La Nation - Hebdomadaire Algérien

Numéro 101

Edition du 01 au 07 Mai 2013



2011-2012 : La loi sur les hydrocarbures, les pratiques pétrolières et le lourd héritage de C.K.

Ali Kefaifi*
Mardi 3 Janvier 2012

Dans le cadre d’une politique pétrolière, il est essentiel d’élaborer une loi qui puisse valoriser au mieux le potentiel attendu.
Les développements, tirés de l’économie pétrolière et des pratiques mondiales, montrent que pour ne pas répéter les erreurs du passé récent, il convient de revenir aux processus universels de décision
La comparaison, entre la loi actuelle (concession) et la loi 86-14 de 1986, conduit à des conclusions très sévères.
Il faudra remplacer la loi actuelle par une PSC (et services ou J-V) le plus tôt possible
L’expérience des autres pays d’Afrique du Nord est intéressante, y compris en termes de veille économique pour nous.



I Principes et cadre pour l'élaboration des architectures législatives pétrolières :


  1. la théorie économique, les principaux acteurs et les critères stratégiques pour la réglementation pétrolière :
1. Le principe économique de base pour les activités minières et pétrolières :
Le principe de base, relatif à la rente foncière, a été établi déjà chez les classiques (David Ricardo).
Dansle système économique classique, David Ricardo parlait de la triple triade : 3 classes en opposition d'intérêt (dont les propriétaires fonciers y compris l’Etat), 3 lois (dont la loi des rendements décroissants) et 3 principes de détermination d'intérêt (dont la rente foncière)
 
2. Les 4 principaux types de contrats dans la législation pétrolière :
Dans le cadre des relations entre Etats et compagnies pétrolières, 4 types de contrats se sont imposées avec le temps.
Il s'agit dans l’ordre historique : Le système des concessions, le contrat de partage production, les contrats de services (sans risque et avec risque), et la Joint-Venture.
 
 
Contrat
 
 
Etat
 
Compagnies étrangères
 
Système de concession (R/T)
(loi 5-7 du 28-4-2005)
 
 
Contrat de partage production (PSC)
(loi 86-14 de 1986)
 
Contrat de service
 
 
 
Joint-Venture
 
Sa part est déterminée par le niveau de production et le prix du pétrole
 
Fiscalité pétrolière et partage de profit
 
 
Assumer tous les risques
 
 
 
Partage de profit et de risques
 
Assume tous les risques, tous les revenus hors fiscalité ordinaire
 
-Risque d'exploration
-Partage du profit
 
 
-N'assume aucun risque
-Rémunération et intéressement
 
Partage de profit et  de risques
 
Source: Oxford Institute for Energy Studies
 
Indépendamment des aspects de propriété pour l'État ou de détermination boursière de l'actif pour la compagnie étrangère, ce qui fait qu'un contrat est meilleur que l'autre, réside dans les revenus qu'il apporte à l'État, ou à la compagnie étrangère pour ce qui la concerne
 
-Le contrat de concession :
Le système de concession fut le premier à être utilisé dans les contrats pétroliers et trouve ses origines très lointaines dans les opérations minières (mines d'argent) en Grèce il y a 2500 ans (Anderson1998). Le premier contrat de concession pétrolière contenait seulement une clause de redevances. Par la suite, le montant des redevances s'est accru et se sont rajoutées différentes taxes pétrolières.
Le contrat de concession est composé de trois éléments : La redevance, les déductions nombreuses (coût opératoire, amortissement, réévaluation), l’impôt ordinaire
En Algérie, et contrairement à l'ensemble des pays de l'OPEP ou du Sud, le système de concession a été introduit pour la première fois en 2005, après une première tentative en 2001 par le précédent ministre CK.
 
-Le contrat de partage production et les deux autres types de contrats (JV et services) :
Par opposition au système de concession (pays libéraux), ce deuxième type est appelé globalement système contractuel. Ce système contractuel trouve ses origines dans l'époque napoléonienne, fondé sur le Droit minier qui considère que les ressources doivent être la propriété de l'État pour le bénéfice de l'ensemble des citoyens.
En échange de l'exploration à ses propres risques, l’Etat donne à l'entreprise étrangère le droit de recevoir une partie de la production (profit et remboursement de tout ou partie des coûts pétroliers dont les investissements) conformément à un contrat de partage production (PSC) ou de services (ou JV).
Selon les spécialistes (Johnston, Van Meurs, etc.), les risques d'exploration assumés par l'entreprise sont similaires dans le système de concession ou dans le système contractuel, mais diffèrent sur la façon dont les coûts sont récupérés en cas de découverte, et sur la manière dont les réserves sont partagées entre le pays et l'entreprise.
Dans le système de concession, le pétrole peut appartenir à l'entreprise en tête de puits.
Dans le système contractuel (dont PSC), le pétrole est transféré à l'entreprise dans les limites du territoire national (port, bateau), ou à un point de mesure.
 
Le contrat de partage production comporte quatre volets : La redevance, la récupération des coûts pétroliers (OPEX, CAPEX), le profit (profit oil) et les taxes.
La redevance et le partage de profit sont déterminés selon des règles prédéterminées ou à négocier entre la compagnie étrangère et l'État ou son représentant (Entreprise Pétrolière Nationale).
Il faut rappeler aussi que l’Entreprise Pétrolière Nationale, ne produit pas l’impôt ou la redevance, elle ne fait que le récupérer et le céder à l’Etat (Direction des Impôts), comme tout agent économique pour la TVA.
 
La loi 86-14 de 1986 s'inscrit dans le cadre des systèmes contractuels de partage production (PSC).
 
Dans la région Afrique Moyen-Orient, le contrat de partage production est le système le plus couramment retenu.
  • Contrats de partage production zone Afrique : Algérie (avant 2005), Angola, Bénin, Cameroun, Congo Brazzaville, Côte d'Ivoire, Égypte, Guinée équatoriale, Éthiopie, Gabon, Gambie, Kenya, Libéria, Libye, Madagascar, Mozambique, Nigéria, Soudan, Tanzanie, Tunisie (contrat récent), Ouganda, Zambie.
  • Contrats de partage production zone Moyen-Orient : Bahreïn, Irak, Jordanie, Oman, Qatar, Syrie, Yémen.
  • Contrats de service : Iran, Kuwait, Arabie Saoudite.
 
  1. L'attractivité géoéconomique, facteur essentiel de la politique exploration :
En schématisant, pour l'entreprise étrangère, on peut considérer comme essentiels les critères géoéconomiques (potentiel pétrolier perçu à travers les données existantes, dimensions attendues du réservoir, prévisions de prix du pétrole, risques de toute nature, etc.),
Pour un pays pétrolier, il doit tenir compte de l'attractivité exercée par les autres pays similaires (notamment Afrique pour l'Algérie)
 
  1. Le processus de décision des sociétés pétrolières dans l'exploration production :
Tant au niveau des entreprises pétrolières que des pays pétroliers (ou de l'Entreprise Nationale de Pétrole), les décisions d'exploration production sont effectuées à travers des modèles extrêmement complexes, quoique simples dans leur architecture de base.
 
Ces modèles reposent sur plusieurs théories d'aide à la décision : Monte-Carlo, théories de portefeuille, etc
Il est curieux de constater que ces processus probabilistes d'aide à la décision ont été développés par un jeune ingénieur français qui travaillait sur le futur gisement d'Hassi-Messaoud. Ces travaux (théorie de la décision appliquée au projet d'exploration production) ont valu à cet économiste, M. Maurice Allais, d'obtenir le prix Nobel d'économie (ce fut le seul prix Nobel d'économie français).
Ce qui serait aussi curieux, c’est de savoir si SONATRACH a éventuellement utilisé la méthode de Monte Carlo (1999 ? 2000 ? 2010 ?)
 
  1. La stratégie pétrolière et le processus de décision dans l'élaboration des lois pétrolières
La stratégie pétrolière d'un pays, qui s'exprime entre autres par la structure du contrat de partage production (nous ne mentionnons pas le système de concession), ne peut pas être développée sans modèles de simulation qui tiennent compte de décision probable ou possible attendue des différents partenaires étrangers mais aussi des contrats de partage production (ou des systèmes de concession) des pays pétroliers concurrents.
Sans rentrer dans les détails d'un ou de plusieurs pays voisins, il est raisonnable de conseiller aux responsables de notre secteur de l'énergie de patienter avant de sortir de nouveaux textes pétroliers. En effet, l'asymétrie d'information ne vaut pas seulement pour les entreprises, mais aussi pour les Etats pétroliers.
 
  1. Les enjeux et les défis de la politique pétrolière :
Pour l'Algérie, les enjeux et les défis sont considérables et extrêmement complexes du fait de :
  • La transition pétrolière en Algérie entre 2015 et 2030. Il s'agit d'assurer la soudure, entre le déclin pétrolier qui annonce la fin des exportations pétrolières et l'espoir que de nouveaux gisements (zones frontières géologiques) et/ou la récupération assistée de pétrole, nous permette de retrouver nos moyens financiers, après 2025-2030 (il faut 10 à 15 ans pour exploiter les découvertes, Mac Kinsey)
 
  1. De la nécessité d'utiliser les outils de modélisation : Modèle d'équilibre général, modèle d'exploration production, modèle économétrique de consommation énergétique nationale, etc. L’IAP et les Universités (économie, RO)

II. La supériorité incontestable de la loi 86-14 de 1986 (rente, fiscalité ,attractivité).

(Analyse comparative des lois 86-14 de 1986 et 05-07 du 28 avril 2005, amendée par l'ordonnance du 29 juillet 2006)
En gros, ce que l'on demande à une politique des hydrocarbures, c'est de maximiser la fiscalité pétrolière (la rente de l'État), d'améliorer l’attractivité, d’augmenter  les réserves pétrolières, de maintenir au moins constant le taux de reconstitution des réserves après production, et d'assurer l'exploitation optimale des gisements, dans l’intérêt du pays

A) les critères de différenciation des codes et lois pétrolières

a) La fiscalité pétrolière est au cœur de la loi pétrolière.
b) L'attractivité est l’affaire des experts nationaux et étrangers en géosciences (dont géologie et géophysique, complétée par la géochimie) et de la politique de prospection pétrolière de l'entreprise nationale ou  étrangère
c) La reconstitution des réserves est l'objectif fixé à Sonatrach et/ou aux opérateurs étrangers visant une prise de risque (géologique, géoéconomique, géopolitique) globale mais assurant des taux de rentabilité internes  (T.R.I.) supérieurs à 15 ou 20 %.

Les TRI visés sont  de 15 à 20 % mais avec une dispersion élevée, atteignant 50 à 100 %.Les taux élevés, parfois supérieurs à 50% (valeur ex post) sont la juste récompense de la prise de risques par l’entreprise étrangère et permettent de compenser les programmes E/P conduisant à des puits secs.
Ceci procède de la mitigation des risques et explique pourquoi les entreprises étrangères ont besoin de continuité, de législation claire et lisible et sont réticentes aux rigidités bureaucratiques ou aux Agences nouvelles qui ont besoin de temps (5 à 10 ans) pour assimiler les techniques et les pratiques.

B) Analyse comparative des deux lois.

Nous présentons l’apport  relatif des deux lois en termes de fiscalité, de production et d'attractivité.
Les objectifs et résultats des deux lois, la loi 86-14/2/1986 dite de contractualisation et d’ouverture et la loi 05-07 du 28 Avril 2005, dite du régime de la concession
Celle-ci  attribue à l’Entreprise  Nationale Sonatrach une participation de 20 à 30 % au lieu de 51 % pour la loi 86-14 de 1986.
Le tableau suivant présente les principaux éléments de comparaison entre les deux lois pétrolières
 
 
Analyse comparative des deux lois pétrolières
 
 
Loi 86-14 de 1986
(I)
 
Loi 05-07 du 28 avril 2005 (II)
 
Observations
 
Base de la fiscalité
 
-Redevance : 20 % (et exceptions)
-impôts pétroliers 85 %
 
-Redevance 15 %
-taxe pétrolière : 30 % pour les petits gisements, 70 % pour les grands gisements et la règle de proportionnalité entre les deux types de gisements
-impôts pétroliers inapplicables si la société utilise l'optimisation fiscale (amortissement, uplift)
 
-redevance moindre pour II
- la loi II vise les petits et moyens gisements et une taxe qui passe de 85 % à 30 ou 50% à cause des capacités d’optimisation fiscales des entreprises, de l’asymetrie d’information  et des barrières de coordination algérienne intra et infra structures
 
 
Part nette nationale
 
Part nette société
 
85 %
 
15 %
 
-50 % en moyenne
 
-50 % en moyenne in fine
 
Cf. simulations ( Dr Ali Kefaifi sur el Khabar du 22/12/2002 et études Ali Aissaoui)
 
 
Attractivité
 
Appel d'offres ouvert
 
Appel d'offres (asymétrie d'information en faveur de la société)
 
 
 
Remplacement des réserves (résultats ex post)
 
100 %
 
10 %
 
 
Position internationale
 
Premier découvreur mondial en 1994
 
-Une seule  société soumissionnaire en 2010,
-attractivité apparente très faible malgré un potentiel  concurrentiel
 
 
Autres critères (formation, participation nationale, transports)
 
Transports par pipes (formule transitoire)
 
Transports par pipe
optimisation fiscale par les associés (objectif TP mais 0 impôt pétrolier)
 
-Non transparence
-Surcoût bureaucratique estimés à au moins dizaines milliards $
 
Ali Aissaoui : Algeria - The political Economy of oil & gas ( 2001)

Remarques:
  • La loi 86-14 était en tête dans le monde durant la décennie 90.
  • Le taux de récupération fiscale par le gouvernement (fiscalité, profit oil) était de plus de 85 %
  • Attractivité géologique excellente et potentiel de niveau mondial (exploration, EOR, gaz naturel conventionnel)
  • Les tableaux sur la fiscalité absolue et comparée (benchmark) montrent la supériorité absolue de la loi de 1986, sa supériorité relative dans le monde et, comme il sera démontré par divers auteurs et diverses simulations, par rapport à la Loi 05-07 du 28 avril 2005.

Les fiscalités pétrolières : Tendances entre 1998-2007

Johnston, D. J World Energy Law Bus 2008 1:31-54; doi:10.1093/jwelb/jwn006
Johnston, D. J World Energy Law Bus 2008 1:31-54; doi:10.1093/jwelb/jwn006
Dans le cadre de cette analyse, Johnston DJ analyse les lois pétrolières en vigueur en 1998, et observe leur tendance durant les 10 années qui suivaient.
Pour l’Algérie, il s’agit de la fiscalité de la loi 86-14 de 1986.
Comme par le passé, la part fiscale de l’Algérie (Government Take) était de 85 % environ, le reste ,15%, étant la part qui revient aux  compagnies étrangères.
Ainsi que nous le verrons, dans les gisements concernés par la loi de 2005, cette part nationale (Government Take) va passer de 85% à 50% ou 60% en moyenne, selon les gisements  et la capacité des Associés à « exceller dans l’optimisation fiscale » ( ?!).
Cela signifie que pour les nouveaux gisements, ou ceux que Sonatrach aurait rendus pour alimenter les appels d’offres ultérieurs, la part fiscale de l’Etat aurait baissé considérablement, se situant entre  30 et 50 %.
Ceci aurait aussi entrainé de sérieux problèmes de Balance des Paiements compte tenu du niveau des Importations qui n’aurait que le ciel comme limite.
 
Ce tableau nous donne d’autres enseignements :
-La fiscalité pétrolière dans le monde varie de 40% (voire 28% pour un petit pays tel l’Irlande) à 98% pour l’Iran et le Venezuela
- Le monde est divisé en 2 camps :
   . Les libéraux (OCDE, pays à faible potentiel tels le Maroc) qui optent pour le régime de concession (Royalty/Tax system) et prélèvent (Government Take) moins de 65 % en fait entre 42% (Maroc) et 63 % (Alaska - USA)
   . Les pays du « SUD » (OPEP, hors pays avec secteur pétrolier « nationalisé », pays hors OCDE à potentiel) qui optent pour le régime contractuel (Contrat de Partage Production ou en anglais Production Sharing Contract ou PSC) et prélèvent  (Government Take) des taux variant de 70% (Equateur)  à 98% (Iran)
-Certains pays pratiquent le contrat de Services (Philippines, Bolivie, Venezuela).
  .Citons aussi l’Irak, qui  depuis peu a négocié des Contrats de Services (récupération assistée de pétrole ou EOR), avec les grandes IOC, avec des coûts très serrés et compétitifs, de l’ordre de 2 $/Bbl.
  .Citons aussi le cas spécifique de l’Iran (Government Take 98%) qui pratique le Contrat Buy back
-Johnston a mentionné les tendances, dont celle de l’Algérie, marquant un durcissement en 2006 avec la taxe sur les surprofits
 
Dans le prochain tableau de Johnston (2008 ?), et grâce à CK, précédent Ministre du Pétrole, l’Algérie y figurera et aura l’honneur de rejoindre les pays de l’OCDE, avec son régime de concession et une part nationale (Government Take ) de fiscalité inférieure à 60%.
Ceci contribuera à  rapprocher  la date fatidique du « début de la fin des exportations pétrolières » !
Mais l’homme de la rue pourra se demander pourquoi, avec ces cadeaux (fiscalité moindre, régime de la concession, la NOC Sonatrach ayant frôlé les 20%, voire la privatisation si l’avant-projet était passé en 2002, etc), les sociétés étrangères ne se bousculaient pas au portillon en 2010?
Conclusion : La loi pétrolière est une affaire trop sérieuse pour être laissée entre les mains d’un Ministre. Surtout, lorsqu’on veut  encore nous engager dans des labyrinthes inexplicables (gaz de schistes, solaire, nucléaires) qui n’apporteront rien avant 2030 ou tel l’éolien, non rentable et non compétitif en Algérie.
Mais écoutons encore Hassi Messaoud se décliner en EOR (à 20 $/Bbl ?), visons  les prospects des zones géologiquement frontières (« new frontiers »), ou valorisons notre  gaz conventionnel (à quelques dizaines de cents US et pendant un demi-siècle), ce GN qui est 1er dans le monde en capacité calorifique !!
Pendant un demi-siècle, ce gaz naturel pourra tout nous donner (ou presque tout)
  • De l’électricité (la moins coûteuse en investissement et en dépense OPEX)
  • Le GNC, gaz naturel comprimé, carburant moins cher, plus efficace (indice d’octane 120) et moins polluant que l’essence
  • La pétrochimie, presque toute la pétrochimie, y compris avec l’éthane et les GPL
  • Le dessalement d’eau de mer, plus économique que l’osmose inverse
  • Les engrais
  • L’acier pour produits longs, l’aluminium, etc.
En fin de compte, le choix du changement de loi (PSC 86-14 de 1986 contre Concession 05-07 d’avril 2005) par l’ancien Ministre de l’Energie ne peut s’expliquer par l’Economie, mais pourrait relever de la Psychanalyse (cf. « for OPEC’s captain US roots – the New York Time 18/11/2001 » et «  World Bank note 46 – Public policy for the private sector – Chakib Khelil  , synthèse ouvrage de Van Mœurs »)
 
Ce tableau montre que, à l'instar des autres pays de l’OPEP (Arabie Saoudite, Libye, Iran, pays du golfe arabo-persique), l'Algérie reçoit 85 % de ses revenus nets des exportations pétrolières, alors que pour la loi de 2005 la part moyenne attendue par le gouvernement sera de l'ordre de 50 % (entre 30 et 70 %), Ces taux ont été calculés par simulation à partir de gisements existants (cf Ali Aissaoui : Algeria - The political Economy of oil & gas ( 2001)).
Le tableau suivant montre la position de l'Algérie par rapport à ses partenaires (Libye, Maroc, Égypte, etc.) et dans le monde. Sa fiscalité compétitive n'avait pas besoin d'être réduite de 85 % à 50 % (voire 30 à 40 %) par la loi pétrolière  05-07 du 28 avril 2005.

Tableau International Petroleum exploration & Devlopment Contracts
Daniel johnston (2002)
 
Pays Part Etat
 
%
Participation NOC
 
%
Types contrats
PSC (1)
R/T (2) SERVICES (3)
Coefficient  partage
 
R ou ROR
Effective royalty rate
 
%
 
Royaume-Uni
USA OCS
RSA
Australie
Équateur
Maroc
PEROU
Canada
Angola
Colombie
Indonésie
RUSSIE
Norvège
Tunisie
Égypte
inde
Côte d'Ivoire
Oman
Malaisie
UAE
Indonésie
Venezuela
 
* Algérie 1986
Algérie 2005
Algérie 2006
 
40
50
52
55
60
62
64
68
68
68
70
70
74
75
74
78
79
80
82
84
86
90
 
85
50
50
 
0
0
20
0
0
25
 
o
20
 
10
0
30
 
0
40
35
0
15
60
10
35
 
51
20~30
20~30
 
 
2
2
1
2
1
2
3
2
1
2
1
1
2
1
1
1
1
1
1
2
1
3
 
1
2
2
 
 
R
 
 
 
 
 
ROR
R
 
 
 
R
 
R
 
 
R
 
 
 
 
R ,ROR
ROR
ROR
 
0
16,7
2,4
0
 
25
10
23
8
 
7,5
7
 
30
47
 0
30
42
18
12,5
13
16,7
 
*Non compris dans le tableau (simulations diverses)
 
Pour les changements introduits par la loi CK de Loi 05-07 du 28 avril 2005, ce tableau montre que
-La loi de 1986, avec une fiscalité qui procure 85 % des revenus nets à l'État, situe l'Algérie parmi les pays disposant du plus fort taux de fiscalité, ce qui est le cas de l'ensemble des pays de l'OPEP
-A l'opposé, la loi de 2005 amendées par l'ordonnance de 2006, confère des revenus nets compris entre 30 et 70 %, était moyenne estimée à 50 % voire moins.
La part de l'entreprise nationale, 51 % pour la loi de 1986, situe l'Algérie parmi les pays qui possèdent le taux le plus élevé (hors UAE et autres pays du GCC). La loi de 2005 fait passer l'Algérie dans le lot des pays qui possèdent in fine  le plus faible taux de participation de leur société nationale, d’où  un moindre contrôle (courbe de production, fiscalité, contrôle de la production, hygiène et sécurité environnement, etc.).
Ceci explique probablement les problèmes indigestes rencontrés par les services fiscaux dans le contrôle des coûts pétroliers et de la part effectivement payée mensuellement aux partenaires étrangers.
-En supprimant le régime contractuel de Partage Production (PSC), CK et la Loi 05-07 du 28 avril 2005 nous ont fait dramatiquement basculer  dans la zone des pays pratiquant le Régime de la Concession, tel que pratiqué dans  les seuls  pays à économie libérale (OCDE, etc.) ou en développement pétrolier.
 
-Des lourdeurs bureaucratiques, procédurière et de compétences nouvelles Agences :
Ces dernières années ont montré, publiquement, que l'Algérie souffre, artificiellement, d’une insuffisante attractivité du territoire lorsqu'il est mis en compétition dans les appels d'offres à la concurrence.
Les résultats sont sévèrement négatifs, avec, par exemple, UN seul offrant (hors société nationale) dans le dernier appel d'offres lancées par l'agence Alnaft.
Cela résulte de  plusieurs causes, en particulier :
-La difficulté de trouver un substitut ou un complément au Sahara Oriental, zone pétrolière qui a déjà donné le meilleur d'elle-même et n’offre probablement plus de zones géologiques frontières.
-L'insuffisance de données géologiques (trop nombreuses discontinuités et fractures) la faiblesse relative des données sismiques et de data sur les puits.
-La faible attractivité des prospects gaz (rémunération insuffisante du fait du prix non suffisamment rémunérateur du gaz naturel, la non compétitivité des gaz de schiste ou des tight gas)
Les changements de partenaires : l'Entreprise Nationale Sonatrach était un partenaire considéré comme fiable et de taille internationale pour les pratiques de négociations, ce qui n'est pas encore le cas dans cette phase de transition que doit gérer la nouvelle agence Alnaft.
 

III. Analyse comparative des régimes pétroliers concurrents dans la région MENA

A) L'importance de la région Afrique du Nord en termes de potentiel, d'attractivité et des pratiques en matière de loi hydrocarbures.
La région Afrique du Nord (Algérie, Égypte, Libye, Soudan) constitue une solution pétrolière de taille importante et à l'intérieur de laquelle les différents pays ont une position relativement concurrentielle vis-à-vis des opérateurs pétroliers internationaux.
C'est pour cela que leur analyse est pertinente en termes de benchmarking pour l'Algérie, lorsqu'il s'agit de définir les éléments d'une loi pétrolière compétitive.
Réserves prouvées
 giga baril
À fin 1986 À fin 1996 À fin 2006 À fin 2010
Algérie 8,8 10,8 12,3 12,2
Égypte 4,5 3,8 3,7 4,5
Libye 22,8 29,5 41,5 46,4
Soudan 0,3 0,3 6,4 6,7
Total Afrique 58 74,9 117,2 132,1
Source BP STATISTICALS
 
Tout d'abord, la production pétrolière de ces pays d'Afrique du Nord a atteint 5 millions de barils par jour, soit presque la moitié de la production pétrolière du continent africain.
Ensuite, les réserves de ces quatre pays sont estimées à environ 64 milliards de barils en 2006, est constitué de 55 % des réserves prouvées du continent africain.
Troisièmement, l'Afrique du Nord et de la région dans le monde en développement où les compagnies pétrolières ont un accès total aux réserves et un accès aux réserves avec la participation de l'entreprise nationale.
Enfin, ces régions possèdent un arsenal législatif intéressant pour comparer les régimes fiscaux tant à travers le pays que dans le temps.
B) la Libye : accessible mais avec des termes fiscaux très durs.
La Libye est en position d'exiger des termes sévères du fait de son attractivité géoéconomique certaines, et  une province pétrolière de haute qualité et marquée par des coûts de production très bas.
La participation des entreprises internationales durant les derniers appels d'offres suggère que les conditionnalités libyennes sont considérées comme attractives sur le plan fiscal.
Dans le contrat standard de partage production dit EPSA 4, le gouvernement a mis en place de nouvelles procédures fondées sur des appels d'offres, des conditions non négociables, les critères de sélection (participation d'entreprises étrangères, engagement de travaux, bonus, investissement complémentaire, par local), les procédures de pré qualification et un engagement minimal de travaux
 
C) l'Algérie : des changements considérables avec le temps.
Les résultats de la loi 86-14 2186, ont été décriés dans le livre d'économie politique du pétrole gaz algérien (Ali Aissaoui) (2001) et synthétisés ci-dessous.
Le redéploiement et l'augmentation des efforts d'exploration production ont un effet appelé l'effet Berkine.
Entre 1987 et 2000, quelque 45 contrats d'exploration ont été signés, avec 27 entreprises venant de 20 pays différents.
Alors que la loi pétrolière prévoyait différents types d'arrangement contractuel (joint-ventures partage production, services), pratiquement toutes les entreprises ont opté pour le contrat de partage production. Durant les 13 années écoulées entre 1987 et 2000, les budgets d'exploration cumulés ont totalisé 1,5 milliards de dollars pour un programme de 185 puits.
Ces efforts d'exploration se sont traduits par 30 découvertes, totalisant des ressources en place supérieure à 7 milliards de barils, dont 3 milliards de barils étaient estimés récupérables. De manière synthétique, le ratio de nouvelles réserves de pétrole mesuré par puis d'exploration a atteint 50 millions de barils par puits, hissant l'Algérie au rang de deuxième région la plus prolifique dans le monde après l'Angola (un ratio  de 112) et la Norvège (un ratio de 54).
Cependant, le programme de récupération secondaire et tertiaire de pétrole des gisements existants n'a pas connu les résultats identiques à ceux de l'exploration.
 
Ce programme portait sur 10 gisements totalisant des ressources en place équivalente à 50 milliards de barils (réserves = (ressources en place) x (taux de récupération), taux de récupération 20 % en moyenne en Algérie contre 50 % dans le monde
 
  Ressources en place
au 1er janvier 1991
 
(millions de barils)
Taux de récupération
visé par Sonatrach
 
(%)
 
Hassi-Messaoud
 
Zarzaitine
 
Rhourde el Baghel
 
Haoud Berkaoui
 
El Abed Larache
 
El Gassi el Agreb
 
Rhourde Ennous
 
Benkahla
 
Guellala
 
Hassi R Mel
 
Total 10 gisements
 
41 600
 
2280
 
1960
 
940
 
785
 
745
 
710
 
630
 
630
 
550
 
50 830
 
22
 
42
 
30
 
30
 
14
 
18
 
7
 
37
 
50
 
15
 
22
 
Total Algérie
 
62 020
 
23
Source : Ali Aissaoui (opus cité), Ait Lahoussine
 
Ce tableau démontre que la priorité des priorités réside dans les programmes EOR  ,de préférence aux campagnes E/P dans les gaz de schistes et autres éoliens (à subventionner !)
 
Notons que Hassi-Messaoud contient 80 % des ressources en place, avec un taux de récupération visée en 1991 à hauteur de 22 %.
Cependant, grâce aux technologies actuelles (2010), ce taux peut être porté à une valeur comprise entre 30 et 45 %, ce qui signifie que grâce aux techniques actuelles de récupération assistée de pétrole (EOR), et uniquement grâce à Hassi-Messaoud, l'Algérie peut augmenter ses réserves récupérables à un niveau de 12 milliards de barils (41x 30%).
En outre, la règle d'efficacité de Pareto suggère que l'on s'intéresse d'abord au gisement d'Hassi-Messaoud et de consacrer 20 % des efforts sur 80 % du domaine global (Hassi-Messaoud= 80 % des ressources en place).
Selon la revue PIW, la réticence des entreprises, face à ce projet de récupération de pétrole, s'expliquait par la situation dégradée du haut niveau de maintenance des sites de production et à la structure managériale complète de Sonatrach.
Des contrats de partage production avaient été signés avec BP/Arco à Rhourde el Baguel et Amerada Hess à El Agreb
S'agissant de l'exploration production, les principales contraintes citées par M. Ali Aissaoui étaient la complexité du management de Sonatrach, le faible taux de rentabilité attendu du fait des prix du pétrole qui étaient très bas en 1999 (10 $ par baril), la structure du contrat type de partage production qui crée une situation qui pénalisait l'exploration pour les prospects à haut risque, telles les zones frontières (zones frontières au sens géologique et non au sens géographique)

-La nouvelle législation pétrolière (en 2000) qui se profilait :
Selon les calculs de M. Ali Aissaoui effectué en 2000 (prix du pétrole très bas), avec les hypothèses les plus optimistes pour la nouvelle loi et sur la base d'un coût de production égal à 3 dollars par baril (OPEX), la part du gouvernement tombait de 88 % pour la loi 86-14 (1986) à 83 % pour la nouvelle loi (2005)
Appliquée au gisement géant d’Ourghoud (2,3 milliards de barils de réserves prouvées le coût de production de trois dollars par baril), pour un prix de pétrole estimé alors à 20 $ par baril, le partage global des revenus nets était de 70 % pour le gouvernement et 30 % pour la partie étrangère.
Pour un gisement situé dans la moyenne supérieure de 500 millions de barils de réserves prouvées, la part du gouvernement tombait à 65 % contre 35 % pour la partie étrangère.
Pour gisement moyen de 250 millions de barils de réserves, la part du gouvernement tombait à 55 % contre 45 % pour la partie étrangère.
Pour les petits gisements (100 millions de barils) visés par la nouvelle loi des hydrocarbures, la part revenant au gouvernement tombait dramatiquement à 40 % contre 60 % pour la partie étrangère.

Pour comparer la loi actuelle à la loi 86-14 986, il suffit de rappeler qu'avec l'ancienne loi la part revenant gouvernement était en moyenne égale à 85 %, suscitant à cette époque un engouement très fort de la part des compagnies étrangères.
Il est à se demander pourquoi ces compagnies étrangères ne sont plus intéressées de répondre aux appels d'offres pourtant transparentes et ouvertes de la dernière décennie. Les raisons sont ailleurs que dans les taux de fiscalité.
Il y a probablement des raisons de géoéconomique (attractivité du territoire, termes fiscaux) mais aussi et surtout de complexité stérile dû à la nouvelle loi mais aussi au fait que les nouvelles Agences avec leur personnel en formation ne pouvaient remplacer la grande entreprise nationale Sonatrach et ses 40 années d'expérience dans la gestion des contrats pétroliers.
 
Comme le note M. Ali Aissaoui dans ses analyses sur le cadre institutionnel en 2000, les entreprises étrangères considéraient que ce projet était très éloigné de l'équilibre attendu (WIN-WIN) et qu'il ne pouvait tenir la route, tant sur le plan de la fiscalité (passage de 85 % à 30 % pour les petits gisements) que du contrôle exercé par l'entreprise nationale (passage de 51 % à 20 %).
Ceci explique pourquoi lors du dernier appel d'offres (2010), une seule société à soumissionné (en dehors de Sonatrach qui fut probablement invité, à soumissionner pour doubler le nombre de soumissionnaires !)
 
D) Égypte : un potentiel mature avec un intérêt massif des sociétés étrangères.
Selon l'étude (), pour les investissements pétroliers, l’Egypte a privilégié un cadre légal institutionnel stable et clair dans sa mise en œuvre. La fiscalité était relativement attractive et suffisamment flexible pour pouvoir s'ajuster à l'évolution d'un environnement pétrolier et du déclin dû à la dépression de ses gisements. Cette stratégie a été payante au cours des années.
Cependant, l'accroissement de la consommation domestique et la dépression naturel des gisements majeurs rendent cette stratégie moins adaptée à la situation nouvelle.
Face à cela, l'Egypte s'est tournée vers une exploitation plus forte de son gaz naturel.
Le cas égytien préfigure le futur cas algérien.
 
E) Soudan : le champ des sociétés asiatiques et la partition du « plus grand territoire » d’Afrique.
De manière générale, la récupération des coûts pétroliers est limitée à 40 % et le profil pétrolier partagé sur la base 80/20 ; les études montrent que la part des revenus retirés par les compagnies étrangères (cost oil + profit oil = 27 %) était considérée comme attractive et comparable aux autres pays pétroliers tels l'Égypte ou le Yémen

G)Conclusion :
Avant toute décision, le secteur pétrolier national aurait intérêt à effectuer des simulations dans le cadre d’un SWOT approprié, de se tenir informé sur nos  voisins et de faire tourner les modèles !

Conclusion générale :

L’un des défis actuels est de retarder au-delà de 2030 la fin des exportations pétrolières.
L’Algérie se retrouve dans cette situation à cause du temps perdu inutilement ces dernières années.
Le futur qui nous rapproche de cette échéance (fin des exportations pétrolières) devient encore plus problématique du fait que le secteur s’assigne des objectifs nouveaux  (gaz de schiste, vent ou éolien, solaire, etc.), inopportuns pour la période 2012  -2025 (sinon en terme de veille technologique pour l’IAP et les Universités)
Nous avons tenté d’expliquer que la loi de 2005, chère au précèdent Ministre, est un véritable fiasco, car il se situait hors d’Algérie (la contrainte spatiale) et travestissait la vérité (cf. Annexes)
Nous en supporterons les conséquences pendant les 15 prochaines années.
Il est urgent de se défaire de ce système de concession et de revenir à une PSC actualisée dans le nouveau contexte, de définir un véritable projet global, pétrolier, énergétique et industriel (croissance, emplois, diversification)
Cela nécessitera un nouveau cadre réglementaire (en  2 temps), une modernisation et réorganisation de Sonatrach et l’utilisation maximale du potentiel humain (y compris par la réorganisation des Agences comme suggéré en 1992 !)

Lire aussi : Algérie 2015 : Le spectre lancinant du début de la fin des exportations pétrolières.


IV annexe :
Réponses du Ministère en 2001 pour  justifier  le projet de loi hydrocarbures
www.mem-algeria.org/fr/legis/questions_reponses.htm
 
 
2001-2010, les faits transcendent les mensonges et la vérité redécouverte après 10 années
 
QUESTIONS
(cadres, syndicats, etc.)
 
 
REPONSES
(Ministère)
 
COMMENTAIRES
(nous)
Régime de Concession
 
« L’avant-projet de loi est en contradiction avec la Constitution »
«  Il n’y a pas de changement par rapport à la loi en vigueur, à savoir la loi 86-14 amendée par la loi 91-21 » on passe du PSC (comme tous les pays OPEP y compris ceux qui réservent le domaine minier a la seule NOC) au régime de concession
Privatisation
 
« Avec ce projet de loi, Sonatrach sera privatisée »
« Le projet de loi ne parle ni de la privatisation de Sonatrach, ni de la restructuration de Sonatrach, ni de l’ouverture du capital de la Sonatrach.
-Si l’ouverture du capital de Sonatrach est décidée par l’Assemblée Générale, conformément au programme du Gouvernement, cette opération s’effectuera à travers l’amendement des statuts de Sonatrach par décret présidentiel et l’Etat restera majoritaire.
Par ailleurs, l’ouverture du capital permet aux entreprises d’avoir des moyens pour financer des projets, une meilleure discipline de gestion et la création de marché financier-Cependant, l’ouverture du capital, si elle est décidée par le Gouvernement, permettrait à Sonatrach de :
  .Vendre des actions pour financer le développement de ses activités,
   .Contribuer au développement du marché financier national (la bourse d’Alger n’a que 04 entreprises listées), ce qui contribuera au financement des projets d’utilité publique et créer ainsi une discipline de marché par les entreprises du fait de l’obligation qui leur est faite par la bourse de fournir des bilans. »
Si l’ouverture du capital de Sonatrach est décidée par l’Assemblée Générale, conformément au programme du Gouvernement, cette opération s’effectuera à travers l’amendement des statuts de Sonatrach par décret présidentiel »
La privatisation est donc prévue par préméditation et même justifiée
« Par ailleurs, l’ouverture du capital permet aux entreprises d’avoir des moyens pour financer des projets, une meilleure discipline de gestion et la création de marché financier. »
Agences
 
« Quelle est la mission des agences ? »
« Elles auront l’autonomie financière et administrative mais n’investissent pas et ne commercialisent pas les hydrocarbures » C elles ne commercialisent pas en théorie, mais elles interviennent de manière centrale dans le processus de décision  et par la détermination de la redevance (royalty), elles valident les bases de la taxe mensuelle  et de l’impôt annuel à payer
Mission Alnaft « ALNAFT : Elle est chargée de la promotion du domaine minier hydrocarbures, elle gère et met à jour la banque de données en assurant un accès non discriminatoire aux investisseurs, dans le cadre de l’investissement de recherche et d’exploitation, conclue un contrat unique pour la Recherche/Exploitation ou bien pour l’exploitation uniquement, approuve les plans de développement des gisements de pétrole et de gaz et facilite l’accès à l’information du marché gazier national et international » Ce que Sonatrach n’a pas pu faire correctement en 30 ans, il est prévu qu’Alnaft le fasse immédiatement !!
: -il y a 2 ans, appels d’offres (sites MEM et Alnaft pour le recrutement des principaux directeurs (et sous directeurs, etc.)
-résultat : une et une seule réponse (hors Sonatrach) lors du dernier appel d’offre d’exploration-production
-il faut rêver qu’Alnaft soit efficacement opérationnelle avant la fin des exportations pétrolières (2018 ?) sinon « Adieu, veaux, vaches, c….ns !»
Missions Autorité de Régulation ARH « Elle étudiera les demandes d’attribution de concessions de transport par canalisations » - il est connu (cours IAP et IFP d’économie du transport par pipeline) que la rentabilité des pipelines est si basse (TRI 7 à 8%) qu’aucun agent économique (hors NOC ou par obligation de l’Etat, comme In Salah) ne peut être intéressé, alors pourquoi créer une Agence pour gérer des problèmes algéro algériens tels Agence versus Sonatrach
Missions Autorité de Régulation ARH « Elle veillera à l’application de la réglementation en matière de tarif » quatro : Le 1er arrêté sur les tarifs  des pipe lines est sorti en mars 2011, soit 6 années après la promulgation de la loi d’avril 2005.
Ceci confirme l’analyse de l’avant-projet de loi relative aux hydrocarbures (Dr Ali Kefaifi – Octobre 2001)
« 3.1.1. Les problèmes de délai : la mise en œuvre (de l’avant-projet) nécessite une durée très longue (5 à 10 ans)
3.1.2. Efficacité : compte tenu de l’expertise nécessaire, il n’est pas sûr que cette Agence puisse être opérationnelle en 5 ans, au moins aussi efficacement que Sonatrach. »
Mondialisation
 
« Quels sont les impacts de la mondialisation sur le secteur des hydrocarbures ? »
« La mondialisation donne plus de facilités d’investir aux partenaires, donc plus d’activités économiques, donc plus de richesse. » Du fait des égoïsmes naturels des nations, la mondialisation n’a rien apporté à l’Algérie, tout au plus 50 milliards $ en blés, laits, voitures et autres quincailleries, contre  une dizaine de giga barils de pétrole brut produits en grande partie grâce à la pression des gisements et qui ont été soustraits de la rente et du sous-sol pour l’éternité des temps.
Après 2026, que restera –t-il ?
De la ferraille en guise d’installations pétrolières désaffectées !
La  mondialisation n’est synonyme d’industrialisation que pour ceux qui savent s’en servir, et surtout pas pour ceux dont la mission est douteuse.
Revenus fiscaux
 
« Quels sont les aspects qui ont suscités beaucoup de débats au niveau du groupe Amont ? »
 
« Le régime fiscal préserve la stabilité et l’amélioration des revenus de l’Etat tout en permettant la concurrence.
Le régime fiscal, sur lequel des simulations sont en cours. »
Faux : la nouvelle loi rapporte beaucoup moins de rentrées fiscales.
Ceci est corroboré par de nombreux travaux de simulation (Ali Aissaoui 2001, Ali Kefaifi sur El Khabar du 22-12-2002)
Cela confirme qu’aucune simulation n’a été faite avant l’élaboration du projet de loi et en particulier pour la détermination des taux de la redevance et de la fiscalité
(taxe pétrolière, impôt pétrolier)
La Rente Pétrolière
 
« Quelle sera la rente avec la venue de nouveaux investisseurs ? »
« La rente sera maintenue au même niveau ou augmentera. La mise en œuvre du projet de loi permet d’ici cinq ans d’espérer la venue de 80 nouvelles compagnies, pour investir en Algérie et une meilleure efficacité de Sonatrach à travers les contrats par gisement » nul commentaire ne serait nécessaire. 10 années de recul ont permis de constater sans aucun doute qu’il ne s’agissait que de mensonges sur des sujets graves, tels la privatisation de Sonatrach et le régime de la concession pétrolière.
La nouvelle loi a sérieusement amputé (-30%) les revenus pétroliers des gisements nouveaux.
Ou sont les 80 nouvelles compagnies venues investir : une seule a répondu au dernier appel d’offres à l’exploration- production.
Aval
 
« La libéralisation des activités aval, n’entraînera-t-elle pas celle des prix des produits pétroliers, déjà inaccessibles aux consommateurs Algériens ? »
« Le système de péréquation des prix sera toujours en vigueur dans le cadre de la nouvelle loi. L’Autorité de Régulation des Hydrocarbures sera chargée de veiller au respect de la réglementation en matière de tarif notamment durant la phase transitoire (5 ans pour les Hydrocarbures liquides et 10 ans pour le gaz sur le marché local) » En 2011, l s’avère que ceci est totalement faux. Le prix du gaz oil est toujours à 13 DA/litre.
Si la libéralisation avait eu lieu le prix du gas oil serait de 150 DA /litre contre 520,00 DA actuellement soit 6000,00 DA pour un plein de 40 litres !!
Cette démission du responsable ministériel a précipité le début des importations des carburants (essence et gaz oil) ,alors qu’une politique raisonnée des subventions (avec répartition aux faibles revenus) restait et reste nécessaire ).
UNE PRIVATISATION ANNONCEE DE SONATRACH
 
« Qui décidera de la levée de l’option de participation de Sonatrach (jusqu’à 25%) sur les nouvelles découvertes, sera t’elle obligée par la loi ? Faut-il comprendre que c’est le désengagement de l’Etat ? »
« S’agissant de la levée de l’option de participation, la compagnie qui aura fait une découverte commerciale fournira à Sonatrach en même temps qu’ALNAFT, tous les éléments d’informations lui permettant de se prononcer sur la levée de l’option.
Cette option de participation permet à Sonatrach d’être plus présente notamment pour le gaz et permet aussi à l’Etat d’écrémer les plus-values qui pourraient être dégagées suite à un prix de pétrole plus élevé ou bien suite à la taille d’un gisement découvert qui s’avère être plus importante que prévue. »
en clair, et comme la décision ultime reviendra au Ministre, la Sonatrach au Ministre, la Sontrach sera Sleeping  Partner (avec 20%) puis dépouillée de son portefeuille de gisements, y compris Hassi Messaoud
PRIVATISATION
FILIALES SH
 
« L’ouverture du capital de Sonatrach est pour quand ? Est-ce que Sonatrach vendra les 49% qu’elle détient dans le capital des sociétés para pétrolières ou les 51% de l’Etat ? »
« Les 49% appartiennent au Holding services qui décide de la privatisation ou non des entreprises para pétrolières; toutefois le programme du Gouvernement prévoit l’ouverture du capital des entreprises publiques. En ce qui concerne Sonatrach l’ouverture de son capital pourra se faire à travers un décret Présidentiel qui pourrait modifier ses statuts. » c’est clair comme de l’eau de roche que CK préparait la PRIVATISATION de l’Entreprise Nationale Sonatrach
Concession Transport par pipe
 
« Qui est propriétaire du réseau de transport ? »
« Le libre accès au tiers selon un tarif unique non discriminatoire (timbre-poste) est garanti. Ce tarif est calculé pour permettre au concessionnaire de couvrir l’amortissement, le paiement des impôts et taxes, les frais financiers et d’avoir un TRI raisonnable ». -nulle société  ne peut être intéressée par une concession de pipeline sauf si contraint.Sonatrach est contrainte et gèrera le réseau.
Elle sera rémunérée au cout comptable de l’année, sans tenir compte des milliards $ d’investissement et d’exploitation (dont le gaz naturel subventionné).Or contrairement à la période pré 1990, les sociétés étrangères  utilisent aujourd’hui plus de 50% du réseau (la moitié du pétrole est du pétrole association et une partie importante du réseau gazier Sud est utilisé pour la stimulation des gisements pétrolier (récupération secondaire)
La rationalité économique exige que les entreprises étrangères paient leur cout de transport, à travers Sonatrach, sur la base du Cout Marginal (Cout Marginal à CT hors amortissement ou à LT complet
Notons (cf. conclusions en 1999 du Comité de Contrôle des Associations dissout en 2000 par CK) que ,du fait que les couts de transport gaz prévus par le décret Transport  de 1991,etaient sous evalués,les entreprises étrangères ne se sont acquittées que du quart du cout ,en attendant la régularisation
Or celle-ci nécessitait un arrêté sur la tarification qui vient d’être publié en mars 2011, soit 20 ans de retard et la prescription qui risque d’amputer les recettes fiscales d’un montant de plus de milliards $ par an. (« casserole » CK)
Plomb Tetraéthyle (PTE) dans l’essence
 
  « La régulation est liée à l’environnement telle que prévue par la loi pénalisera Sonatrach qui n’a pas de management environnemental par rapport aux sociétés étrangères ? »
 
LAST BUT NOT LEAST !
  « Le projet de loi crée des incitations pour prendre sérieusement en charge l’aspect environnement. Plusieurs problèmes se posent aux entreprises : Gaz torchés, askarels, plomb dans l’essence.
 
L’environnement a un coût économique, ce n’est pas uniquement une question esthétique, les émissions de plomb ont par exemple un impact sur l’intelligence des enfants. En faisant des projets dans le domaine de l’environnement on découvre que c’est rentable, on vend plus facilement et plus chère les produits à l’étranger (essence sans plomb par exemple). »
L’Algérie est avec la Corée du Nord, et 3 autres micro Etats, les seuls à produire encore et commercialiser l’essence avec du plomb (additif indice d’octane)
 
Pourtant il existait plusieurs  solutions (dont, comme en Chine et ex RFA, l’utilisation du méthanol  d’Arzew avec une pompe doseuse et un bac de stockage !), de banales mesures techniques …..
 
Pourquoi obliger le citoyen  à inhaler ce plomb CANCERIGENE ?
 
 
 
 
 

Bio Express :
* Ingénieur Civil des Mines (Nancy) et Ingénieur économiste pétrolier (ENSPM/IFP). DEA Stat Math (ISUP –Paris) et Dr Science Eco (Dijon) Ali Kefaifi a exercé des responsabilités dans le secteur des hydrocarbures et de la pétrochimie.
- Chercheur RO (Oxy- Occidental Petroleum)
- Ingénieur production (vapocraqueur Carling/ Total)
- Directeur CMPK (Sonatrach /Skikda)
- Directeur projets (Uhde/Hoechst)
- Directeur projet (Rasco –Libye)
- Directeur Stratégie /Dévt. (Fonds Chimie-Alger)
- Conseiller et Directeur Stratégie (Ministère Energie- Alger)
- Président SGP
- Consultant Stratégie /Investissements (MIPI- Alger)


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