ce même coefficient est supérieur à 1 dans le cas du taux de profit à 20% et de dépenses à 20% (R2), la TRP passe à 70% et à 40% pour le cas des hydrocarbures non conventionnels. Le prélèvement de l'impôt complémentaire sur le revenu suit ce même coefficient R2. L'ICR est fixé par le texte au taux de 19%, mais il passe à 80% en cas de profits exceptionnels, permettant leur écrémage. La gestion de la fiscalité revue et corrigée Au-delà de la formule des prélèvements, la nouvelle loi révise la manière d'appréhender la fiscalité pétrolière. Elle impose ainsi à l'Agence de valorisation des ressources en hydrocarbures (Alnaft) de permettre à l'administration fiscale d'accéder aux éléments d'informations utilisés dans le calcul de la fiscalité pétrolière, afin d'assurer plus de transparence à la gestion de la fiscalité pétrolière. La mouture de 2012 introduit également un article 97 bis grâce auquel tous les intervenants «exerçant au moins une des activités objet de la présente loi (agences des hydrocarbures ou opérateurs, ndlr) sont assujettis aux obligations de contrôle des sociétés (par l'administration fiscale, ndlr), tel que prévu par l'article 141 bis du code des impôts directs et taxes assimilées». Autre facteur de contrôle du secteur des hydrocarbures, le renforcement du monopole de Sonatrach. Un renforcement qui transparaît à travers la réintroduction du contrôle entier et exclusif de Sonatrach de l'activité transport par canalisations. L'activité raffinage est également concernée par la consolidation du rôle moteur de la compagnie nationale des hydrocarbures dans la mesure où celle-ci devra désormais être systématiquement associée à tout projet de raffinage, en s'attribuant bien entendu la majorité du capital. Sonatrach bénéficie également du droit de préemption dans tout transfert de participation de parts par ses partenaires associés, à condition de le faire valoir dans un délai de 90 jours à partir de la date de notification de ce transfert à l'Alnaft. Le texte précise également que les transferts de participations sont soumis à un droit non déductible de 1% sur la valeur de la transaction à verser au Trésor public. Cette mouture se veut certes avantageuse pour les investisseurs étrangers, sans toutefois concéder ce qui relève de la souveraineté dans le domaine minier.
