Décret n° 16/010 du 19 avril 2016 portant règlement d’hydrocarbures

Sans préjudice des impôts, droits, taxes et redevances prévus à l’article 125 de la loi, toutes les activités du contractant ou des prestataires de services, y compris leurs filiales, consultants et sous-traitants sont exonérées de tous impôts et taxes afférents aux sociétés en République démocratique du Congo.

À la demande du contractant, la Direction générale des impôts et la Direction générale des douanes et accises délivrent les certificats de non-imposition selon la procédure en vigueur.

Aux fins de l’application du régime fiscal fixé par l’article 124 de la loi en vue de l’exercice des activités d’exploration et d’exploitation, les blocs sont catégorisés suivant les zones fiscales ci- après :

• zone fiscale A ;
• zone fiscale B ;
• zone fiscale C ;
• zone fiscale D.

Les zones fiscales sont classées en ordre décroissant suivant la catégorisation des blocs fixée à l’article 46 du présent règlement.

L’amélioration des connaissances géologique et environnementale d’un bloc peut modifier sa catégorisation.

Conformément à l’article 46 du présent règlement, à chaque zone fiscale correspond un montant bonus, un taux de royalty, de cost-stop et de profit-oil spécifique.

Conformément aux dispositions des articles 125 et 126 de la loi, la hauteur de chaque bonus axée dans l’arrêté interministériel signé par les Ministres ayant les hydrocarbures et les finances dans leurs attributions.

Les bonus sont payés conformément à la réglementation relative au mode de paiement des dettes envers l’État.

Le contractant retire à l’Administration les documents administratifs qui lui permettent d’effectuer le payement.

À la signature du contrat de partage production, le contractant paie à l’État un bonus négocié dont la hauteur minimale est fixée par arrêté interministériel.

Le bonus d’enregistrement du droit d’exploration est fixé en fonction de la zone fiscale concernée. Il est payé par le contractant à l’inscription du droit d’exploration.

Le bonus de renouvellement du droit d’exploration est fixé en fonction de la zone fiscale concernée. Il est payé parle contractant au renouvellement du droit d’exploration.

Le bonus de renouvellement du droit d’exploitation des hydrocarbures liquides ou des gaz naturels non associés est fixé en fonction de la production. Il est payé par le contractant à l’enregistrement du renouvellement du droit d’exploitation.

Le contractant paie à l’État une prime dont la hauteur est fixée en fonction de la zone fiscale concernée et déterminée dans l’avenant.

Il est payé par le contractant à la signature de l’avenant par les parties et ce, avant l’approbation de l’avenant parle président de la République.

Le bonus de première production est une prime payée à l’État dont la hauteur est déterminée sur base des réserves prouvées et du taux de récupération. Il est payé par le contractant à la production du premier baril commercial.

Conformément à l’article 127 de la loi, avant toute déduction, l’opérateur adresse une lettre de demande d’avis favorable au Ministre accompagnée d’un rapport mensuel contenant les données détaillées de production journalière, notamment les éléments à déduire rubrique par rubrique d’une manière séparée.

Après examen et vérification du rapport par l’Administration, le Ministre autorise les déductions faites par l’opérateur dans un délai de 7 jours.

En cas de divergence sur les déductions visées à l’article précédent du présent règlement, le Ministre ordonne le paiement, sous réserve des résultats de contre vérification constatés dans un procès-verbal signé conjointement par les services du ministère et chaque entité du contractant.

Lorsque le gisement s’étend sur au moins deux zones, le régime fiscal applicable est déterminé en fonction de chaque zone.

Conformément à l’article 127 alinéa 3 de la loi, la royalty est perçue soit en espèces, soit en nature.

L’État se réserve le droit de faire appliquer le facteur R à la connaissance de ses réserves.

En cas de perception en espèces, chaque entité du contractant transmet mensuellement au Ministre, avec copie à l’Administration, la déclaration reprenant la valeur de la royalty tout en précisant les éléments de calcul y relatifs notamment la quantité produite de la période concernée, le prix, le niveau des coûts ainsi que le contrat de vente y afférant.

Sans préjudice de l’article 128 de la loi, la royalty est perçue suivant un taux fixé par pallier dans le contrat en fonction du niveau de la production.

Un délai de quarante-cinq jours, à compter de la fin du mois concerné, est accordé au contractant pour payer la royalty en espèces dans le compte du Trésor public, suivant la réglementation relative au paiement des dettes envers l’État.

En cas de perception de la royalty en nature, le Ministre le notifie par écrit au contractant au moins six mois à l’avance. L’État prend les modalités pratiques quant à ce.

À cet effet, la personne morale désignée pour vendre tient une comptabilité des matières avec le contractant et se présente à l’Administration, dans le délai convenu après exportation ou vente, pour effectuer le paiement pour le compte du Trésor public conformément à la réglementation relative au mode de paiement des dettes envers l’État.

La personne morale désignée, signe un contrat avec le client dont copie certifiée est mise à la disposition du Ministre et du secrétaire général.

Conformément aux dispositions de l’article 129 de la loi, les modalités relatives au paiement de la redevance superficiaire sont celles prévues dans la réglementation relative au mode de paiement des dettes envers l’État.

La taxe statistique est prélevée sur la production nette et est destinée à rémunérer les différents services de l’État qui participent à la gestion des contrats pétroliers.

Le taux de la taxe statistique reprise à l’alinéa 1er est de 1 % de la valeur de la production.

Les Ministres ayant respectivement les finances et les hydrocarbures dans leurs attributions déterminent les services concernés et fixent la répartition de la taxe.

Le contractant, les filiales et les sous-traitants sont soumis à l’obligation de déclarer la taxe sur la valeur ajoutée. Ils en sont exonérés en phase d’exploration et redevables en phase d’exploitation.

Le contractant, les filiales et les sous-traitants paient en phase d’exploitation la taxe sur la valeur ajoutée lors des achats effectués sur le territoire national et se font ensuite rembourser par le ministère des Finances.

Sans préjudice des dispositions de la législation régissant la taxe sur la valeur ajoutée, les Ministres ayant dans leurs attributions les finances et les hydrocarbures déterminent avec le contractant, dans le contrat pétrolier, les modalités de remboursement de la taxe sur la valeur ajoutée.

La taxe sur cession d’intérêt est perçue lorsque la cession génère une plus-value. Le taux appliqué est de 40 % en phase d’exploration et 30 % en phase d’exploitation. La base de calcul de la plus-value est conjointement déterminée par les Ministres ayant les finances et les hydrocarbures dans leurs attributions ainsi que l’entité du contractant concernée et ne peut être supérieure au coût global du programme des travaux de la période concernée.

En application des dispositions des articles 41 et 78 alinéas 1 et 2 de la loi, le cédant n’est exonéré d’aucun droit, obligation et responsabilité nés du contrat avant la date de prise d’effet de la cession ou du transfert.

Le bonus de signature à l’avenant est payable conformément à l’article 126 point 5 de la loi par le cédant avant l’approbation par ordonnance du président de la République et ce, conformément à la réglementation relative au paiement des dettes envers l’État.

Les coûts affectés aux activités d’hydrocarbures sont remboursés.

À cet effet, dès la première production commerciale, une part d’hydrocarbures est affectée au remboursement des coûts pétroliers au cours de chaque année civile dont la hauteur ne peut être supérieure à :

• pour la zone fiscale A : 55 %
• pour la zone fiscale B : 55 %
• pour la zone fiscale C : 60 %
• pour la zone fiscale D : 65 %

Dès le début de la production, chaque entité du contractant récupère sa part des coûts investis dans les travaux pétroliers actualisés et indexés par l’application d’un indice d’inflation communiqué chaque année par la Banque centrale du Congo.

Conformément à l’article 133 de la loi et dans les limites des taux prévus à l’article 280 du présent règlement, chaque entité constituant le contractant assure le financement de l’intégralité des coûts pétroliers.

L’opérateur jouit du droit de procéder, pour le compte de chaque entité, à l’affectation d’une fraction de la production à la récupération des coûts engagés en phase d’exploration et en phase d’exploitation, dès le démarrage de la production commerciale d’hydrocarbures.

Les contributions prévues aux articles 76 et 137 de la loi sont récupérables et font partie des coûts pétroliers dont la hauteur et les modalités de décaissement sont déterminées par le contrat.

Les coûts pétroliers sont récupérés selon l’ordre de priorité des catégories ci-après :

• les coûts d’exploration ;
• les coûts de développement ;
• les coûts opératoires notamment les coûts d’exploitation et les coûts de fonctionnement.

Le contractant est tenu de ressortir clairement, pour chacune des catégories des dépenses énumérées ci-dessus, les dépenses effectives pour le compte de l’opérateur, de chaque entité constituant le contractant, de sociétés affiliées, de sous-traitants et de tiers pour les biens et services fournis.

Les coûts pétroliers liés à un bloc ne peuvent pas être pris en charge par un autre bloc.

La comptabilité des coûts pétroliers fait ressortir :

• le montant total des coûts pétroliers payés et encourus par le contractant ;
• le montant total des coûts pétroliers déjà récupérés ;
• le montant venant en diminution des coûts pétroliers et la nature des opérations auxquelles se rapportent ces montants ;
• le montant des coûts pétroliers restant à payer.

Lorsque les coûts récupérables au cours de la période à laquelle se rapporte le partage de la production sont inférieurs au cost-stop, la différence constitue l’excess-oil.

Dans l’hypothèse où l’excess-oil est dégagé, le contractant informe le Ministre et procède au partage à parts égales entre l’État et le contractant.

En phase de production, le contractant verse annuellement une provision pour coûts d’abandon dans un compte séquestre ouvert à la Banque centrale du Congo.

La provision est considérée comme une charge d’exploitation et est déductible avant le partage du profit oil.

Elle est fixée par un pourcentage d’unité de production sur la base des réserves récupérables restantes au début de chaque année.

La formule pour déterminer le taux annuel de cette provision est fixée par le contrat.

Le compte séquestre est géré selon les modalités fixées par la convention de séquestre.

La provision pour coût d’abandon est libérée par le gouverneur de la Banque centrale du Congo sur demande écrite contresignée par le Ministre et l’opérateur. Le plan d’abandon contenant le coût des travaux d’abandon est annexé à ladite demande.

Les délais de libération de la provision sont fixés par la convention de séquestre.

La part de la production qui se dégage après déduction de la royalty et du cost-stop est destinée à être partagé entre l’État et le contractant suivant un barème progressif qui est fixé dans le contrat.

Au cas où l’État perçoit sa part du profit oil en espèces, le contractant et l’État s’accordent sur les modalités de fixation du prix en tenant compte de la réalité du marché international pour la valorisation des hydrocarbures.

Le contractant effectue le paiement conformément à la réglementation relative au mode de paiement des dettes envers l’État et met à la disposition du Ministre le contrat de vente signé avec l’acheteur au cas où le contractant vend pour le compte de l’État.

Un délai de quarante-cinq jours à dater du partage du profit-oil est accordé au contractant pour verser le profit-oil de l’État dans le compte du Trésor public.

Lorsque l’État désire percevoir le profit-oil en nature, le Ministre le notifie par écrit au contractant au moins six mois à l’avance et fixe les modalités pratiques et libératoires quant à ce.

À cet effet, la personne morale désignée pour vendre tient une comptabilité des matières avec le contractant et se présente à l’Administration, dans le délai convenu après exportation ou vente, pour effectuer le paiement pour le compte du Trésor public conformément à la réglementation relative au mode de paiement des dettes envers l’État.

La personne morale désignée, signe un contrat avec le client dont copie certifiée est mise à la disposition du Ministre et du secrétaire général.

La personne morale désignée tient une comptabilité des matières avec le contractant et se présente à l’Administration des hydrocarbures, dans un délai convenu après exportation ou vente, pour effectuer le paiement pour le compte du Trésor public conformément à la réglementation relative au mode de paiement des dettes envers l’État.

Lorsque le prix appliqué au courant de la période est supérieur au prix fixé à l’article 291 du présent règlement, la différence constitue le super profit-oil.

Les modalités de calcul du super profit-oil sont fixées dans le contrat.

En phase d’exploration, le contractant finance les projets sociaux et de développement durable par une contribution annuelle dont la hauteur est déterminée dans le contrat.

Cette contribution annuelle ne peut être inférieure à 1 % du budget prévisionnel lié au programme minimum des travaux.

Conformément aux articles 77 et 138 de la loi, le Ministre prend un arrêté portant organisation et fonctionnement du comité de concertation chargé de la coordination des interventions sociales en faveur des populations riveraines.

Le comité de concertation est chargé notamment de :

• élaborer les projets de développement en fonction des besoins de la population ainsi que du budget y affecté ;
• assurer le suivi de la réalisation des projets.

Le Ministre approuve les projets et les budgets présentés par le comité de concertation autorise la réalisation des travaux.

Le contractant réalise les projets approuvés.

Les éléments de calcul du régime fiscal se présentent comme suit :

Production nette en bbl (1) (x)Prix en USD (2) = Revenus brut en USD (3) (1)*(2)

Taux taxe statistique (4) (-)Taxe statistique en USD (5) (4)*(3) = Revenu avant déduction royalty (6) (3)-(5)

Taux royalty (7) (-)Royalty en USD (8) (3)*(7) = Revenu net (9) (6)-(8)

Taux cost-stop (10) (-)Coûts en USD (11) (10)*(3) = Profit-oil avant répartition (12) (9)-(11)

Taux profit-oil État (13)

Profit-oil État en USD (14) (12)*(13)

Taux générations futures (15)

Fonds générations futures en USD (16) (14)*(15)

Taux profit-oil contractant (17)

Profit-oil contractant en USD (18) (12)*(17)

Taux provision interventions sociales (19)

Provision interventions sociales en USD (20) (18)*(19)

Profit-oil net contractant à répartir (21) (18)-(20)

Taux société nationale (22)

Profit-oil société nationale en USD (23) (21)*(22)

Taux autres entités (24)

Profit-oil autres entités (25) (21)*(24)

Conformément à l’article 139 de la loi, les clauses fiscales du contrat de services sont déterminées dans le contrat.

Les opérations d’importation et celles d’exportation des biens destinés à l’activité d’exploration-production sont exonérées de tous droits et taxes dans la limite affirmée par la disposition de l’article 254 du présent règlement.

Conformément aux dispositions de l’article 140 de la loi, le contractant dépose lors des opérations d’importation ou d’exportation pour approbation à l’administration des douanes et accises, une déclaration d’exonération des droits et taxes à laquelle sont joints les documents exigés par la loi douanière en vigueur notamment :

• la facture définitive ;
• les documents de transport ;
• l’attestation de vérification ;
• la licence d’importation modèle IB ou d’exportation modèle EB ;
• l’autorisation d’embarquement.

Pour les importations temporaires, le contractant sollicite une autorisation d’importation temporaire auprès de la Direction générale des douanes et accises (DGDA).

Pour les exportations temporaires, le contractant sollicite au préalable auprès de la Direction générale des douanes et accises une autorisation d’exportation temporaire des biens destinés aux opérations pétrolières.

En cas de contestation du contractant en matière de change, une commission tripartite, instituée par le Ministre et composée de représentants du ministère des Hydrocarbures, de la Banque centrale du Congo et du contractant se réunit pour une harmonisation.