Le gouvernement britannique finalise un nouveau cadre fiscal destiné à succéder à l’Energy Profits Levy (EPL), en vigueur jusqu’au 31 mars 2030. L’objectif est de créer un dispositif capable de prélever une part équitable des bénéfices issus des ressources nationales en période de prix exceptionnellement élevés, tout en maintenant une simplicité administrative jugée essentielle par les opérateurs du plateau continental britannique (UK Continental Shelf – UKCS).
Deux mécanismes sont à l’étude: l’un fondé sur les revenus, privilégié pour sa simplicité, et l’autre basé sur les bénéfices, considéré comme plus juste mais nettement plus complexe à mettre en œuvre. La société d’analyse Wood Mackenzie souligne que les paramètres clés – notamment les seuils de prix et les taux d’imposition – détermineront l’efficacité du futur système et son acceptabilité auprès des acteurs du secteur.
Les opérateurs dénoncent un décalage entre fiscalité et réalité du marché
Malgré une baisse du prix du Brent sous le seuil de déclenchement de l’EPL, la taxe continue de s’appliquer à l’ensemble des profits, en raison de prix du gaz toujours supérieurs à leur seuil de référence. Plusieurs entreprises demandent la suppression anticipée de l’EPL, estimant que son maintien jusqu’en 2030 compromet les investissements à court terme et aggrave l’iniquité fiscale dans un environnement déjà sous pression.
Wood Mackenzie note que seulement 18 % des ressources découvertes sur le UKCS restent à développer, et que les coûts techniques unitaires atteignent 35 $ le baril, soit presque le double de la moyenne mondiale. Les projets britanniques présentent une taille médiane de 27 mn de barils équivalent pétrole, contre 81 mn ailleurs, avec un seuil de rentabilité pré-taxation de 44 $ par baril, supérieur de 13 $ à celui observé à l’échelle mondiale.
Les régimes concurrents accentuent la pression sur le Royaume-Uni
La compétitivité fiscale du Royaume-Uni souffre en comparaison avec d’autres juridictions pétrolières. Le golfe du Mexique affiche un taux marginal de 31 à 35 %, contre 40 % au Royaume-Uni après 2030 en l’absence d’EPL. La Norvège, malgré un taux de 78 %, compense par un contrôle étatique des ressources et un bassin encore peu exploré. La part des revenus captée par l’État britannique reste stable à 40 % pour des prix entre 80 $ et 120 $ le baril, contre 62 % en moyenne pour les pays concurrents.
Pour Wood Mackenzie, un mécanisme efficace devra s’appuyer sur des données journalières historiques de prix, et intégrer les structures fiscales existantes, telles que le ring fence corporation tax et la supplementary charge. Un tel système viserait à garantir prévisibilité et stabilité, tout en maintenant un certain avantage compétitif.
Les arbitrages fiscaux deviennent un enjeu de survie pour l’offshore britannique
L’analyse insiste sur l’importance d’un cadre prévisible pour compenser les désavantages structurels du UKCS. Graham Kellas, vice-président senior en charge de la fiscalité chez Wood Mackenzie, souligne que 90 % des ressources restantes sont déjà exploitées ou en développement. Dans ce contexte, repousser l’entrée en vigueur du nouveau mécanisme à 2030 risque de compromettre la capacité du pays à attirer des capitaux vers l’un des bassins offshore les plus exigeants au monde.
