Les investissements réalisés en matière de gaz naturel

LA REDEVANCE SUR LA PRODUCTION

Cette redevance sur la production appelée royalty est un prélèvement classique qui existait dés le début de l’exploitation des hydrocarbures. Pour mieux comprendre le processus de calcul de ce type de prélèvement (section 2), il est nécessaire de traiter l’évolution historique de la redevance (section 1). La technicité du calcul de cetteredevance nous impose à connaitre des informations utiles pour l’opération de calcul (section 3). En outre, le recouvrement de cette redevance revêt une spécificité du fait qu’elle doit être payée à l’agence ALNAFT (section 4).

L’évolution historique de la redevance

Elle est appelée encore royalties ou bonus de production, elle est le plus ancien des prélèvements fiscaux dans la recherche et l’exploitation de pétrole, elle trouve son origine aux Etats-Unis où la propriété du sous sol suit la propriété du sol, elle correspond en quelque sorte à une indemnité compensatrice pour destruction du patrimoine du fait de l’exploitation qui conduit progressivement à l’épuisement des réserves disponibles. La Royalty n’est pas liée au bénéfice, elle est perçue même en cas de perte d’exploitation. Il convient de rappeler que la qualification de ce type de prélèvement est toutefois subordonnée à l’existence d’une contrepartie. Par ailleurs le montant de la redevance et la valeur du service rendu doivent être « équivalents ». Ce critère a été posé par le conseil d’Etat français en 19583 puis confirmé par le conseil constitutionnel en 19781. Enfin le produit de la redevance doit être affecté au service qui a fourni la prestation.
Le concept de la redevance a connu une sérieuse évolution notamment en Algérie depuis le code pétrolier Saharien jusqu’à la loi n° 05/07 relative aux hydrocarbures modifiée et complétée, en vertu de l’ordonnance n°58/1111 portant code pétrolier Saharien. La redevance était considérée dans certains cas, comme partie intégrante une de l’impôt direct (A), dans d’autres cas, comme prélèvement indépendant de l’impôt direct (B)3 .en effet l’article 65-1 de l’ordonnance n° 58/111 a prévu deux situations, selon que le montant de la redevance est inférieur ou supérieur au montant du bénéfice imposable, dans le premier cas: la différence entre ces deux montants est passible d’un impôt direct de 50%, dans le second cas: une somme égale à la moitié de la différence entre ces deux montants peut être déduite par l’entreprise de l’impôt éventuellement dû au titre de l’exercice.
la conception traditionnelle selon laquelle la redevance était un acompte sur impôt a été abandonnée à la suite de l’accord de Djakarta 19644. En Algérie, il a fallu attendre l’ordonnance n° 71-245 pour que la redevance ait cessé de jouer le rôle d’un acompte d’impôt pour entrer comme dépense dans le calcul de l’impôt direct.
Le problème de qualification de la redevance a intéressé l’OPEP, car elle voulait calculer ce prélèvement séparément et distinctement de l’impôt direct, cette position rejoint celle de la doctrine, pour certains: ” la cession d’une ressource naturelle épuisable doit être faite à un prix qui couvre non seulement les coûts de production et les rentes mais aussi le coût de reconstitution de gisement”6. Ce principe a donné lieu à l’établissement de la «Royalty ». Pour d’autres, la redevance « due à partir du moment où le pétrole est sorti de la terre » représente le paiement « fait au propriétaire du soussol en contrepartie d’un droit d’exploiter un gisement en dehors de toute notion de bénéfice»7. « Quelques contrats contiennent des royalties d’échelle glissante. Une redevance d’échelle glissante, prévoit une quantité de redevance inférieure quand la production est inférieure et augmente quand la production augmente »1 .

Le Champ d’application de la redevance

L’article 26 de la loi n 05/07 modifiée et complétée, détermine les opérations imposables, en stipulant que la redevance est établie sur la base des quantités d’hydrocarbures produites et décomptées après les opérations de traitement au champ au point de mesure. On constate que cette disposition était identique à celle prévue dans la loi n°86/14, sauf que la loi n°05/07 dispose que le traitement de champ sera au point de mesure. Son fait générateur est l’extraction du brut issu d’un gisement commercialement exploitable, c’est-à-dire un gisement susceptible de produire des hydrocarbures pouvant être vendu à un prix suffisant pour couvrir les frais de développement2. En outre, la loi exclut du calcul de cette redevance certaines quantités d’hydrocarbures qui sont : soit consommées pour les besoins directs de la production; soit perdues avant le point de
mesure; soit réintroduites dans le ou les gisements, à condition que ces gisements aient fait l’objet d’un seul et même contrat3.

Les informations générales utiles pour le calcul de La redevance

Elles sont générales parce qu’elles concernent tous les périmètres d’exploitation. La Matrice des tarifs de transport par périmètre.Cette matrice fixe le tarif de transport à appliquer pour chacun des périmètres enfonction de sa localisation (NORD ; SUD ou NORD+SUD). Cette matrice doit être construite avec la collaboration des structures opérationnelles :1-Activité TRC / Division Exploitation 2-Activité Amont / Division production / Direction opérations pour les périmètres SONATRACH seule 3-Activité Amont / Division Associations/ Direction technique pour les périmètres en associations.
Cette matrice doit correspondre à l’état de suivi de la production en ce qui concerne les périmètres ; la position géographique de chaque périmètre ainsi que les colonnes de cet état (les quantités) faisant l’objet d’une tarification transport.
Ces matrices doivent être mises à jour à chaque fois qu’un nouveau périmètre est identifié au niveau des (états P1)1 ou si les tarifs de transport sont modifiés par un nouveau décret. Cette actualisation vise à contenir tous les nouveaux périmètres soit exploités par SONATRACH seule ou en association .La périodicité de mise à jour de cette matrice, pour ce qui est des périmètres, doit être annuelle.
Les états prévisionnels de production par périmètre en principe disponibles au plus tard fin décembre, permettront par comparaison à la liste des périmètres existants, de repérer les périmètres qui entreront en production à partir de janvier de l’année prochaine.
Pour chacun des nouveaux périmètres ainsi repérés il faudra connaître dans un premier temps, le positionnement de ces périmètres au niveau des (états P1) afin d’identifier leur flux, Fixer le tarif de transport (NORD, SUD ou NORD+SUD) pour chaque périmètre.
Ces deux étapes doivent faire l’objet de séances de travail entre les structures chargées du calcul et de la déclaration de la redevance et les structures opérationnelles Amont et Transport par canalisations citées plus haut.

Les taux de conversion physique

Le tonnage des produits pétroliers tels que le pétrole brut, condensat, gaz propane liquéfié, gaz naturel et produits raffinés, doit être converti en différentes unités de conversion à savoir : tonne équivalent pétrole (TEP), barils, (BBL), million de british termal unit (MMBTU).

Les investissements réalisés en matière de gaz naturel

Liquéfié (GNL) et de gaz de pétrole liquéfié (GPL) 

Pour les besoins de calcul du coût de façonnage déductible pour le calcul de la redevance qui sera traité dans les modalités de calcul de la redevance, on doit préalablement connaître les investissements réalisés en matière de GNL et GPL. Ces réalisations sont fournies séparément pour le GNL et le GPL en Dinars. Ces investissements doivent être disponibles avant fin janvier, puisqu’elles sont nécessaires à la déclaration du mois de janvier au plus tard le 09 février.
Les réalisations des unités centre de vie (UCV) et celles de l’Administration (ADM) sont réparties au prorata des réalisations GNL et GPL. Ces informations sont transmises par l’Activité AVAL Direction Finances.

Le taux de change mensuel moyen à la vente

Ce taux est calculé sur la base, d’une moyenne arithmétique du mois, des taux de changes journaliers à la vente du Dollar Américain par rapport au Dinar
Algérien publiés par la banque d’Algérie. Ce calcul est fait avec une précision de quatre chiffres après la virgule. Ce taux est calculé par la DCG Finances / Direction des opérations financières, il doit être disponible avant le 05 de chaque mois.

Les Quantités mensuelles exportées par produit et leurs prix De vente

Elles sont transmises par l’activité commercialisation avant le 05 de chaque mois. Elles concernent les quantités de l’ensemble des gisements. Quant au prix de vente de ces produits, il doit être précisé pour chaque destination : Marché national. Exportation. Raffinerie d’Adrar. Autoconsommation. Les prix à l’exportation sont notifiés mensuellement par ALNAFT au plus tard la fin du mois pour lequel ils sont applicables.
Pour les autres destinations (autoconsommation, marché national etc.…), les prix sont fixés par les textes réglementaires en vigueur au moment de la déclaration, quant au prix de raffinerie d’Adrar, il est fixé par décret exécutif.

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Table des matières
TABLES DES PRINCIPALES ABREVIATIONS
INTRODUCTION GENERALE
CHAPITRE PRÉLIMINAIRE
Section 1 : Le cadre juridique de l’amont pétrolier
§1 : Le champ d’application du contrat de recherche
A – Les modalités de conclusion de contrat de recherche
B – La durée du contrat de recherche
§ 2 : Les droits et obligations du contractant dans le Cadre du contrat de recherche
A- les droits du contactant
1 – Les Droits du contractant avant le début des travaux de recherche
a- Le droit d’expropriation
b -Le droit de bénéficier des servitudes et acquisition de terrains
c -L’utilisation du domaine maritime
2- Les droits du contractant au moment de l’exécution du contrat
a- Le droit de renonciation
b -Le droit de bénéficier d’une période de rétention
B- Les obligations du contactant
1-Les obligations avant le début des travaux de recherche
a – L’obligation de préparer une étude d’impact environnementale (EIE)
b – L’obligation de préparer un plan de gestion de l’environnement (PGE)
2- Les obligations durant l’exécution du contrat
a – L’obligation de réaliser un programme minimum de travaux
b – L’obligation de restitution
§3 : Les modalités de conclusion de contrats d’exploitation
A Dans le cadre de contrat d’exploitation
B- Dans le cadre du contrat de recherche et d’exploitation
§4 : Les droits et obligations du contractant communs à ces deux types de contrats
A -les droits du contractant
1-La propriété des hydrocarbures extraits au point de mesure
2-Le droit d’une autorisation de production anticipée
3-Le transfert des droits et obligations
B – Les obligations du contractant
1- Les obligations juridiques
A -La notification de la commercialité du gisement
B -L’obligation de préparer un plan de développement
C -La conservation optimale des gisements
D -L’obligation de remise en état des sites (RES)
2- Les obligations financières et comptables des contractants
A -Le paiement d’un bonus de signature
B -L’obligation de constituer une provision pour faire face aux coûts  d’abandon et/ou restauration des sites
C -La garantie bancaire de bonne exécution
D -La tenue d’une comptabilité
§5 : Les types de contrats d’exploitation
A- Le régime de concession
B- Les contrats de service à risque
C- Les contrats de service sans risque
D – Les contrats de service sans risque
E- Les accords d’association
Section 2 : Le cadre institutionnel de l’amont pétrolier
§1 : La structure de l’agence ALNAFT
A – Le comité de direction
1- La composition du comité de Direction
2- Le fonctionnement du comité de direction
3- Les conditions de prise de décisions
4 -Les pouvoirs du président
B- Le conseil de surveillance
1- La Composition du conseil de surveillance
2 -Le fonctionnement du conseil de surveillance
3 -Les pouvoirs du président
C – Le secrétaire général
§2 : Les missions de l’agence ALNAFT
A – La promotion des investissements nationaux et étrangers
Dans la recherche et L’exploitation des hydrocarbures
B- La gestion et la mise à jour des banques de données concernant
La recherche et L’exploitation des hydrocarbures
C- Délivrer les autorisations de prospection
D -Procéder à des appels à la concurrence et d’évaluer les offres concernant
Les activités de recherche et d’exploitation
E -Suivi et contrôle de l’exécution des contrats de recherche et ou d’exploitation
F- L’approbation des plans de développement
G- S’assurer de l’exploitation optimale des ressources en hydrocarbures
H -La collaboration avec le ministre chargé des hydrocarbures, et l’élaboration des
Textes réglementaires
TITRE I : LES PRÉLÈVEMENTS À CARACTERE DOMANIAL
CHAPITRE 1 LA TAXE SUPERFICIAIRE
Section 1 : Le champ d’application de la taxe superficiaire
§1 : Les opérations imposables et leurs dates d’exigibilité
§2 : Les informations préalables à l’opération de calcul
A Les informations générales
1 -Le taux de change moyen mensuel
2 -Dernier tableau des montants unitaires indexés
B Les informations spécifiques
1 -Caractéristiques générales du périmètre
2 -Superficie en km2 à la date d’exigibilité
3 -Date de notification de déclaration de commercialité
4 -Date d’abandon ou de restitution
Section 2 : Les modalités de calcul et de recouvrement de la taxe superficiaire
§1 : La détermination du montant de a taxe superficiaire
A -Période de recherche
B -Période exceptionnelle
C -Période de rétention
§ 2 : Le recouvrement de la taxe superficiaire (Cas pratique)
Cas pratique relatif au calcul de la taxe superficiaire
CHAPITRE 2 : LA REDEVANCE SUR LA PRODUCTION 
Section 1 : L’évolution historique de la redevance sur la production
Section 2 : Le champ d’application de la redevance sur la production
§ 1 : Les informations générales pour le calcul de la redevance
A- La Matrice des tarifs de transport par périmètre
B -Les taux de conversion physique
C -Les investissements réalisés en matière de gaz naturel Liquéfié (GNL)
Et de gaz de pétrole liquéfié (GPL)
D -Le taux de change mensuel moyen à la vente
E -Les Quantités mensuelles exportées par produit et leurs prix
F -Autoconsommation en gaz naturel des complexes GNL et GPL
G -Autoconsommation mensuelle des STC
§2 : Les informations spécifiques pour le calcul de la redevance
A – Caractéristiques générales du périmètre
B – Etats mensuels de suivi de la production
Section 3 : Les modalités de calcul de la redevance sur la production
§1 : Le calcul de la destination de la production
§2 : Le calcul de la valeur de la production
§3 : Le calcul de la tarification de transport
§4 : Le calcul de coût de façonnage GNL et GPL
§5 : Le calcul de la production en baril équivalent Pétrole par jour (b.e.p)
§ 6 : Les taux de la redevance à caractère progressif
Section 4 : Le recouvrement spécifique de la redevance sur la production
§ 1 : La télé déclaration et le télépaiement fiscal
§ 2 : La mission de recouvrement par l’agence ALNAFT
CHAPITRE 3 : LA REDEVANCE D’USAGE à TITRE ONÉREUX DU
DOMAINE PUBLIC HYDRAULIQUE
Section 1 : Les conditions d’utilisation de l’eau par l’opérateur
§1 : Les conditions juridiques
A-l’obligation de prévoir l’utilisation de l’eau dans le plan de développement
B -l’octroi d’une autorisation de l’utilisation de l’eau
§2 : La condition technique
Section 2 : Les méthodes de l’utilisation de l’eau
§1 : La méthode d’injection d’eau dans les puits pétroliers
A- L’injection d’eau froide
B- L’injection d’eau chaude
§2 : La méthode d’injection d’eau dans l’exploration du gaz non Conventionnel
§ 3 : Les impacts environnementaux de la méthode de Fracturation hydraulique
Section 3 : Les modalités de calcul de la redevance
§1 : Le calcul selon la règle générale
§2 : Le calcul dérogatoire
Section 4 : Les modalités de recouvrement
§1 : Les obligations déclaratives des usagers et de l’agence ABH
§2 : Le contrôle des quantités utilisées
§3 : Le paiement de la redevance
TITRE II LES PRÉLÈVEMENTS À CARACTERE FISCAL
CHAPITRE 1 : LA TAXE SUR LE REVENU PÉTROLIER
Section 1 : 1 Les modalités de calcul des acomptes mensuels
§ 1 : Le calcul des déductions
A -Les conditions de déductions
B -La nature des investissements
C -Les modalités de calcul des déductions
§2 : Le calcul de taux de la taxe sur le revenu pétrolier
Section 2 : La liquidation annuelle de la taxe sur le revenu pétrolier
Section 3 : Le recouvrement de la taxe sur le revenu pétrolier
§1 : Le dossier de déclaration pour le paiement de L‘acompte mensuel
§2 : Le dossier de déclaration pour la liquidation de la TRP annuelle
CHAPITRE 2 : L’IMPÔT COMPLÉMENTAIRE SUR LE RÉSULTAT 
Section 1 : L’impôt complémentaire calculé au taux normal
§1 : La nature des immobilisations et leurs taux d’amortissements
§2 : Le calcul des charges déductibles
Section 2 : L’impôt complémentaire calculé au taux réduit
§1 : La faculté de consolidation des résultats
§2 : Les conditions d’application du taux réduit
A- La condition de fond
B – La condition de procédure
§3 : Les modalités de calcul de l’ICR suite à une consolidation Des résultats
Section 3 : Le recouvrement de l’impôt complémentaire sur le résultat
§1 : La structure de la Direction des Grandes Entreprises
A- Les personnes morales relevant de la DGE
B – L’organisation de la DGE
§2 : Les modalités de recouvrement
CHAPITRE 3 LA TAXE SUR LES PROFITS EXCEPTIONNELS
Section 1 : Le champ d’application de la TPE
Section 2 : Les modalités de calcul de la TPE
§ 1 : La diversification des taux de la TPE
§ 2 : La structure chargée de l’opération de calcul
§ 3 : Sur la régularité de la TPE
CHAPITRE 4 : LES DOITS DE CESSION ET DE TRANSFERT DES DROITS ET/OU OBLIGATIONS
Section 1 : Les conditions de validité de cession et de transfert des droits et Obligations
§1 : L’autorisation de l’agence ALNAFT
§2 : La décision du ministre chargé des hydrocarbures
Section2 : Les cas de cession et de transfert
§ 1 : La cession d’intérêts dans le contrat pétrolier
§2 : Le changement de contrôle
§3 : Le cas de fusion ou d’acquisition de sociétés
§ 4 : Le cas de fusion ou acquisition de société avant la déclaration
de commercialité de ou des gisements
§ 5 : Cas de tout autre transfert
Section 3 : Les modalités de calcul et de liquidation des droits de transfert
§1 : Dans le cas de cession d’intérêts dans le contrat
§2 : Dans le cas de changement de contrôle
§3 : Dans le cas de fusion ou d’acquisition de société
§4 : Cas de fusion ou d’acquisition de société avant la Déclaration de Commercialité de gisement
§5 : Cas de tout autre transfert
CHAPITRE 5 : L’IMPÔT FONCIER 
Section 1 : La base d’imposition
Section 2 : Les modalités de calcul de l’impôt foncier
TITRE III LES PRÉLÈVEMENTS À CARACTERE ENVIRONNEMENTAL
CHAPITRE 1 : LA TAXE SUR LE TORCHAGE DU GAZ
Section 1 : Le cadre juridique imposant la taxe sur le torchage
§1 : La définition de torchage
§2 : L’outil juridique de la réduction des gaz torchés
A- La définition de la norme d’application volontaire
B- Les objectifs de cette norme
Section2 : Le champ d’application de la taxe de torchage
§1 : Les opérations imposables
A- Dans la période de recherche
B- Dans la période d’exploitation
§ 2 : Les personnes imposables
§ 3 : Les conditions de torchage
A- L’autorisation de l’agence ALNAFT
B- Le contrôle a posteriori de l’agence ALNAFT
Section 3 : Les modalités de calcul de la taxe sur le torchage
§1 : Les informations générales
§ 2 : Les informations spécifiques
A – L’indexation du tarife de base
B – La notification du tarif de base
C – L’indexation spécifique à l’opération de torchage
D – Actualisation du tarif de base
E – les volumes de gaz torchés
F – Les dates de début et de fin de l’opération de torchage
§ 3 : La détermination du montant de la taxe
Section 4 : Les modalités de recouvrement de la taxe sur le torchage
§ 1 : Le dossier de déclaration de paiement
§ 2 : Le reporting à l’agence ALANFT
CHAPITRE 2 LES DROITS D’UTILISATION, DE CESSION, OU DE TRANSFERT
DES QUOTAS D’ÉMISSION DE GAZ À EFFET DE SERRE
Section 1 : Le cadre juridique des marchés de quotas
§1 : Le marché de quotas
§2 : Le protocole de Kyoto
§3 : L’instrument juridique efficient pour l’échange des émissions
A- Le mécanise de développement propre
B- Les conditions de participation
1-Le critère d’additionnalité
2-Le critère d’un développement durable
3-le critère des émissions évitées
§4 : Les raisons d’opter pour un marché international Dans La législation
Algérienne
Section 2 : La fiscalité des quotas d’émission de gaz à effet de serre
§ 1 : La nature juridique des quotas d’émission de gaz à effet de Serre
§ 2 : Les diverses qualification juridiques des quotas d’émission de GES
§3 : Le traitement comptable des quotas
§4 : Le traitement fiscal des quotas
A- Le principe de fiscalité de quotas
B – Le traitement fiscal des quotas
CHAPITRE 3
LES AVANTAGES FISCAUX DANS LES ACTIVITES AMONT
PÉTROLIER
Section 1 : Les personnes bénéficiaires
Section 2 : Les conditions d’octroi
§ 1 : L’admission en franchise
§ 2 : L’admission au taux réduit
§ 3 : L’admission temporaire
CONCLUSION GÉNÉRALE
BIBLIOGRAPHIE

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