Sonatrach : longue plaidoirie pour le changement de la loi

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Une fois encore, Sonatrach se tourne vers la loi sur les hydrocarbures et réclame son changement pour inciter les compagnies étrangères à investir en Algérie.

La baisse inquiétante de la production des hydrocarbures dans le pays a soufflé un vent de panique chez les dirigeants de Sonatrach, qui trouvent refuge dans les textes de la loi sur les hydrocarbures et la chute drastique des contrats d’association avec les compagnies étrangères.

Pour dissimuler leur incapacité à maintenir au moins le niveau de la production des hydrocarbures, les dirigeants de Sonatrach noient le problème dans des chiffres et les statistiques portant sur les contrats conclu auparavant.

La même équipe qui a participé au déclin de 2012-2015 est la même qui gère la production actuelle des hydrocarbures avec des contre-performances qui en disent long sur leur capacité à redresser la situation.

Certes la loi de Youcef Yousfi (13-01) et celle de Chakib Khelil (05-07) ont été décriées par rapport aux avantages accordés aux étrangers, mais ces lois n’ont jamais influé sur la production en effort propre de Sonatrach. Car le problème aujourd’hui se trouve dans la compagnie nationale et non pas dans ses contrats avec les étrangers.

Voici le texte intégral de la note de Sonatrach.

Pour situer le sens du débat autour de la question des contrats pétroliers, il est intéressant de considérer la répartition des ressources d’hydrocarbures dans le monde et situer les axes de coopération entre les compagnies pétrolières nationales (NOC) et les compagnies pétrolières internationales (IOC).

A fin 2017, les réserves prouvées des membres de l’OPEP atteignaient 1218 milliards de barils de pétrole, soit 72% des réserves mondiales. Au même horizon, l’OPEP contribuait à hauteur de 43% de la production mondiale de pétrole (Source BP Statistical Review of World Energy. Juin 2018). Sous une perspective plus large, 80% des réserves mondiales de pétrole sont situées dans les pays producteurs couvrant 60% de la production mondiale. Les compagnies internationales (IOC) et plus particulièrement les super majors ne représentent que 9% des réserves mondiales contribuant à hauteur de 15% à la production mondiale. Le pétrole se distingue donc par cette particularité que la carte de sa distribution géographique ne correspond pas à celle de sa consommation.

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Sur un autre plan, il est généralement admis que jusqu’à un passé récent, la maitrise de la chaine de valeurs, l’excellence technologique et la disponibilité de ressources financières étaient plus le propre des IOC.

Bien que les NOC contrôlent 80% des réserves mondiales de pétrole, une partie importante de ces réserves est développée dans le cadre d’une coopération avec les IOC.

Cette relation de complémentarité a rendu nécessaire le développement d’une coopération entre Etats hôtes (souvent à travers leurs émanations que sont les NOC)) et les compagnies internationales (IOC). Le cadre idéal pour promouvoir cette coopération reste l’établissement d’un contrat dont l‘objet reste principalement la définition du partage des risques associés aux différentes phases des activités pétrolières, de l’exploration jusqu’à la distribution, et les rémunérations résultant de ces activités.

Au regard de l’ampleur du risque géologique et financier, il est important de concevoir les relations entre les acteurs (Etat hôte, NOC & IOC) sur la base de contrats assurant une équité raisonnable entre l’Etat hôte dont l’objectif est d’assurer la meilleure valorisation des ressources pétrolières à l’effet de contribuer efficacement au 2 développement économique et social du pays d’une part et la compagnie internationale (IOC) qui vise le meilleur rendement des capitaux engagés d’autre part.

Néanmoins, bien souvent les contrats pétroliers sont conclus par les parties (Etat hôte, NOC & IOC) en fonction du rapport de forces et de la conjoncture dans lesquels ils se trouvent.

Typologies de contrats pétroliers :

Dans l’industrie pétrolière et gazière, il existe trois types de contrats :

(i) La concession ;

(ii) Le partage de production (Production Sharing Contract « PSC ») et

(iii) Le service à risque (Risk Services Contract « RSC »).

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Le Contrat de Concession

La concession est la toute première forme de contrat pétrolier. Née aux Etats-Unis à la fin du 19ème siècle, pendant le boom pétrolier, le concept a ensuite été exporté vers les pays producteurs de pétrole dans le monde entier par les compagnies pétrolières internationales. Ces contrats sont basés sur un concept de « propriété du sol et soussol » du pétrole basé sur le système américain de propriété foncière. Ainsi, ce modèle de contrat reconnait un droit de propriété sur les hydrocarbures aux compagnies internationales (IOC). En vertu de la concession, l’entrepreneur a le droit exclusif d’explorer dans la zone de concession et s’il découvre du pétrole, il en est propriétaire. Le pays en tire profit au moyen de taxes et de redevances (Royalty & Tax fiscal regime). Enfin, il convient de noter que le contrat de concession s’est imposé dans une période où le rapport de forces était favorable aux sociétés pétrolières.

Le Contrat de Partage de Production (PSC)

Le contrat de partage de production (Production Sharing Contract) a fait son apparition en 1966, en Indonésie. Ce contrat a fini par s’imposer comme principale alternative à la concession et cette évolution dénote la volonté des Etats hôtes d’exercer un contrôle accru sur l’accès aux réserves d’hydrocarbures. Le contrat de partage de production diffère de la concession en ce sens qu’il n’octroie pas de droit de propriété sur les hydrocarbures aux intérêts privés (IOC). Cela signifie que l’Etat, en tant que propriétaire des ressources du sous-sol, charge la compagnie étrangère à engager les travaux d’exploration, de développement et de production pour son compte. 3 Cette innovation est née en même temps que de nombreux pays producteurs de pétrole gagnaient leur indépendance, elle faisait ainsi partie de la première vague du nationalisme à l’égard des ressources. Le contrat de partage de production est l’expression de l’inversion du rapport de forces en faveur des Etats hôtes. Il reste aussi l’outil privilégié pour donner à la NOC un rôle actif et à priori dans les prises de décision.

Le PSC est un contrat aux termes duquel :

̶ Toutes les opérations pétrolières sont réalisées pour le compte de l’Etat (ou la société nationale) qui est donc propriétaire des réserves et des installations ;

̶ Le risque d’exploration est supporté à hauteur de 100% par les compagnies internationales contractantes (International Oil Companies (IOCs)) ;

̶ Les IOCs exécutent les travaux d’exploration et de production en apportant leurs propres technologies et moyens financiers ;

̶ Le partage de la production en cas de découverte constitue le prix des prestations réalisées par les IOCs ;

̶ Le partage des hydrocarbures (pétrole et/ou gaz naturel) extraits est négocié pour chaque contrat entre les IOCs et l’Etat ou sa société nationale à un taux fixe ou variable en fonction du niveau de la production et des prix du pétrole ;

̶ Les IOCs sont généralement exemptées du paiement d’impôts et de taxes.

̶ L’Etat ou sa société nationale a l’option de participer aux phases de développement et de production.

̶ Le PSC n’est donc pas translatif de propriété, mais il crée de nombreuses obligations à l’égard des IOCs.

Le Contrat Service à Risque (RSC)

Ce type de contrat est semblable au contrat de partage de production mais généralement utilisé non pas dans l’exploration mais pour contracter les services d’une IOC afin de développer, d’augmenter la production ou de prolonger la durée de vie d’un gisement déjà en exploitation. Les principes et les mécanismes de rémunération du partenaire sont similaires à ceux du contrat de partage de production avec la possibilité de paiement en numéraire.

Les contrats PSC en Algérie

A. L’apport du partenariat. Le recours au partenariat a constitué un choix stratégique pour l’Algérie qui visait à travers cette option

(i) le partage des risques liés à l’activité exploration et

(ii) le bénéfice des apports technologique et financier nécessaires à la relance de l’activité des hydrocarbures, stagnante à la fin des années 80.

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A l’ouverture du domaine minier algérien au partenariat étranger afin de contribuer à son développement, les trois formes contractuelles ont été adoptées dans la loi 86-14. Cette loi a permis de conclure 83 contrats entre 1987 et 2005, la majorité de ces contrats sont des PSC, seulement 02 contrats de type concession sous forme de participation et 02 contrats de service à risque. Sur les 83 contrats, 47 contrats ont été conclus à travers la négociation directe avec les IOCs et 36 contrats ont été attribués dans le cadre des appels à la concurrence lancés entre 2000 et 2005. Nombre de contrats de recherche conclus par partenaire

Après la promulgation de la loi 86-14, le bassin de Berkine dont les travaux d’exploration remontent à 1951 est devenu l’objet d’un intérêt particulier de la part des partenaires de Sonatrach. Les travaux de recherches entrepris par les partenaires de Sonatrach dans ce bassin ont permis de révéler son potentiel, faisant de celui – ci un important pôle pétrolier portant sa contribution au volume global des réserves de 2 % en 1986 à plus de 30 % actuellement.

Sur le plan global, l’activité exploration en partenariat en Algérie entre 1986 et 2015 a permis à notre pays de réaliser un volume de découvertes (en prouvés et probables) de 2384 millions TEP (Tonnes Equivalent Pétrole). Les volumes d’hydrocarbures découverts ont atteint un pic en 1995 de 464 millions TEP.

Les découvertes enregistrées depuis 1990 traduisent de manière plus concrete l’apport du partenariat sous l’effet d’une loi aux effets incitatifs avérés et une forme contractuelle privilégiant le role actif de la NOC (Sonatrach). L’effet produit a été de faire passer les réserves récupérables restantes du pays de 3,47 milliards de TEP en 1989 à un niveau de 5,12 milliards TEP en 1999.

Le résultat de cette activité se traduit par une augmentation de la production d’hydrocarbures en partenariat culminant en 2007 à 74,3 millions TEP avec :

̶ 34 millions Tonnes pétrole brut ;

̶ 36 milliards M3 de gaz naturel ;

̶ 3,47 millions Tonnes condensat et

̶ 2,68 millions Tonnes GPL.

 

Enfin, il y a lieu de relever que les découvertes réalisées sont le fruit d’un effort d’investissement colossal supporté en totalité par les partenaires étrangers. Les montants engagés durant la période 1986 – 2015 s’élévent à 9961 millions US$ avec des pics observés en 1997 et 2007 de 636 et 1083 millions US$ respectivement.

B. Mécanismes contractuels de partage de production

Dans les contrats PSC, le partage de la production entre le partenaire étranger et Sonatrach n’est pas lié au seul taux de financement des opérations pétrolières. En effet, la part de production revenant au partenaire étranger, au titre de la récupération de ses coûts engagés (cost oil) et de sa rémunération (profit oil), se calcule selon un processus qui tient compte des niveaux de la production et du prix de pétrole. Le mécanisme est détaillé dans le cadre ci–après : – En premier lieu et après le paiement de la redevance sur les quantités d’hydrocarbures produites, les investisseurs (partenaire étranger et Sonatrach)  procèdent à la récupération des coûts selon un ordre de priorité établi contractuellement.

– La production restante, après le paiement de la redevance et la récupération des coûts des investisseurs, est partagée entre le partenaire étranger et Sonatrach selon une formule qui tient compte du niveau de la production et du prix du pétrole brut. Le pourcentage revenant au partenaire étranger pour chaque tranche de production diminue avec l’augmentation du niveau de production.

– Cette part de production revenant au partenaire étranger est calculée en tenant compte d’un environnement de prix du pétrole donné. Si les prix augmentent, il est procédé à l’application d’un facteur correctif (Price cap) afin d’écrémer les revenus du partenaire étranger.

– La part revenant au partenaire étranger au titre de la récupération de ses coûts et de sa rémunération (droits du partenaire) est soumise annuellement à la règle de 49%, limitant ainsi ses prélèvements de production afin de réserver au minimum 51% de la production à la partie Algérienne (Sonatrach et Etat).

– Dans le cas où les droits du partenaire étranger dépassent 49% de la production, le différentiel entre ses droits et 49% de la production est reporté aux années suivantes jusqu’à apurement de ce différentiel.

– Il convient de noter que la probabilité de survenue du dépassement de la limite de 49% reste présente uniquement pendant les années consécutives aux phases d’investissement. Le principe du report est donc rarement utilisé en dehors des phases marquées par une forte poussée de récupération de coûts (cost oil). En dehors de la période de récupération des coûts de développement et d’exploration, le volet récupération des couts ne porte que sur les charges d’exploitation et de transport. En général, la part revenant au partenaire étranger se situe autour de 18%. Afin d’évaluer les formules de partage de production utilisées dans nos contrats PSC, un bilan de partage a été réalisé sur trois contrats. Parmi ces derniers, deux sont arrivés à terme et le troisième en cours d’exécution. Ce bilan montre que la part revenant aux partenaires étrangers n’a jamais atteint les 49% de la production totale, bien plus, celle – ci varie entre 14% et 23%.

C. Evolution des contrats pétroliers et rapports de force entre Etats hôtes & IOC

Les contrats de partage de production constituent à présent l’axe de coopération privilégié entre Etats hôtes (et sa compagnie nationale) et compagnies pétrolières internationales. Ce cadre de coopération reflète l’évolution du rapport de forces entre les Etats hôtes et les compagnies internationales (IOC).

Pour leur part, les compagnies nationales (NOC) ont connu de grandes transformations. Longtemps confinées dans un rôle de caisse d’accumulation de la 7 rente pour l’Etat ou d’agent devant maximiser la valeur actionnariale, les NOC sont devenus aujourd’hui de véritables outils d’optimisation technologique et économique. Ainsi, certaines NOC ont résolument opté pour une politique de rattrapage technologique et de formation de leur personnel. L’illustration la plus forte nous est donnée par Petrobras qui, en l’espace de quelques années, a su se hisser au rang de société la plus prisée et la plus recherchée dans les domaines de l’offshore profond (ultra deep offshore : 4000 m de tranche d’eau) et des formations infra salifères.

D’autres NOC (disposant de ressources financières colossales) ont quant à elles choisi de consolider leur position en rachetant des entreprises pétrolières privées ou en prenant des participations importantes auprès de certaines IOC. Le résultat de cette démarche est qu’aujourd’hui des compagnies à l’instar de Petrochina et Sinopec (issues de compagnies d’Etat) figurent parmi les trois plus grandes compagnies au monde en termes de chiffre d’affaires.

Enfin, certaines NOC ont privilégié l’option de la diversification en investissant dans des créneaux à forte valeur ajoutée (chimie, pétrochimie).

En conclusion, la réduction de la dépendance technologique et financière des Etats hôtes (et NOC) auprès des compagnies pétrolières internationales et l’émergence d’une classe de NOC désireuse de tirer profit de son potentiel et de ses atouts ne manqueront de donner à la coopération NOC / IOC une autre configuration.

D. Quid de Sonatrach ?

Sonatrach est arrivée au fil du temps à bâtir un groupe verticalement intégré, maitrisant l’ensemble de la chaine de valeurs de l’industrie des hydrocarbures et jouit d’une réputation d’excellence opérationnelle largement reconnue par ses pairs. Elle a réussi sa transformation en agent industriel et économique.

Sonatrach n’est pas restée en marge de l’évolution qu’a connue le secteur des hydrocarbures et s’emploie à travers ses nouvelles structures à se positionner et exploiter de nouvelles niches à travers une stratégie de diversification, ciblant pour le moment la pétrochimie.

Avec la mise en place récente de la structure ‘’Business Development ‘’ dont la mission principale est la recherche de nouveaux leviers de croissance, Sonatrach a clairement affiché son ambition de conquête de nouveaux marchés sur l’ensemble des segments d’activité, notamment celui de l’amont offrant la meilleure rentabilité. Cette quête sera entreprise avec autant d’intérêt tant au niveau domestique qu’à l’international. Sur le plan interne, il s’agira de redynamiser une activité en partenariat dont les résultats récents ne reflètent pas le potentiel réel de notre domaine minier.

En effet, la production d’hydrocarbures en partenariat représente le quart de la production nationale après avoir connu une contribution d’environ 33% en 2007. Ce fléchissement de la production en partenariat intervient dans un contexte ne laissant pas entrevoir de perspectives concrètes de regain d’activités. Cet environnement rend plus que jamais nécessaire et urgent la promulgation d’une nouvelle loi sur les  hydrocarbures, adaptée au contexte internationale et à même de faire valoriser par l’Algérie son avantage concurrentiel.