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Industries pétrolières
Depuis plus d’un siècle, les compagnies pétrolières, les autorités politiques et la communauté scientifique sont à la recherche d’or noir à Madagascar. Alors que les premières traces de pétrole furent signalées à la toute fin du XIXe siècle, l’exploration s’est depuis orientée dans plusieurs directions, de la recherche d’hydrocarbures liquides offshore à la prospection de pétrole non conventionnel onshore (sables bitumineux, huiles lourdes, etc.). Jusqu’à présent, ces efforts sont mitigés: bien que la présence de pétrole soit prouvée, la taille des gisements et les coûts d’extraction rendent son exploitation difficilement rentable.
Mais la situation pourrait changer : la fluctuation du prix du baril et l’innovation technologique incitent les compagnies à explorer de nouveaux gisements et pourraient bien, par conséquent, faire de la Grande Île un producteur de pétrole dans les années à venir.
Dans ce contexte, Madagascar apparaît comme une « nouvelle frontière » de la prospection pétrolière.
Potentialités
Madagascar dispose de 988 000 km2 de bassin sédimentaire onshore et offshore favorables pour l’exploration des hydrocarbures s’étalant principalement sur la côte nord-ouest et la côte-ouest. 445 000 km2 ont fait l’objet de travaux de recherche, soit un taux de couverture de 45 %19.
Les blocs d’exploration ont d’abord été octroyés par l’OMNIS sur la base de négociations de gré à gré ou d’appels d’offre restreints puis, à partir de 2006, sur appels d’offre internationaux.
Jusqu’à récemment, seize compagnies pétrolières opèrent à Madagascar. Pour l’exploration on shore, six compagnies interviennent en consortium sur trois permis, et neuf agissant seules sont actives sur quatorze permis. Sur les blocs offshores, les gisements en mer, douze compagnies opèrent en consortium sur cinq permis et une autre, Exxon mobil, en solo sur un permis, sur le bloc de Saint André. Mais depuis le 7 mai dernier la joint-venture, composée de Sterling Energy UK Ltd et d’ExxonMobil, a annoncé qu’elle se retire du bloc Ampasindava.
En ce qui concerne le pétrole conventionnel, 73 forages d’exploration ont permis de statuer que la densité des puits est actuellement de 1 puits pour 13 000 km².
Les réserves géologiques des bassins sédimentaires de l’Ouest contiendraient d’importants gisements inexploités d’Hydrocarbures. L’United States Geological Surveys estime qu’en moyenne les ressources techniquement récupérables non découvertes dans ces bassins sont de l’ordre de 10,8 milliards de barils de pétrole et 5 milliards de barils de liquides de gaz naturel. A cela s’ajoutent les réserves de 1,7 milliard de barils d’huile lourde de Tsimiroro, les 2 milliards de barils découlant des grès bitumineux de Bemolanga ainsi que les 83 millions de m3 de réserves de gaz de Manambolo Ouest20.
Figure 38: Carte des blocs d’exploration pétrolière
Les opérateurs multiplient les annonces de découvertes (gaz en septembre 2011 sur le bloc 3112, concession de la compagnie chinoise Madagascar Southern Petroleum Company ; pétrole en octobre 2011 sur le bloc de Sakaraha, concession de la compagnie chinoise Yanchang Petroleum International, etc.) mais un seul gisement est susceptible d’entrer en production rapide : celui de Tsimiroro, dans le bassin de Morondava (centre-ouest), opéré par la compagnie Madagascar Oil.
Utilisation
Si près de 40% du pétrole mondial en 2011 est consommé par le secteur du Transport dans le monde (fret routier, véhicules, navires, transport aérien), il est également destiné à d’autres usages. Un grand nombre de produits qui nous entourent sont fabriqués à partir du pétrole comme par exemple la plupart des matières plastiques, des solvants ou des cosmétiques. Le secteur de la construction routière utilise 90% de la production mondiale de bitume, produit issu des pétroles lourds. Par ailleurs, les engins de travaux publics utilisent fréquemment du fioul (ou diesel).
Projet en cours d’exploitation
Suite au décret pris en conseil des ministres le 15 avril 2015, Madagascar Oil annonce l’octroi à l’OMNIS d’un Titre Minier d’Exploitation d’Hydrocarbures et d’un Titre Minier de Transport d’Hydrocarbures relatifs au Périmètre Contractuel du Bloc 3104 de Tsimiroro.
C’est le premier contrat de partage de production à entrer en phase d’exploitation à Madagascar. Notons que Madagascar Oil a déjà passé 11 ans d’activité d’exploration à Madagascar, et a foré 138 puits. La première phase d’exploitation sera destinée à l’exploitation d’un compartiment géologique supplémentaire, équivalent au forage de plus de 800 puits. Le but est d’augmenter les volumes de vente pour atteindre jusqu’à 10 000 barils d’huile lourde par jour. Le financement de cette étape est évalué à 500 millions de dollars. Les réserves sont estimées selon l’entreprise à 3 Milliards de barils.
L’Etat Malagasy a octroyé un Titre Minier pour 25 ans avec la possibilité d’extension si la production demeure économiquement rentable.
Projets en cours d’exploration et d’évaluation
• Le pétrole de Bemolanga, un projet d’exploration pétrolière présente la particularité d’être aussi un projet minier. En effet, il s’agit d’une réserve de grès bitumineux estimée à 2.5Milliards de barils qui s’exploiterait en carrière. TOTAL a racheté en 2008 60% des parts de Madagascar Oil, et a annoncé un ambitieux programme d’exploration en vue d’une possible production d’ici 2019. Bien évidemment, de nombreux facteurs techniques et économiques devront être réunis pour que l’exploitation soit jugée viable.
D’autres compagnies investissent aussi le sous-sol malagasy :
• Le partenariat entre Enermad Corp et Niko Resources sur le bloc pétrolier appelé Grand Prix de Madagascar. C’est une zone d’environ 16 845 km2 situés dans le bassin de Morondava du canal du Mozambique21.
• Tullow Oil, compagnie britannique titulaire de deux licences d’exploration d’une superficie totale de 18000 Km²: Mandabe (Block 3109) et Berenty (Block 3111)22.
• Wilton Petroleum (20%) et Ophir Energy (80%) se partagent le bloc 2102 de Marovoay. Ce dernier se trouve au nord-ouest de Madagascar et mesure 8 447 km2 en onshore 23.
• Madagascar Oil opère à 100% sur trois blocs pétroliers, 3105-Manambolo, 3106-Morondava, 3107-Manandaza pour la recherche de gaz et de pétrole conventionnel.
• Crown, une entreprise indépendante, est opérateur du bloc Manja 3108 localisé dans le bassin de Morondava, couvrant plus de 7000km2.
• South Atlantic Petroleum BP SAS (SAPETRO) au niveau de Juan de Nova.
Deux cent vingt-deux blocs pétroliers offshores et trois onshores sont encore libres et pourraient faire l’objet d’appels d’offres internationaux.
Conclusion
La Grande Ile offre donc d’importantes réserves dans son sous-sol, non seulement en hydrocarbures, mais aussi en pierres précieuses et en minerais industriels, et ceci, répartis dans tout le pays. Cependant, de gros efforts d’investissements dans le domaine de l’exploration seront encore nécessaires pour mettre à jour toutes les richesses du sous-sol malgache. Aussi, pour attirer de nouveaux investisseurs, il est nécessaire d’avoir des cadres réglementaires simple et harmonieux qui régissent le secteur extractif.
CADRES JURIDIQUE ET INSTITUTIONNEL
Introduction
Madagascar dispose de différents décrets et lois régissant le secteur minier depuis la fin du XVIIIe siècle, quant au secteur pétrolier il est régi par le code pétrolier et le Code Général des Impôts (CGI).
Cadres juridiques
Code minier CM 24
Historique
Depuis 1896, cinq textes ont régi successivement le secteur minier :
• la loi du 31 juillet 1896,
• l’ordonnance n° 60-090 du 05 septembre 1960,
• l’ordonnance n° 62-103 du 1er octobre 1962,
• la loi n° 90-017 du 20 juillet 1990
• la loi n° 95-016 du 09 août 1995.
Mais ces derniers n’avaient pas permis d’atteindre les objectifs fixés, notamment la contribution du secteur minier au Produit National Brut et à l’économie en général. Par conséquent le Parlement a promulgué la loi Nº 99-022 en date du 30 août 1999 instituant la mise en place du Code Minier modifiée par la Loi 2005-021 du 17 Octobre 2005.
Raison d’être du Code Minier
Il a été mis en place afin de permettre aux opérateurs miniers de disposer d’un environnement légal favorable et d’une meilleure gestion du secteur minier malgache, mais aussi de moderniser et de simplifier le régime du secteur minier.
Il porte sur plusieurs volets dont le régime des permis miniers (simplification et amélioration de la gestion des permis miniers), l’infraction minière, les nouveaux rôles de l’Administration dans le secteur. Enfin, Il fait appel à la participation financière des opérateurs miniers par le biais des Frais d’Administration Minière.
Code pétrolier CP
Deux codes pétroliers distincts sont en vigueur à Madagascar : la loi n°96-018 régissant le secteur pétrolier amont (exploration, recherche, extraction des hydrocarbures et acheminement du pétrole brut jusqu’au point de raffinage, ou au terminal pour le transport) et la loi n°99-010 du 17 avril 1999 régissant le secteur pétrolier aval (raffinage, stockage, transport, importation et exportation, et enfin distribution) modifiée par la loi n° 2004-003 du 23 juin 2004.
Loi sur les Grands Investissements Miniers LGIM
Madagascar a adopté la loi Nº 2001-031 du 8 octobre 2002 établissant un régime spécial pour les grands investissements dans le secteur minier modifiée par la Loi n°2005-022.
Cette loi a été promulguée afin de rendre plus attractif le secteur, suite au Code Minier, pour encourager l’industrialisation (traitement en aval) et enfin pour s’affranchir des négociations sur les dispositions fiscales. Elle permet aussi à l’investisseur minier et ses partenaires de disposer d’un cadre juridique stable. Elle définit le cadre légal dans lequel évolueront les grands projets miniers industriels ayant opté pour ce régime spécifique. Les grandes entreprises minières ont le libre choix de se souscrire ou non à la LGIM.
Pour pouvoir bénéficier du régime LGIM, un projet d’exploitation minière doit avoir un investissement d’au moins 50 milliards d’Ariary. Le régime prévoit le développement de projets intégrés, comprenant une mine (attribuable au titulaire du permis minier) et un centre de transformation en aval, tel qu’un centre de raffinerie ou de transformation. Dans le cadre de la LGIM, la stabilité fiscale est accordée pour la durée de vie du projet sur la base des lois en vigueur en 1999 ou, si elle est plus favorable, sur la loi en vigueur après 1999 mais avant la date du Certificat d’Eligibilité. A ce jour, Ambatovy est le seul projet bénéficiant du régime de la LGIM et son Certificat d’Eligibilité date de 2007. Plusieurs projets miniers à venir pourraient se réclamer du régime LGIM, mais aucun n’a atteint le stade du Certificat d’Eligibilité à ce jour.
Code Général des Impôts CGI
Il régit la fiscalité du droit commun à Madagascar et est mis à jour chaque année. On entend par cette dernière les impôts sur le revenu (système cédulaire : IR, IRSA, IRCM, IDH, …), sur les chiffres d’affaires (TVA) et sur les propriétés.
Aspects pratiques des différents cadres appliqués à Madagascar
Le Taux Effectif Moyen d’Imposition (TEMI)
Il représente la part de la rente minière captée par l’État, calculée comme la différence entre les revenus générés par le projet et l’ensemble des coûts associés au projet, ces derniers intégrant la rémunération normale du capital investi. Le TEMI est de 31.6% pour la LGIM et de 52.3% pour le CM.
La rente minière perçue par l’Etat n’est pas suffisante pour le cas de la LGIM.
Figure 39: Partage de la rente selon le régime fiscal et les prix du minerai- Projet Ambatovy
(Source: AFIE, calcul de la mission du FMI)
Le Taux de Rentabilité Interne (TRI)
C’est un outil de décision à l’investissement. Il permet de savoir si les projets sont rentables. Dans le cas présenté ci-dessous, on voit clairement que le TRI de la LGIM (19.4%) est nettement supérieur à celui du CM (17.6%). L’application d’un régime fiscal moins favorable ne remet pas en cause l’attractivité du projet.
Figure 40: TRI selon le régime fiscal et le prix des minerais- Projet Ambatovy (Source : AFIE, calcul de la mission du FMI)
Cadres institutionnels
Ils ont été mis en place en vue de promouvoir le secteur extractif et d’en faciliter la régulation.
Secrétariat Général
Il est chargé de l’administration générale du Ministère. Il coordonne et supervise les activités administratives et financières, veille à la diligence dans l’application et le suivi des décisions prises au niveau du Ministère.
Direction Générale des Etudes et de Développement (DGED)
Elle instaure tous les dispositifs nécessaires pour l’identification et la valorisation du capital naturel des deux secteurs.
Elle est constituée de deux (02) Directions :
La Direction des Etudes et de la Promotion (DEP)
Elle a pour mission d’évaluer et de promouvoir le Capital Naturel Mines et Pétrole de Madagascar.
Elle assure la cohérence et l’efficience de tous les outils mis en place pour faciliter les opérations minières et pétrolières. Aussi, la DEP identifie et solutionne tous facteurs de blocage au bon déroulement d’un projet minier et/ou pétrolier. Elle est chargée par ailleurs de la recherche de partenaires techniques et financiers.
La Direction de Développement des Projets (DDP)
Elle a pour mission d’assister les investissements des projets d’envergure. Elle oriente et conseille les investisseurs en conformité aux priorités économiques nationales, sectorielles ou régionales. La DDP met à la disposition des autorités l’outil de pilotage indispensable à l’évaluation de la pertinence de la politique adoptée et des stratégies mises en œuvre pour le développement des deux secteurs.
La Direction Générale De L’observatoire Technique Et Des Opérations (DGOTO)
Elle s’assure de la mise en œuvre de la politique établie pour les secteurs. Pour cela, elle coordonne, supervise et assure le suivi du déroulement des activités techniques. Les Directions Interrégionales sont rattachées à la DGOTO.
La Direction de l’Evaluation et de la Coordination des Organismes Rattachés (DECOR) Elle assure la conformité des activités et gestion des Organismes rattachés à la politique générale
de l’Etat.
La Direction de l’Administration et de Gestion des Opérations sur les Industries Extractives (DAGOIE)
Elle a pour mission la gestion et l’octroi de différentes autorisations administratives se rapportant aux activités. Elle veille à la mise en harmonie des activités minières et pétrolières avec les normes environnementales existantes.
Les Directions Interrégionales ou Régionales (DIR)
Les Directions Interrégionales ou Régionales représentent le Ministère. Elles sont responsables de l’organisation et de la coordination des services déconcentrés du Ministère. La structure organisationnelle est constituée des services :
Administration et contrôle des opérations ;
Administratif et financier ;
Inspection et suivi des normes environnementales ;
Police des Mines.
Ministère de l’Energie et des Hydrocarbures MEH
Direction Générale de l’Energie
Elle est chargée d’élaborer la Stratégie de mise en œuvre de la politique du Ministère, liée au plan stratégique national de développement du secteur de l’Energie, et en assure l’effectivité.
A ce titre, elle coordonne et supervise les activités des directions techniques qui lui sont rattachées ainsi que celles des organismes rattachés et sous-tutelle relevant de l’Energie, tout en veillant au respect de l’environnement.
La Direction Générale de l’Energie comprend quatre directions techniques :
La Direction du Développement des Energies Renouvelables (DDER)
Elle assure la promotion des Energies renouvelables d’origine hydraulique, solaire, éolienne, biomasse et autres énergies alternatives dans un cadre institutionnel clair et attractif pour les investisseurs, d’une part, et dans le cadre de choix de technologies efficientes et durables pour les usagers, d’autre part.
A ce titre elle est chargée, en synergie et en collaboration avec les Organismes de préparer les autorisations et/ou concession, conformément aux textes en vigueur.
La Direction du Développement des Infrastructures de l’Energie Electrique (DDIEE)
Elle est chargée d’assurer la promotion, l’installation et le développement des infrastructures électriques aussi bien en milieu urbain que rural.
La Direction des Etudes et de la Planification (DEP)
Elle est chargée des études et du développement du secteur de l’Energie. A ce titre, elle procède à la programmation des projets de développement du secteur, et apporte un appui et un accompagnement aux partenaires techniques et aux Investisseurs opérant dans le secteur de l’Energie.
La Direction de l’Energie Alternative (DEA)
Elle est chargée de la mise en œuvre de la Politique du Ministère dans le domaine de l’énergie domestique, particulièrement par rapport à la gestion durable de la filière bois énergie afin d’assurer un approvisionnement des ménages en énergie domestique à prix abordable, et dans le respect de la protection de l’Environnement. Elle contribue à la promotion des énergies alternatives et/ou de substitution au bois énergie par la recherche de solutions innovantes, telle que le biogaz, l’éthanol, etc…
Direction Générale des Hydrocarbures (DGH)
Elle élabore la stratégie de mise en œuvre de la politique du Ministère en matière d’hydrocarbures, et assure la coordination des activités y afférentes.
A ce titre elle coordonne et supervise les activités des directions techniques qui lui sont rattachées et ainsi que celles des Organismes rattachés et sous-tutelle intervenant dans le sous-secteur des Hydrocarbures aval.
La Direction Générale des Hydrocarbures est constituée de deux directions techniques :
a. La Direction des Etudes et de la Règlementation (DER)
Elle effectue des études relatives au secteur des hydrocarbures, élabore le cadre légal et réglementaire régissant le secteur et veille au respect et au suivi desdites dispositions en concertation avec l’Office Malgache des Hydrocarbures (OMH).
b. La Direction des Opérations (DOP)
Elle assure le bon déroulement des activités du secteur pétrolier aval; elle veille à l’application des dispositions légales et réglementaires régissant le sous-secteur aval et à la qualité des produits distribués à des prix raisonnables, ainsi qu’à l’amélioration de la distribution pour atteindre la couverture nationale.
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Table des matières
INTRODUCTION GENERALE
CHAPITRE 1 GENERALITES SUR LES INDUSTRIES EXTRACTIVES A MADAGASCAR
1.1 Introduction
1.2 Industries minières
1.2.1 Potentialités
1.2.2 Substances en exploitation
1.2.3 Substances en cours d’exploration
1.3 Industries pétrolières
1.3.1 Potentialités
1.3.2 Utilisation
1.3.3 Projet en cours d’exploitation
1.3.4 Projets en cours d’exploration et d’évaluation
1.4 Conclusion
CHAPITRE 2 CADRES JURIDIQUE ET INSTITUTIONNEL
2.1 Introduction
2.2 Cadres juridiques
2.2.1 Code minier CM
2.2.2 Code pétrolier CP
2.2.3 Loi sur les Grands Investissements Miniers LGIM
2.2.4 Code Général des Impôts CGI
2.2.5 Aspects pratiques des différents cadres appliqués à Madagascar
2.3 Cadres institutionnels
2.3.1 Ministère auprès de la Présidence chargé des Mines et du Pétrole MPMP
2.3.2 Ministère de l’Energie et des Hydrocarbures MEH
2.3.3 Ministère des Finances et du Budget (MFB)
2.3.4 OMNIS
2.3.5 Office Malgache des Hydrocarbures OMH
2.4 Comparaison des procédures d’octroi de permis entre secteur minier et secteur pétrolier (GIZ).
2.5 Conclusion
CHAPITRE 3 REGIMES FISCAUX ACTUELS
3.1 Introduction
3.2 Fiscalité du droit commun
3.2.1 Procédure
3.2.2 Impôts d’Etat
3.2.3 Impôts locaux
3.2.4 Montant des impôts payés par le secteur extractif en Ariary pour le droit commun en 2014
3.2.5 Bilan du régime fiscal appliqué
3.3 Fiscalité spécifique au secteur extractif
3.3.1 Secteur minier
3.3.2 Secteur pétrolier
3.3.3 Bilan des recettes parafiscales
3.4 Conclusion
CHAPITRE 4 PROPOSITIONS D’AMELIORATION
4.1 Introduction
4.2 Cas rencontrés sur la fiscalité de l’industrie extractive dans d’autres pays
4.2.1 Redevances multi-tarif
4.2.2 Régime fiscal uniforme
4.2.3 La transparence et la gestion des recettes dans les industries extractives
4.2.4 Fonds de développement local
4.2.5 Primes pétrolières
4.2.6 Comparaison entre différents régimes fiscaux d’Afrique
4.3 Enseignements tirés de l’expérience d’autres pays et autres améliorations
4.3.1 Augmentation du taux de la redevance minière et structure multi-tarif
4.3.2 Le mécanisme de cantonnement / déconsolidation (« Ring-fencing »)
4.3.3 Les remboursements de la TVA
4.3.4 Valeur à l’exportation
4.3.5 Répartition et utilisation optimales des recettes
4.3.6 Uniformité du régime fiscal applicable au secteur extractif
4.3.7 Transparence
4.3.8 Stabilité fiscale et renégociation des contrats
4.3.9 Mise en place d’une fiscalité écologique/ Application du principe du pollueur payeur (PPP)
4.3.10 Cagnotte à l’encontre de la population locale
4.3.11 Dépenses sur les infrastructures sociales
4.3.12 Réduction d’impôt en échange de quelques obligations/ valorisations locales ou nationales
4.3.13 Conventions fiscales
4.3.14 Primes/ bonus pour le secteur pétrolier
4.4 Impacts
4.4.1 Augmentation des recettes parafiscales perçues grâce aux redevances
4.4.2 Augmentation des recettes grâce à l’uniformité du régime fiscal
4.4.3 Augmentation des recettes fiscales grâce au ring-fencing
4.4.4 Croissance économique
4.4.5 Transformation économique
4.4.6 Environnement
4.5 Conclusion
CONCLUSION GENERALE
ANNEXES
ANNEXE 1 : QUELQUES DEFINITIONS APPARUES DANS CET OUVRAGE
ANNEXE 2 : LES REGIMES FISCAUX DE L’EXPLOITATION MINIERE
ANNEXE 3 : LISTE DES DIFFERENTES SUBSTANCES
ANNEXE 4 : MODELISATION FISCALE
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