L'autonomie relative des Codes Pétroliers en matière ... - carpem

L’autonomie relative des Codes Pétroliers en matière fiscale en Afrique noire :
Exemple à partir de l’impôt sur les sociétés en droit camerounais et ivoirien
par Stéphane ESSAGA 1
SOMMAIRE
I- L’énonciation de la composition des produits : une liste illusoirement
originale
A- Un contenu commun
1- Les produits listés communément dans les deux législations
2- Le cas particulier du traitement des plus-values en Côte d’Ivoire
B- Une originalité relative
1- La relative originalité des produits identiquement énumérés dans les deux législations
2- La relative pertinence du traitement des plus-values en Côte d’Ivoire : violation du droit
communautaire et irrationalité de l’avantage ainsi consenti
II- Les conditions de déductibilité des charges : des règles illusoirement
optimales
A- Les charges faisant l’objet d’une appropriation-réformation a minima
1- Le domaine circonscrit des charges régies par les Codes Pétroliers
2- La portée délétère de cette appropriation
B- Les charges faisant l’objet d’une complexification des conditions de déductibilité
1- Le périmètre des charges concernées
a- Les charges constitutives des frais généraux
b- Le cas particulier des charges financières
2- La nature de la complexité introduite
a- Des conditions de déductibilités des frais généraux soit similaires, soit en deçà du droit
commun
1 Inspecteur des Impôts en service à la Direction Générale des Impôts du Cameroun
Négociateur Pétrolier pour le compte de la République du Cameroun
Représentant de l’Association Internationale des Négociateurs Pétroliers de Houston en Afrique Centrale
Directeur Exécutif du Centre Africain de Recherche sur les Politiques Energétiques et Minières (CARPEM, France)
1

- Des conditions de déductibilité des intérêts soit limités dans leur nature, soit iniques dans
leurs conditions
i. La (double) limite quant à la nature des intérêts fiscalement déductibles
i.a. Une limite négative : la non déductibilité des intérêts courus en phase d’exploration
i.b. Une limite positive : la déductibilité des intérêts capitalisés en phase de développement
ii. La limite quant au taux des intérêts appliqué
INTRODUCTION
Plus de 10 ans après la promulgation des Codes Pétroliers Camerounais et ivoirien, aucune analyse
de ces instruments n’est disponible. Aucune étude ni partielle ni complète, sur la nature, la portée et
l’intérêt de ces lois-charnière n’a été faite par les universitaires et / ou chercheurs, alors même qu’elles
constituent la pierre angulaire de pilotage, de gestion et finalement d’exploitation des ressources
pétrolières de ces Etats.
Les Codes Pétroliers constituent un gisement d’informations à haute portée heuristique. Déjà leur
irruption généralisée dans les années libérales s’explique de façon subjective et téléologique par la
dynamique de marchandisation des droits pétroliers impulsée par les Etats-Unis d’Amérique 2 , et pas
seulement objectivement par l’autonomisation du droit pétrolier vis-à-vis du droit minier 3 . Autrement
dit, les Codes Pétroliers en tant qu’instruments juridiques symbolisent 4 clairement l’arrimage (voulu ou
contraint) à la mondialisation des Etats africains aux lois du marché, et plus précisément constituent les
vecteurs de l’hégémonie du régime paraconstitutionnel 5 en matière pétrolière. La problématique de leur
attractivité est au demeurant prise au sérieux par les acteurs, ceci indépendamment de l’environnement
économique international 6 .
2
Lire Noel (P.), Production d’un ordre pétrolier libéral. Une politique normative américaine dans les relations
internationales entre 1980 et 2000, Thèse Université de Grenoble II, 2000
3
Au début des indépendances, la législation minière ne distinguait pas les différentes ressources minières, y compris celles
du pétrole. Progressivement dans le temps, certaines lois commencèrent à statuer seulement sur le pétrole brut, pour
déboucher sur la généralisation des codes pétroliers à partir du milieu des années quatre –vingt, avec de rares exceptions
comme le Maroc qui adopta son premier Code Pétrolier le 21 juillet 1958 sous la pression il est vrai de la rédaction alors en
cours de la Convention entre l’Etat marocain et le groupe italien E.N/I, signée le 26 juillet 1958. (Lire Moulay Ahmed,
Idrissi Benyacine, Droit pétrolier et conventions pétrolières au Maroc, Les éditions maghrébines, Casablanca, 1974, page
11).
4
Lire Cabrillac (R.), Le symbolisme des codes, in L’Avenir du droit, Mélanges en hommage à François Terré, Paris
Editions Dalloz, 1999, pp 212-220.
5
Selon Pierre Noël, op. cit, 9, « les dispositions centrales du régime juridique para-constitutionnel des investissements
concernent le règlement des différends entre investisseurs et Etat, le droit applicable au contrat, la définition des droits
économiques, les conditions d’exercice du droit des nationalisations et de certaines prérogatives réglementaires, l’égalité
de traitement entre investisseurs étrangers et nationaux, et enfin les conditions d’octroi des droits d’accès au territoire ».
6
Ainsi le Président de la Commission permanente de négociation des Contrats Pétroliers et Gaziers au Cameroun
affirmait : « la législation pétrolière précédente était jugée complexe par l’industrie pétrolière…Aujourd’hui, grâce
notamment aux actions permises par le nouveau Code Pétrolier, nous sommes partis d’un niveau d’investissement de moins
de 5 millions de dollars en 1997 à plus de 100 millions de dollars en 2002 ( …) C’est-à-dire qu’en trois années
d’application du nouveau Code Pétrolier, les retombées sont fort éloquentes… » Interview parue dans le trimestriel
2

En effet, les Codes Pétroliers sont des instruments juridiques décisifs dans l’appréciation de la
citoyenneté internationale des Etats. Des mécanismes de protection aussi importants désormais tels
l’arbitrage, notamment CIRDI 7 , les clauses législatives de stabilisation 8 et de droit applicable 9 , sont tant
et plus de dispositifs à étudier, car permettant ensuite de mieux juger de la portée juridique des contrats
pétroliers 10 . Il s’agit donc également de véritables instruments d’information sur la politique pétrolière
des Etats, appréhendés comme tels par le droit transnational . Ils fixent le cadre légal d’octroi des droits
d’exploration-production, de résolution des litiges, des obligations environnementales et fiscales.
S’agissant de la fiscalité pétrolière, élément central de négociation et de tension entre les parties,
elle déroge dans ses caractéristiques au droit fiscal de droit commun 11 . Les travaux actuels portant sur
la fiscalité pétrolière ne rendent pas suffisamment compte de cette spécificité 12 . Toutefois,
d’informations SNH Infos N°13 juin 2003, page 9. Depuis lors, plusieurs autres contrats ont été signés avec la République
du Cameroun.
7
Convention pour le règlement des différends relatifs aux investissements entre Etats et ressortissants d’autres Etats, entrée
en vigueur le 14 octobre 1966. Elle a été signée par le Cameroun le 23 septembre 1965 et les instruments de ratification
déposés le 3 Janvier 1967, pour une entrée en vigueur le 02 février 1967, c’est-à-dire assez rapidement. Quant à la Côte
d’Ivoire, elle a signé cette Convention le 30 juin 1965, déposé les instruments de ratification le 16 février 1966, pour une
entrée en vigueur de la Convention dès le 14 octobre 1966, plus tôt encore que le Cameroun. Or, alors qu’aucun des Codes
pétroliers camerounais et ivoirien n’impose le CIRDI comme instance d’arbitrage (article 115 alinéa 2 du Code pétrolier
camerounais et 85 du Code Pétrolier ivoirien), il est l’instance arbitrale presque systématiquement choisie par les parties aux
contrats. (Pour l’exemple du Cameroun, voire ESSAGA (V.S), La clause de stabilité fiscale dans les contrats pétroliers au
Cameroun, mémoire de D.E.S.S. en Administration fiscale, Université de Douala, juin 2008).
8
Voir CAMERON (P.D), « Stabilisation in Investment Contracts and changes of rules in Host countries: Tools for Oil &
Gas investors », final report 7 July 2006, www.aipn.org; CAMERON (P.D), International Energy Investment law : the
pursuit of stability, Oxfrd University Press, mars 2010 ; MAYER (P.), « La neutralisation du pouvoir normatif de l'Etat en
matière de contrats d'Etat », clunet , 1986, p.5 et suiv. ; MONTEMBAULT (B.), « La stabilisation des contrats d'Etats à
travers l'exemple des contrats pétroliers. Le retour des dieux sur l'olympe ? » RDAI/IBLJ, N°6, 2003; DAVID (N.), « Les
clauses de stabilité dans les contrats pétroliers. Questions d'un praticien », Clunet 1986 ; WEIL (P.), « Les clauses de
stabilisation ou d'intangibilité insérées dans les accords de développement économiques », Mélanges Rousseau, Pédone
1974
9
WEIL (P.), « Principes généraux du droit et contrats d'Etat », Etudes offertes à Berthold Goldman. Le droit des relations
économiques internationales, Paris Litec, 1982
10
WENGLER (W.), « Les accords entre Etats et entreprises étrangères sont-ils des Traités de droit international ? »,
R.G.D.I.P, 1972, p.313) ; KAMTO (M.), « La notion de Contrat d'Etat: une contribution au débat», Revue de l'arbitrage
2003, 719 ; LANKARANI (L.EL ZEIN), Les contrats d'Etat à l'épreuve du droit international, Thèse de droit international
(inutile de la mention de la thèse car tu ne supprimes pas l’université ni la date de soutenance), Editions Bruylant,
Université de Bruxelles, 2001.
11
. La définition légendaire de l’impôt suivant laquelle « l’impôt est une prestation pécuniaire requise des particuliers par
voie d’autorité, à titre définitif et sans contrepartie, en vue de la couverture des charges publiques » (in ENCYCLOPEDIAS
UNIVERSALIS, v Impôt, Corpus 11, 1996, p.1000 et s. spéc.p.1001), n’est pas opérante en matière de fiscalité pétrolière.
Elle ne s’accommode ni du caractère (partiellement) contractuel de la fiscalité pétrolière, ni de l’usage occasionnel du
pétrole comme moyen de payement. Lire dans ce sens Lascombe (M.), Eléments pour l’étude des clauses financières et
fiscales des contrats pétroliers internationaux, mémoire de D.E.A de droit international, Université de Strasbourg 1978,
pages 14 à 23.
12
Voir notre article « La spécificité de la fiscalité pétrolière », à paraître. L’on peut observer un contresens théorique
lorsqu’il est dit que « la fiscalité de droit commun et la fiscalité spécifique à laquelle est assujettie l’entreprise sont
négociées entre l’Etat producteur et son partenaire dans le cadre d’un package deal » Weiss (P.), in Encyclopédie juridique
de l’Afrique, tome cinquième, Droit des biens, Les nouvelles Editions Africaines 1982, page 355). De même, le classement
opéré par le docteur Dikoumé dans sa thèse par exemple (La fiscalité pétrolière des Etats membres de la CEMAC.
Cameroun, Congo, Gabon, Guinée Equatoriale, Tchad, Centrafrique, Paris, L’Harmattan, 2008), divisant la fiscalité
pétrolière en « prélèvements spécifiques » d’une part, et « impositions de droit commun » d’autre part souffre d’une
impureté théorique certaine. Une caractéristique essentielle de l’impôt au sens classique, c’est que l’impôt est un
3

l’identification puis l’évaluation de la législation fiscale pétrolière dans ce qu’elle a de rigide, permet in
fine d’apprécier la volonté des Etats d’instrumenter au mieux (ou pas) la fiscalité pétrolière comme
source de financement de leurs budgets. La maîtrise de la surface de rigidité des termes fiscaux, puis
son pesage in concreto, contribuent dans une large mesure à coter les Etats sur le marché des Etats
« souverainistes » en matière pétrolière.
L’impôt sur les sociétés constitue alors le terreau d’analyse par excellence, dans la mesure où
c’est lui qui ambitionne directement et explicitement d’amputer le résultat bénéficiaire de l’entreprise.
Une telle étude laisse clairement dégager l’énonciation d’une liste de produits illusoirement originale
(I), tandis que les conditions de déductibilité des charges, davantage étoffées, sont illusoirement
optimales (II).
I- La composition des produits : une liste illusoirement originale
Trois tendances générales se dégagent des systèmes fiscaux en matière pétrolière :
- Soit le Code Pétrolier traite de la fiscalité pétrolière, et certains aménagements sont introduits
quant à l’imposition des bénéfices (prix affichés, charges déductibles…) ;
- Soit le Code Pétrolier ne traite que de certains aspects de la fiscalité (redevances, impôt sur les
bénéfices, taxe pétrolière spéciale, exonérations), et le Code Général des Impôts reste applicable
aux opérations pétrolières.
- Un chapitre particulier du Code Général des Impôts traite de la fiscalité pétrolière 13 .
En réalité, la combinaison des deux premières variantes est la formule retenue par les Codes
camerounais et ivoirien. Il y a un amalgame manifeste de dispositions spécifiques au secteur pétrolier
prélèvement obligatoire, et perçu par voie d’autorité. Selon Laure Agron, « Aujourd’hui, l’impôt se définit comme un
prélèvement obligatoire et sans contrepartie… » ( in Histoire du vocabulaire fiscal, thèse (inutile la mention), Paris,
L.G.D.J. 2000, page 226), et les dictionnaires définissent pareillement l’impôt comme un « prélèvement obligatoire »
(Cornu (G.), Vocabulaire juridique, Paris PUF, 6è édition mise à jour juin 2004, page 461), ou comme « une contribution
obligatoire » (Albert (J.L.), Pierre (J.L.), Richer (D.), (sous la dir), Dictionnaire de droit fiscal et douanier, Paris, Editions
Ellipses 2007, page 280). Selon Gaston jèze, un « élément essentiel de l’impôt dans tous les Etats civilisés modernes, c’est
la contrainte juridique. L’impôt est essentiellement un paiement forcé » (in Cours de finances publiques 1936-1937, LGDJ,
1937, p.33. Lire aussi Négrin (O.), « Une légende fiscale : la définition de l’impôt de Gaston Jèze », Revue de droit public -
n°1-2008). Or le caractère obligatoire des règles considérées comme « de droit commun », est contestable. Les règles
d’assiette tant pour les produits (avec la règle de la fixation paritaire des prix affichés), que des charges (avec l’arrêté
contractuel des taux d’amortissement ainsi que des montants déductibles au titre des provisions pour remise en état des sites
par exemple), traduisent non pas une obligation extérieure imposée à l’entreprise, mais une logique consensuelle sur les
règles de calcul de l’impôt sur les sociétés. En droit commun, il n’est pas possible de négocier ainsi les bases de calcul de
l’impôt sur les sociétés, pour ne parler que cet impôt. En fait, il y a une confusion entre les pouvoirs législatifs de l’Etatpuissance
publique, seul susceptible de fixer des règles fiscales obligatoires, et les pouvoirs administratifs de l’Etatentrepreneur,
qui contracte avec l’entreprise privée étrangère, et susceptible, dans le jeu de l’équilibre des contrats, de
consentir des aménagements dans le cadre légal fixé par l’Etat-puissance publique. (Voire Mayer (P.), « La neutralisation du
pouvoir normatif de l’Etat en matière de contrats d’Etat »,op.cit. ; Kamto (M.), « La notion de contrat d’Etat : une
contribution au débat », Revue de l’arbitrage 2003, n°4).
13 Lire Recherche et production du pétrole et du gaz. Réserves, coûts, contrats, Institut français du pétrole, Editions
Technip, Paris 2002, page 186
4

d’une part, et une appropriation parfois pour les réformer des textes de droit commun d’autre part. Il
convient d’identifier le contenu de l’énonciation (A), puis de l’analyser ensuite (B).
1- Les produits listés
A- Un contenu commun
S’agissant des produits, les codes pétroliers 14 ivoirien et camerounais énoncent similairement
ainsi leur constitution :
- la valeur de la production commercialisée par le Titulaire qui doit être conforme aux
prix courants du marché international établis suivant les dispositions des Contrats
Pétroliers ;
- la valeur de la quote-part de la production versée en nature à l’Etat au titre de la
redevance proportionnelle à la production en ce qui concerne les Contrats de
Concession, le cas échéant ;
- les revenus provenant du stockage, du traitement et du transport des Hydrocarbures,
ainsi que la vente des substances connexes, s’il y a lieu ;
- les plus-values provenant de la cession ou du transfert d’éléments quelconques de
l’actif ;
- tous autres revenus ou produits se rapportant aux Opérations Pétrolières ou connexes à
celles-ci.
2- Le cas particulier du traitement des plus-values en Côte d’Ivoire
S’agissant des plus-values sur cession d’immobilisations, le Code Pétrolier ivoirien se veut
particulièrement incitatif , dans la mesure où il précise que « si l’exploitation est assurée par plusieurs
sociétés associées, en cas de cession entre les sociétés associées ou entre une des sociétés associées et
une de ses filiales, qui deviendrait partie dans ladite association, les plus- values de cession sont
exclues, à condition que les actifs ainsi cédés soient comptabilisés par la société cessionnaire à la
valeur apparaissant dans les livres de ladite société 15 ».
Cet avantage en soi paraît logique et utile, dans la mesure où le modèle associatif au moins entre
sociétés nationales et investisseurs pétroliers étrangers est largement répandu en Afrique Noire, en Côte
d’Ivoire notamment.
B- Une originalité relative
1- La relative originalité des produits identiquement énumérés dans les deux législations
2-
Toutefois, à l’analyse, cette composition de produits qui se veut exhaustive, n’est pas si
originale dans sa nomenclature.
14
Articles 71 et 94 des Codes Pétroliers ivoirien et camerounais.
15
Article 71 alinéa 4 in fine. Cette disposition déroge au droit commun ivoirien (article 8 du CGI institué par l’article 6
alinéa 1 de l’ordonnance n° 2000-252 du 28 mars 2000).
5

Seul le premier point portant sur la valorisation de la production vendue est nécessairement
particulier, car dérogeant aux règles de droit commun sur la détermination des produits imposables 16 .
En ce qui concerne le deuxième point, les règles comptables OHADA relatives à la
comptabilisation de la variation des stocks d’une part 17 , et fiscales relatives aux règles de rattachement
des charges aux produits 18 d’autre part, conduisent à la valorisation automatique dans les produits de la
quote-part de stocks de pétrole ainsi utilisée comme monnaie de payement.
Autrement dit, il s’agit d’une édiction non nécessaire, dans la mesure où même en son absence,
cette règle prévaudrait. Dans le même sens, les trois autres précisions de comptabilisation en produits
sont parfaitement couvertes par les dispositions fiscales de droit commun libellées dans un même
wording, qui exigent, dans le cadre du calcul du bénéfice imposable, la prise en compte de toutes les
opérations effectuées par l’entreprise 19 .
Enumérer les prestations diverses telles le stockage, les produits provenant du traitement et du
transport des Hydrocarbures, ainsi que la vente des substances connexes, puis terminer par la
disposition-bateau « tous autres revenus ou produits se rapportant aux Opérations Pétrolières ou
connexes à celles-ci », relève pratiquement de l’effet d’affichage.
Dès lors, la volonté d’autonomie ici ne peut être valorisée que du point de vue de l’intégration
formelle de règles de fond déjà existantes dans le dispositif tant comptable que fiscal du Cameroun que
de la Côte d’Ivoire. Aucune substance normative fondamentale supplémentaire ne résulte de cette
intégration-appropriation, mais cela dénote clairement d’une dynamique d’autonomie voire
d’hégémonie de ces codes pétroliers, par rapport au dispositif de droit commun.
3- La relative pertinence du traitement des plus-values en Côte d’Ivoire : violation du droit
communautaire et irrationalité de l’avantage ainsi consenti
La technique de comptabilisation énoncée par le dispositif ivoirien n’est ni pertinente, ni
nécessaire. Elle n’est pas pertinente car en vertu de l’article 35 de l’AUOHC, « la méthode
d’évaluation des éléments inscrits en comptabilité est fondée sur la convention du coût historique », le
coût historique des biens inscrits à l’actif du bilan étant constitué par « le coût réel d’acquisition pour
16 L’article 8 de l’acte uniforme organisation et harmonisation des comptabilités des entreprises (AUOHC) en OHADA
exige que les états financiers « décrivent de façon régulière et sincère les évènements, opérations et situations de l’exercice
pour donner une image fidèle du patrimoine… ». Il est curieux que ce principe ne soit pas explicitement listé dans les neuf
« fondements même de la comptabilité » d’une doctrine récente (Voir Benoît Atangana Onana, Vers les normes mondiales :
comparaison OHADA et IAS/IFRS, Editions Presses de l’UCAC Yaoundé 2007, page 54). Non seulement il est
explicitement édicté par le droit comptable OHADA, mais figure dans les cadres 33, 34 et 46 des normes de l’International
Financial Reporting Standards / IFRS. Il s’agit plus précisément de donner une « image fidèle de la position financière et de
ses changements ainsi que de la performance d’une entité » (Voir Mémento IFRS 2009, Editions Francis Lefebvre 2009,
page 90).
17 Dans le compte 73 précisément : voire Journal Officiel de l’OHADA n°10 – Droit comptable et système comptable
OHADA, page 179.
18 CE, 29 juill.1998, n°149517, Bergère de France : RJF 10/1998, p.746, n°1083 ; Oudenot (P.), Fiscalité approfondie des
sociétés, Paris LITEC 2001, n°536, page 247
19 « Le bénéfice imposable est le bénéfice net déterminé d’après les résultats d’ensemble des opérations de toute nature
effectuées par les entreprises au cours de la période servant de base à l’impôt, y compris notamment les cessions
d’éléments quelconques de l’actif, soit en cours, soit en fin d’exploitation ». Article 6 alinéa 2 du CGI camerounais, et 6 du
CGI ivoirien, tel que modifié par les articles 16 et 17 de l’ordonnance n°2000-252 du 28 mars 2000.
6

ceux achetés à des tiers 20 ». Autrement dit, une telle comptabilisation violerait la fiabilité des états
financiers de l’entreprise, et serait contraire au droit communautaire d’une part.
D’autre part, il n’est pas nécessaire de comptabiliser à l’ancienne valeur vénale le bien acquis à
une valeur marchande quelconque pour assurer la neutralité fiscale d’une telle opération. Il suffit
d’exiger comme règle fiscale particulière que les amortissements (fiscaux et non comptables) du bien
en question soient effectués en fonction de l’ancienne valeur, et non la comptabilisation du bien luimême.
Autrement dit, l’amortissement comptable sera bel et bien effectué sur la base du coût
d’acquisition, tandis que la quote-part d’amortissement relative à la plus value constituée sera
réintégrée dans la liasse fiscale (Tableau de détermination du résultat fiscal).
S’agissant maintenant de l’appréciation économique d’un tel avantage, elle dévoile une
acception naïve de l’association et des intérêts des parties. Lorsqu’une société vend une immobilisation
à une autre faisant partie de la même association qu’elle, leur intérêt commun à la bonne marche de ce
consortium 21 peut être témoigné par une cession à la valeur vénale dudit bien, ce qui évacue du coup
la question de l’imposition de la plus-value. En revanche, admettre la possibilité d’une majoration
d’une marge dans la valeur nette comptable du bien cédé, mais prévoir une exonération de l’imposition
de la plus-value ainsi dégagée, est contradictoire et inutile. Si les parties se distancent
économiquement par l’admission en interne (dans l’association) de telles opérations
commerciales, l’Etat n’a pas à rougir de devoir taxer le profit ainsi dégagé dans les conditions de
droit commun.
Enfin, interdire à la société cessionnaire la récupération intégrale de sa dépense par le
mécanisme légal des amortissements, c’est favoriser finalement le cédant et défavoriser le cessionnaire,
alors qu’il s’agirait de procéder inversement. L’étude de l’édiction des règles concernant les charges
déductibles confirme une logique d’autonomie qui dans ce cas, compte tenu de la réformation du
dispositif de droit commun, est en général préjudiciable soit aux Etats, soit aux parties.
II- Les conditions de déductibilité des charges : une édiction illusoirement optimale
Dans une imitation évidente de la structuration des Codes des Impôts, les Codes Pétroliers
camerounais et ivoiriens commencent par énoncer le principe général suivant lequel : « le bénéfice net
est établi après déduction de toutes les charges supportées pour les besoins des Opérations
Pétrolières 22 ». Dans un souci de précision par rapport à certaines charges précises, et non
d’exhaustivité 23 , les deux Codes énoncent alors un certain nombre de charges, qui relèvent tantôt d’une
appropriation-réformation a minima (A), tantôt d’une appropriation – réformation inutilisable (B).
A-Les charges faisant l’objet d’une appropriation-réformation a minima
Dans un wording quasi similaire, les deux Codes Pétroliers énoncent deux types de charges sans
aucune spécificité par rapport aux charges de droit commun dans leur nature, mais dont l’appropriation
par le législateur pétrolier débouche en général sur une édiction en-deçà des termes de droit commun.
20
Article 36 de l’AUOHC.
21
Notamment en vertu du jus fraternitatis qui le caractérise. Lire Chenut (C.-H.), Le contrat de consortium, Paris L.G.D.J.
2003, n°50, page 35.
22
Articles 95 et 72 des Codes Pétroliers camerounais et ivoirien
23
Les deux Codes disent alors que « Celles-ci (les charges déductibles) comprennent notamment… ».
7

1- Le domaine circonscrit des charges régies par les Codes Pétroliers
A l’analyse, très peu de charges sont expressément régies par les Codes Pétroliers camerounais
et ivoirien. Il s’agit uniquement :
- des pertes de matériels ou de bien résultant de destructions ou de dommages, les biens auxquels il sera
renoncé ou qui seront abandonnés en cours d’année, les créances irrécouvrables et les indemnités
versées aux tiers à titre de dommages 24 ;
-des provisions raisonnables constituées en vue de faire face à des pertes ou charges nettement
précisées et que des événements en cours rendent probables 25 .
Le reste de charges intégrées dans ces Codes Pétroliers font l’objet d’une « contractualisation »
entre les parties quant à ce qui est de leurs conditions de déductibilité, ce qui souligne l’intérêt de
l’analyse de celles sus-évoquées se voulant impératives.
2- La portée délétère de cette appropriation
A la différence de l’énoncé des produits sus–évoqués, l’appropriation de certaines règles
concernant les conditions de déductibilité des charges par le législateur pétrolier ne se fait pas sans
conséquence.
Pour certaines d’entre elles, il édicte des conditions de déductibilité moins restrictives qu’en
droit commun, alors même que ce n’était manifestement pas son intention. Ainsi par exemple en ce qui
concerne les conditions de déductibilité des provisions en matière de fiscalité pétrolière ivoirienne,
elles sont en-deçà du droit commun 26 . Il s’agit d’une rédaction très laconique, voire simpliste. Aucun
encadrement formel n’est édicté, alors que le dispositif comptable et fiscal de droit commun est plus
étoffé 27 .
24
Article 72 alinéa 4 du Code Pétrolier ivoirien. Le Code Camerounais parle de « pertes de matériels ou de biens résultant
de destructions ou d’avaries, les biens auxquels il est renoncé ou qui sont mis au rebut en cours d’année, les créances
irrécouvrables et les indemnités versées aux tiers à titre de dommages » (article 95 alinéa d)
25
Article 72 alinéa 6 du Code Pétrolier Ivoirien. Au Cameroun, le législateur ajoute « en particulier la provision pour
l’abandon des gisements, constituée conformément à la réglementation en vigueur et au Contrat Pétrolier ».
(Article 95 alinéa f).
26
L’article 6, III, E du CGI ivoirien, tel que modifié par la loi n°81-150 du 27 février 1981, an.fiscale (article 14), dispose
comme charge déductible : « Les provisions constituées en vue de faire face à des pertes ou charges nettement précisées et
que les évènements en cours rendent probables, à condition qu’elles aient été effectivement constatées dans les écritures
de l’exercice et figurant au relevé des provisions prévu à l’article 17 ci-après ».
27
La Côte d’Ivoire a signé le traité OHADA le 17 Octobre 1993, et l’a ratifié assez tôt (le 29 septembre 1995), dont elle a
déposé les instruments le 13 décembre 1996. Or, l’Acte Uniforme portant organisation et harmonisation des comptabilités
des entreprises, a été adopté le 23 mars 2000, et publié au journal officiel de l’OHADA n°10 du 20 novembre 2000. Il est
donc opposable à la République de Côte d’Ivoire depuis le 30 décembre 2001, et entré en vigueur dès mars 2001,
conformément aux mécanismes d’entrée en vigueur des Actes uniformes OHADA. En vertu de cet acte uniforme, les
entreprises sont tenues de procéder au provisionnement comptable de toutes les charges ou pertes nettement précisées quant
à leur objet, que des évènements survenus en cours rendent seulement probables, au passif du bilan dans les dettes
financières. En vertu du principe de primauté du fait comptable, de nombreuses législations ainsi que la jurisprudence
8

De même, les conditions de déductibilité fiscale des créances irrécouvrables ont été alignées en
droit fiscal camerounais aux conditions communautaires. Depuis la loi n°2007/005 du 26 décembre
2007 portant loi de finances en République du Cameroun pour l’exercice 2008, les créances
commerciales ne sont passées en charges déductibles que si le créancier apporte la preuve que
l’ensemble des voies et moyens de recouvrement amiable ou forcé prévus par l’Acte Uniforme
OHADA portant organisation des procédures simplifiées de recouvrement et des voies d’exécution
( AUPSRVE) ont été vainement mises en œuvre 28 .
Concrètement, le législateur introduit des conditions objectives de droit à déductibilité fiscale,
constituées par la mise en demeure en bonne et due forme, la saisie des biens ou le cas échéant, un
procès verbal de carence, la vente des biens, sans que cette vente ne permette de réaliser la créance 29 .
Ainsi, « lorsque les conditions ci-dessus ne sont pas respectées, les services procèdent aux
réintégrations nécessaires de toutes les créances passées en charges dont les preuves
d’irrécouvrabilité ne sont pas fournies » 30 .
Même si l’antériorité du Code Pétrolier camerounais ( 1999 ) par rapport à cette règle désormais
fiscale (depuis 2008) seulement justifie une impossible parité entre les deux dispositifs
( de droit commun et du Code Pétrolier), il n’en demeure pas moins un antagonisme entre deux normes,
surtout que l’Administration fiscale, dans chacun de ces deux pays, peut fonder une telle réintégration
à partir des dispositions OHADA uniquement, dont l’effet immédiatement abrogatoire a été plusieurs
fois réaffirmé par la Cour Commune de Justice et d’Arbitrage de l’OHADA 31 .
B- Les charges faisant l’objet d’une complexification des conditions de déductibilité
administrative exigent une comptabilisation effective de la provision pour sa déductibilité fiscale (CE, 14 mars 1979,
n°7360 : RJF 5/1979, n°272.- Doc.adm.4
9
E 121, n°4, 26 nov.1996 cités par Oudenot (P.), op.cit .page 324).
28
Article 7 alinéa C nouveau du CGI camerounais. Il convient de préciser que l’AUPSRVE a été adopté au Gabon
(Libreville) le 10 avril 1998, est entré en vigueur 90 jours plus tard, soit le 10 juillet 1998, conformément à l’article 9 du
Traité OHADA.
29
Circulaire n°0002/MINDI/DGI/LC/L du 11 janvier 2008 portant modalités d’application des dispositions fiscales de la loi
n°2007/005 du 26 décembre 2007 portant loi de finances de la République du Cameroun pour l’exercice 2008, page 3.
30
Ibidem.
31
Les juges ont notamment pu dire que « le droit fiscal ne fait pas partie à ce jour des matières rentrant dans le domaine du
droit des affaires harmonisé tel que défini par l’article 2 du Traité relatif à l’harmonisation du Droit des Affaires en
Afrique. Toutefois, si les procédures fiscales postérieures à la date d’entrée en vigueur de l’Acte Uniforme concerné
mettent en œuvre des mesures conservatoires, mesures d’exécution forcée et procédures de recouvrement déterminées par
ledit Acte Uniforme, ces procédures fiscales doivent se conformer aux dispositions de celui-ci. » (Avis n°001/2001/EP
Séance du 30 avril 2001, cité par Félix Onana Etoundi, La problématique de l’unification de la jurisprudence par la Cour
Commune de Justice et d’arbitrage, collection « Pratique et contentieux du Droit Communautaire », Editions Droit au
service du développement, février 2008, page 188). On ne voit pas comment ce qui est imposé à une administration fiscale
ne le serait pas une entreprise dans le cadre du traitement de ses créances irrécouvrables d’une part. D’autre part,
l’antériorité des Codes Pétroliers par rapport à l’entrée en vigueur de l’AUPSRVE n’est pas décisive, dans la mesure où de
façon constante, les juges énoncent que « les Actes uniformes sont directement applicables et obligatoires dans les Etats
parties nonobstant toute disposition contraire de droit interne antérieure ou postérieure » ( Avis n°001/2001/EP du 30 avril
2001, sur demande de la République de Côte d’Ivoire/99 ; arrêt n°21/2002 du 26 décembre 2002, Aff. Sté MOBIL OIL Côte
d’Ivoire c/ SOUMAHORO MAMADOU, cités par ONANA ETOUNDI (F.) et MBOCK BIUMLA (J.-M.), Cinq ans de
Jurisprudence commentée de la Cour Commune de Justice et d’Arbitrage de l’OHADA, Presses de l’AMA, 1ère édition-
2005, page 131).

Il s’agit ici des charges dont les conditions de déductibilité sont contrôlées en vue d’éviter des
prix de transferts, mais pour lesquelles malheureusement le législateur a davantage compliqué que
simplifié la tâche soit aux Administrations fiscales, soit aux entreprises pétrolières.
1- Le périmètre des charges concernées
a- Les charges constitutives de frais généraux
Il s’agit dans un premier temps des coûts des fournitures, du personnel et des prestations de
services fournis par des sociétés affiliées aux titulaires des contrats pétroliers, qui ne doivent pas
excéder ceux qui seraient normalement facturés dans des conditions de pleine concurrence entre un
acheteur et un vendeur indépendants pour des fournitures ou prestations de services similaires 32 .
Le Code Pétrolier camerounais ajoute alors que « seul est déductible, le montant justifiable des
rémunérations versées au personnel employé à l’étranger par le Titulaire ou l’une quelconque de ses
sociétés affiliées, dans la mesure où ce personnel est affecté aux Opérations Pétrolières conduites par
le Titulaire sur le Territoire Camerounais 33 ».
Enfin les législations pétrolières camerounaise et ivoirienne édictent des règles spécifiques en ce
qui concerne les conditions de déductibilité des intérêts, qui méritent un pesant d’attention particulier.
b- Le cas particulier des charges financières
Dans un second mouvement, ces codes invoquent le régime du traitement fiscal des intérêts,
identiquement aménagé par les législations camerounaise et ivoirienne. Il est ainsi admis en charges
déductibles « les intérêts des capitaux mis par des tiers à la disposition du Titulaire pour des besoins
des Opérations Pétrolières de développement de gisements et de Transport des Hydrocarbures, dans la
mesure où ils n’excèdent pas les taux normaux en usage sur les marchés financiers internationaux pour
des prêts de nature similaire ».
Les codes disposent immédiatement après que « sont également concernés, les intérêts servis
aux associés ou à des sociétés affiliées à raison des sommes qu’ils mettent à la disposition du Titulaire
en sus de leur part de capital, à condition que ces sommes soient affectées à la couverture d’une quotepart
raisonnable des investissements de développement de gisements d’Hydrocarbures et de Transport
de leur production sur le Territoire Camerounais, et que les taux d’intérêts n’excèdent pas ceux
mentionnés au paragraphe précédent 34 ».
2-La nature de la complexité introduite
a- Des conditions de déductibilité des frais généraux soit similaires, soit en deçà du droit
commun
32 Article 72, alinéa 1, a du Code Pétrolier ivoirien.
33 Article 95 alinéa a du Code Pétrolier camerounais.
34 Articles 95 alinéa c du Code Pétrolier camerounais, et 72 alinéa 3 du Code Pétrolier ivoirien
10

S’agissant des frais généraux dont les conditions de déductibilité sont restrictives dans un but de
contrôle de prix de transfert, il s’avère d’une part que l’une des conditions essentielles de déductibilité
fiscale des charges, figurant déjà dans le dispositif de droit commun, est que celle-ci doit avoir un lien
direct avec l’exploitation 35 . Cela correspond parfaitement à la condition de lien direct avec les
opérations pétrolières exigée par les législateurs pétroliers camerounais et ivoirien.
Qui plus est en ce qui concerne les charges de personnel, les deux législations de droit commun
posent déjà le principe suivant lequel « les rémunérations allouées à un salarié ne sont admises en
déduction des résultats que dans la mesure où n’étant pas excessives par rapport au service rendu,
elles correspondent à un travail effectif et sont conformes aux normes conventionnelles 36 ».
Il s’agit là alors d’une intégration dans la législation pétrolière parfaitement neutre par rapport à
ce qui est déjà consigné dans le droit commun.
Enfin en ce qui concerne le contrôle des prix de transfert entre sociétés affiliées, par rapport
auquel est introduite la méthode du prix comparable sur le marché libre (« CUP ») 37 , elle exige en
réalité un canevas administratif sans lequel elle est difficilement applicable. Une telle règle pour
méritoire qu’elle peut être, devait être complétée par l’obligation par les Etats de fixer un cadre
réglementaire d’application sans lequel ce principe demeure une simple pétition 38 .
b-Des conditions de déductibilité des intérêts soit limités dans leur nature, soit iniques dans leur nature
En droit fiscal, les intérêts sont des charges déductibles, pour peu qu’ils respectent les
conditions générales de déductibilité des charges d’exploitation 39 . En l’occurrence, il faudrait juste que
l’emprunt ait été contracté pour les besoins de l’entreprise 40 .
Or les Codes Pétroliers camerounais et ivoirien introduisent un double corset qui complexifie
les mécanismes de déductibilité des intérêts :
i. La (double) limite quant à la nature des intérêts fiscalement déductibles
35
Le CGI camerounais est plus précis que son homologue ivoirien, dans la mesure où en Côte d’Ivoire il est simplement
affirmé que « Le bénéfice net est établi sous déduction de toutes charges » (article 6.III du CGI), alors qu’au Cameroun il
est dit que « le bénéfice net imposable est établi sous déduction de toutes charges nécessitées directement par l’exercice de
l’activité imposable au Cameroun » (article 7 du CGI).
36
Article 7, A, 1, a du CGI camerounais. Le libellé ivoirien est différent mais garde le même principe, en édictant que « les
rémunérations ne sont admises en déduction que dans la mesure où elles correspondent à un travail effectif et ne sont pas
excessives eu égard à l’importance du service rendu. Cette disposition s’applique à toutes les rémunérations directes ou
indirectes, y compris les indemnités, allocations, avantages en nature et remboursement de frais ».(article 6, III, A1).
37
Ou comparable uncontrolled price method en anglais « La méthode du prix comparable sur le marché libre consiste à
opérer une comparaison directe du prix de transfert avec le prix pratiqué par des entreprises indépendantes, dites
entreprises référentes, pour des transactions similaires situées dans des conditions économiques sensiblement analogues à
celles de l’entreprise dont les prix de transfert sont analysés ». (Douvier (P.-J.), Gibert (B.), Gelin (S.), Le Boulanger (A.),
Prix de transfert , collection Dossiers pratiques Francis Lefebvre, Editions Francis Lefebvre 2008, page 68)
38
Lire Najib Gharbi, Le contrôle fiscal des prix de transfert, thèse Université de Paris 13, l’Harmattan 2005, pages 146 à
165. Il existe par exemple des Guides relatifs exclusivement au contrôle des prix de transfert dans l’administration fiscale
française. Au Cameroun, un canevas similaire a été introduit par le législateur de droit commun, par l’insertion de l’article L
19 bis dans le dispositif de droit commun. (Voir la circulaire n°0004/MINEFI/DGI/LC/L précisant les modalités
d’application des dispositions fiscales de la loi des finances pour l’exercice 2007, page 12.
39
Voir Mobibo Touré, Le traitement fiscal des charges financières de l’entreprise, Thèse Paris II, L.G.D.J. 1994, p.59
40
Voir Oudenot (P.), Fiscalité approfondie des sociétés, op.cit., page 302
11

i.a. Une limite négative : la non déductibilité des intérêts courus en phase d’exploration
Les législations camerounaise et ivoirienne introduisent une sélection des intérêts fiscalement
déductibles en fonction de l’évolution des opérations pétrolières : les intérêts (et agios) doivent être
consécutifs à des emprunts faits « pour des besoins des Opérations Pétrolières de développement de
gisements et de Transport des Hydrocarbures ». Autrement dit, ceux concernant l’exploration et la
production ne sont-ils pas déductibles 41
L’affirmative doit être faite en ce qui concerne les intérêts de capitaux en phase
d’exploration 42 : ils doivent, en vertu de cette disposition, et par un raisonnement a contrario, être
incorporés dans le coût des immobilisations, et amortis au rythme de ces dernières. Autrement dit,
l’entreprise a l’obligation d’ « activer » les intérêts courus des emprunts contractés en phase
d’exploration.
Il s’agit là d’une contrainte dans la mesure où en droit comptable communautaire, l’option
d’une telle comptabilisation est laissée au choix de l’entreprise 43 .
i.b. Une limite positive : la déductibilité des intérêts capitalisés en phase de développement
Quel est en revanche le traitement fiscal applicable à des intérêts courus sur acquisition d’une
immobilisation, mais en phase de développement ? Il convient de rappeler que les coûts de
développement sont constitués de l’ensemble des coûts recouvrant en général le forage des puits de
production (et s’il y a lieu les puits d’injection), la réalisation des installations de surface (réseaux de
collecte, unités de séparation et de traitement, réservoirs de stockage, unités de pompage et de
comptage), et la réalisation des installations de transport (pipeline, terminaux de chargement) 44 .
En vertu des dispositions du droit comptable OHADA sus évoquées, l’option est laissée à
l’entreprise sur l’activation ou non de ceux-ci. Dans l’hypothèse d’une activation de ces intérêts 45 ,
l’entreprise procèderait à l’amortissement comptable du bien suivant sa valeur d’acquisition, dont font
41
L’activité de développement n’est curieusement pas définie dans les deux Codes Pétroliers, et n’est évoquée que dans le
cadre de la définition des activités d’exploitation, entendues comme « opérations destinées à extraire les hydrocarbures à
des fins commerciales, notamment les opérations de développement et de production… » (Article 1
12
er alinéa j des deux
Codes). Par contre l’activité de Transport est entendue comme étant constituée par les « activités de transport par
canalisations des hydrocarbures extraits jusqu’aux points de chargement, ou de grosse consommation en république de
Côte d’Ivoire, hormis les réseaux de collecte et de desserte sur les gisements… » (Article 1 er alinéa k du Code ivoirien, et
article 1 er alinéa t du code Camerounais).
42
Ou « recherche », il s’agit des « activités de reconnaissance détaillée ainsi que les forages de recherche destinés à
découvrir des gisements d’hydrocarbures économiquement exploitables, y compris les activités d’évaluation et de
délimitation d’une découverte d’hydrocarbures présumée commerciale » (article 1 er alinéa g). Elles sont effectuées avant la
découverte du gisement, et recouvrent la géophysique sismique, l’interprétation géologique et géophysique, les forages
d’exploration y compris les tests de puits.
43
« Lorsque l’entreprise considère comme frais à immobiliser les intérêts intercalaires dus sur la période de construction
d’une immobilisation, ces intérêts sont d’abord comptabilisés au débit du compte 67-frais financiers, puis transférés au
débit du compte d’immobilisation concerné par le crédit du compte 72- Production immobilisée » ( Droit comptable et
système comptable OHADA, journal officiel N°10, 20 novembre 2000, page 170.
44
Voir Recherche et Production du pétrole et du Gaz, op.cit., page 315
45
Suivant l’article 37 de l’Acte Uniforme portant droit comptable OHADA, « le coût réel d’acquisition d’un bien est formé
du prix d’achat définitif, des charges accessoires rattachables directement à l’opération d’achat et des charges
d’installation qui sont nécessaires pour mettre le bien en état d’utilisation ».

partie les intérêts 46 . Toutefois, sur le plan fiscal, la quote part d’amortissement liquidée sur ceux-ci
peut être rejetée par les agents du fisc à titre d’amortissements non déductibles. Dans le même temps, le
droit à déduction intégrale de la charge d’intérêts serait perdu, en vertu du principe de la spécialité des
exercices 47 .
Dès lors, les deux Codes Pétroliers prévoyant la déductibilité immédiate des intérêts en phase de
développement, indépendamment de l’incorporation possible de ceux-ci dans la valeur du bien
immobilisé, l’entreprise est alors tenue de procéder chronologiquement aux traitements suivants
- activer les intérêts capitalisables dans la valeur de l’immobilisation acquise, et amortir ainsi
comptablement cette valeur au taux d’amortissement de cette dernière.
-Réintégrer extracomptablement la quote part d’amortissement liquidée sur les intérêts incorporés dans
la valeur de l’immobilisation ;
-Déduire des résultats fiscaux de l’exercice au cours duquel ont couru les intérêts 48 .
Ce retraitement extracomptable concilie à la fois le traitement comptable choisi par l’entreprise
d’une part, et l’application des dispositions fiscales relatives aux intérêts contractés en phase de
développement d’autre part 49 .
Enfin, il convient de se demander le sort fiscal des intérêts contractés en phase de production,
phase ultime de la phase d’exploitation. Si ce volet de l’activité pétrolière n’est pas explicitement cité
dans le traitement fiscal des intérêts, nous pensons qu’en considération de ce qu’elle constitue l’autre
pan des activités d’exploitation 50 , les intérêts contractés pendant cette phase doivent être traités de la
même manière que ceux courus en phase de développement.
ii. La limite quant au taux des intérêts appliqué
Plus substantiellement préjudiciable aux intérêts des entreprises pétrolières au Cameroun et en
Côte d’Ivoire, est le plafonnement de déductibilité constitué par « les taux normaux en usage sur les
marchés internationaux pour des prêts de nature similaire ». Autrement dit, l’investisseur pétrolier
camerounais et ivoirien doit toujours être capable de démontrer que la charge financière comptabilisée
est conforme à ce qui est pratiquée à l’échelle internationale, au regard de la nature du prêt contracté.
Cette contrainte est également retenue dans l’hypothèse où le prêteur ne serait pas un tiers, mais
des associés ou sociétés affiliées à raison des sommes qu’ils mettent à la disposition de l’entreprise en
46
En vertu de l’article 45 de l’Acte Uniforme portant droit comptable OHADA, « l’amortissement est la constatation
comptable obligatoire de l’amoindrissement de la valeur des immobilisations qui se déprécient de façon certaine et
irréversible avec le temps, l’usage, ou en raison du changement des techniques, de l’évolution des marchés ou de toute
autre cause. Il consiste pour l’entreprise à répartir le coût du bien sur sa durée probable d’utilisation… ».
47
L’article 59 de l’Acte Uniforme portant droit comptable OHADA dispose clairement que « le résultat de chaque exercice
est indépendant de celui qui le précède et de celui qui le suit ; pour sa détermination, il convient de lui rattacher et de lui
imputer tous les évènements et toutes les opérations qui lui sont propres et ceux-là seulement ».
48
Les intérêts courus sont ceux qui ont été « gagnés » depuis la précédente échéance, et sont acquis au jour le jour.
Confer Lassègue (P.), Lexique de comptabilité, Dunod 6
13
ème Editions 2007, page 418
49
Pour la différence de traitement fiscal et comptable des intérêts incorporés dans les stocks en France, voir Oudenot (P.),
op.cit.page 307
50
Les activités d’exploitation sont entendues comme les « opérations destinées à extraire les hydrocarbures à des fins
commerciales, notamment les opérations de développement et de production… » (Article 1 er alinéa j).

sus de leur part de capital 51 . Or cette limite du montant déductible, calculée en référence aux taux en
usage sur les marchés internationaux, est nécessairement plus restrictive que les taux admis dans les
activités de droit commun. En effet, les taux directeurs de la Banque Centrale Européenne (BCE) par
exemple, principal outil dont dispose la BCE pour influer sur l'octroi de crédits et moduler l'inflation
dans la zone euro, sont largement en deçà des taux directeurs des banques centrales africaines.
Les banques qui veulent se refinancer à court terme peuvent le faire en payant un intérêt sur la
somme qu'elles empruntent auprès des banques centrales de leurs pays respectifs. Cet intérêt est calculé
d'après le taux en cours à la BCE. Si ce taux d'intérêt est fort, les banques vont limiter leur crédit
sachant que le refinancement leur sera couteux, elles auront le comportement inverse si ce taux d'intérêt
est faible. Les banques répercutent ensuite, en principe, ce loyer sur les intérêts des crédits qu'elles
accordent à leurs propres clients. Plus le taux de la BCE est bas, plus le coût du crédit a des chances
d'être bon marché ce qui, en théorie, favorise la croissance.
A l'inverse, une hausse du taux du crédit permet théoriquement de ralentir la demande et par
conséquent d'éviter une surchauffe génératrice d'inflation. Or suivant les études faites par des
spécialistes sur la politique du crédit en Afrique noire, les taux d’intérêts locaux sont en moyenne
supérieurs de 3 points environ à ceux de la zone euro par exemple, qui elle-même est supérieure d’un
point au moins au taux directeur de la Grande Bretagne, des Etats-Unis et du Japon.
En considération du bonus de 3 points accordé en sus du taux directeur de la BCEAO comme
plafond du droit à déduction en Afrique de l’ouest par exemple, un investisseur pétrolier en Côte
d’Ivoire qui emprunterait dans une banque locale, et non sur les marchés internationaux, pourrait avoir
à réintégrer plus de la moitié de la charge ainsi normalement due.
Exemple : Liquidation d’une hypothèse d’emprunt local en zone BCEAO :
MONTANT DE L'EMPRUNT 5 000 000 000
Taux d'Intérêt annuel BCEAO 5%
Taux d'int.Banq secondaire 7,5%
Charge annuelle réelle 375 000 000
Taux d'escompte en GB ou aux USA 2%
Taux d'int.Banq secondaire 2,50%
Charge déductible (plafond) 125 000 000
Charge à réintégrer 250 000 000
Maintenant, il peut se poser la question de savoir pourquoi une entreprise susceptible de se
financer sur les marchés internationaux opterait pour un emprunt local. Indépendamment de toute
réponse possible et imaginable, force est de constater qu’un tel dispositif est pénalisant tant pour les
entreprises, que pour les banques locales d’ailleurs aussi dont les produits (les prêts) sont forcément
peu attractifs au regard de leur fiscalité locale auprès des entreprises (quote part d’intérêts fiscalement
non déductibles).
51 Article 72 alinéa 3 du Code Pétrolier ivoirien et 95 alinéa c du Code Pétrolier camerounais.
14

En tout état de cause, quand bien même les législateurs camerounais et ivoirien assumeraient
parfaitement ce dispositif contraignant pour les entreprises pétrolières, il demeurerait la difficulté pour
les Administrations fiscales de trouver des références précises comme le taux de plafonnement des
intérêts payés d’une part, et il conviendrait de reconnaître qu’alors que les Codes Pétroliers se veulent
incitatifs, il s’agirait clairement là d’une mesure quasi-répressive par rapport au droit commun d’autre
part.
CONCLUSION
En conclusion, l’autonomie 52 des Codes Pétroliers camerounais comme source 53 de la fiscalité
pétrolière est contestable. Il se dégage certes des dynamiques « autonomistes » et « indépendantistes »
claires en matière d’impôt sur les sociétés. Mais ces instruments normatifs empruntent en réalité des
dispositifs comptables existant, soit pour les « replacarder » parfaitement (les produits notamment), soit
pour les reformer a minima (les créances irrécouvrables, les provisions en Côte d’Ivoire), soit enfin
pour les réformer dans le sens d’une plus grande complexité et une relative pertinence (traitement fiscal
des intérêts), ce qui introduit un doute sur la logique usitée par le législateur. Dès lors, ces logiques
appropriatives et réformatrices s’apparentent davantage à des scenarii d’auto-assomption normative
sans relief optimal. Additionnées aux nombreuses dispositions prévoyant des renvois aux contrats
pétroliers notamment, ces règles se voulant autonomes et impératives fondent devant le dispositif
flexible aménagé, relevant toutes des charges calculées. Ce sont précisément :
- la fraction raisonnable des dépenses administratives du siège social de l’entreprise à l’étranger
pouvant être imputée aux opérations pétrolières sur le territoire conformément au contrat pétrolier 54 .
- les amortissements portés en comptabilité par l’entreprise, dans la limite des taux définis dans le
contrat pétrolier, y compris les amortissements qui auraient été différés au cours d’exercices antérieurs
déficitaires 55 . (…).
52
Le mot « Autonomie » possède une origine étymologique grecque. Auto signifie que l’on se donne à soi-même et Nomos
désigne la loi.
53
La notion de source est utilisée ici dans son acception formelle, telle qu’introduite par François Gény, qui nous dit : «
J’entends, par source formelle du droit positif, les injonctions d’autorités, extérieures à l’interprète et ayant qualité pour
commander à son jugement, quand ces injonctions, compétemment formées, ont pour objet propre et immédiat la révélation
d’une règle, qui serve à la direction de la vie juridique » ( in Méthode d’interprétation et sources en droit privé positif, T.I,
1919, réed.1996, LGDJ n°91).
54
Article 72, alinéa 1, b du Code Pétrolier ivoirien, et 95 alinéa b in fine du Code Pétrolier camerounais.
55
Article 95 alinéa b du Code Pétrolier camerounais, et 72 alinéa 2 du Code Pétrolier ivoirien, qui ajoute que « le contrat de
partage de production peut définir des modalités particulières d’amortissement des coûts pétroliers récupérables ».
15

-en droit camerounais, des provisions pour abandon de gisements, constituées pour l’abandon de des
gisements, constituée conformément à la réglementation en vigueur et au Contrat Pétrolier 56 .
Cerise sur le gâteau, même « le taux de l’impôt sur les sociétés applicable aux revenus tirés des
opérations de Recherche et d’Exploitation est fixé par le Contrat Pétrolier 57 » au Cameroun, ce qui
achève de flexibiliser les règles de l’impôt sur les sociétés. Si enfin l’on y ajoute toutes les « normes
fiscales administratives 58 » non seulement inévitables mais indispensables dans l’entrelacs de
dispositions tant éparses que complexes, les Codes pétroliers sus étudiés s’avèrent finalement
davantage être des normes d’habilitation 59 , que des sources autonomes et impératives en matière de
droit fiscal, en tout cas en ce qui concerne l’impôt sur les sociétés, prélèvement central et décisif dans
l’appréciation de la pression fiscale des entreprises pétrolières.
56
Article 95 alinéa f du Code Pétrolier camerounais.
57
Article 96 alinéa 1 du Code Pétrolier camerounais. Par contre, le Code Pétrolier ivoirien renvoie au Code général des
impôts en ce qui concerne les modalités de calcul et de recouvrement de l’impôt sur les sociétés (article 73), ce qui entraîne
l’applicabilité du taux de droit commun aux entreprises pétrolières.
58
Sur cette notion, lire Pelletier (M.), Les normes du droit fiscal, thèse Paris 1, Editions Dalloz, 2008, page 219 à 233.
59
Lire Tusseau (G.), Les normes d’habilitation, thèse Paris 10, Editions Dalloz, 2006
16