Evolution du Marché Pétrolier & les Multinationales

Publié: 25 mars 2011 dans Economie

Evolution du Marché Pétrolier & les Multinationales

Nordine aït-laoussine, expert en énergie

Evolution du marché pétrolier entre sociétés nationales


LA FLAMBÉE DES COURS DU BRUT DU DÉBUT DE CE SIÈCLE CONTINUE DE SUSCITER DE NOMBREUSES INTEROGATIONS À TRAVERS LE MONDE,, sans doute parce qu’elle se distingue des chocs précédents à plusieurs égards : d’abord, par son ampleur absolue, avec une augmentation de plus de $ 100/bl depuis janvier 2002 quand le Brent a été commercialisé pour la dernière fois à $ 20/bl.

Ensuite, par sa persistance, avec une augmentation qui dure depuis six ans et dont on ne voit pas la fin, enfin, parce qu’elle tire son origine d’une soudaine augmentation substantielle de la consommation pétrolière mondiale, alors que les chocs précédents ont été déclenchés par une rupture des approvisionnements OPEP (embargo pétrolier de 1973, révolution iranienne en 1979, guerre Iran-Iraq au début des années 1980 et guerre du Golfe en 1990

La flambée des cours a, par ailleurs, remis en cause un certain nombre d’idées reçues : elle n’a pas eu d’effet notable sur la croissance économique mondiale et n’a pas engendré de récession, du moins pour le moment. Les affirmations, qui soutenaient il y a quelques années qu’un prix supérieur à $ 30/bl paralyserait l’économie mondiale, se sont avérées incorrectes.

Elle n’a pas, non plus, eu l’impact attendu, tant sur le ralentissement de la demande que sur l’accélération de l’offre. Tout se passe comme si les mécanismes d’ajustement induits par l’économie de marché étaient devenus inopérants.

la flambée des cours a, enfin, été marquée par une volatilité extrême, avec des variations journalières de plusieurs dollars et des variations mensuelles atteignant souvent des fluctuations de l’ordre de la dizaine de dollars.

Le titre que j’ai retenu pour cette intervention mérite une explication. Centrer le débat sur l’évolution du marché pétrolier et la nécessaire refondation des rapports entre les sociétés nationales et les multinationales me paraît être le meilleur moyen d’aborder quelques questions d’actualité qui se trouvent au centre des préoccupations des pays producteurs et des pays consommateurs.

Ces questions concernent en particulier :

– les causes profondes de la nouvelle tournure du marché pétrolier ;

– les raisons de la persistance des cours à un niveau élevé ;

– les conséquences de la nouvelle donne sur l’évolution des rapports entre les sociétés nationales et les multinationales

– les nouvelles tendances en matière de partenariat entre ces mêmes sociétés.

Les causes profondes de la flambée des cours

Les facteurs, qui ont gouverné et orienté la nouvelle tournure du marché pétrolier, ont récemment donné lieu à un débat particulièrement controversé, notamment à l’occasion de la réunion du Forum international de l’énergie qui s’est tenue à Rome le mois dernier. Les analystes ne sont, en fait, d’accord que sur un seul point, à savoir que la formation des prix du pétrole est un processus complexe dans lequel intervient une multitude de facteurs.

En effet, et contrairement à une idée reçue, l’OPEP ne fixe plus le prix du brut depuis 1986. Elle tente, avec plus ou moins de succès, d’influencer les cours dans la direction souhaitée en modulant le niveau de production des pays membres à travers le système des quotas. Elle est souvent contrariée dans son action, car le prix du brut ne résulte plus uniquement de l’état de ce qu’on appelle les fondamentaux du marché pétrolier, c’est-à-dire du simple jeu de la loi de l’offre et de la demande.

Un certain nombre de facteurs exogènes ou non fondamentaux interviennent, en effet, quotidiennement, avec plus ou moins d’intensité, selon les circonstances du moment. Parmi ces facteurs, l’OPEP met souvent en exergue le développement intensif des marchés financiers à terme qui traitent des «barils papier» et dans lesquels la spéculation joue un rôle déterminant.

Evoquant l’influence croissante des marchés à terme, Ali Al Naïmi, le ministre saoudien du Pétrole, déclarait ceci en avril 2005, lors du Sommet Pétrolier de Paris.

«Les marchés à terme ont une influence majeure sur les prix physiques. Il y a vingtcinq ans, nous n’avions pas de marchés à terme pour le pétrole et quand cela a commencé au début des années 1980, il y avait une poignée d’acteurs engagés dans pas plus de cinq milliards de dollars d’investissements.

Aujourd’hui, il y a des milliers d’acteurs sur ces marchés, avec des transactions annuelles s’élevant à des trillions de dollars. Ces acteurs incluent aussi bien des compagnies pétrolières que des gouvernements producteurs et consommateurs, des hedge funds — ou fonds spéculatifs — des investisseurs institutionnels, des traders et des spéculateurs…».

«… Il est évident que le pétrole est devenu un actif d’investissement financier. Il attire d’énormes montants provenant de hedge funds et d’investisseurs institutionnels cherchant à maximiser leurs profits et à diversifier leur porte-feuille. Il est largement admis dans l’industrie que cette activité continuera à pousser le marché à la hausse et, ce, en dépit des gros efforts de l’OPEP et de l’Arabie Saoudite pour stabiliser les cours…».

Nous avons eu, encore tout récemment, une illustration de l’impact déterminant des marchés financiers sur les cours du brut qui ont atteint de nouveaux records à la fin de la semaine dernière.

Alors que les analystes s’attendaient à un fléchissement des prix après l’annonce de l’Arabie Saoudite d’augmenter sa production, les cours ont poursuivi leur ascension tout simplement parce que la banque américaine d’investissement Goldman Sachs a informé ses clients qu’elle s’attendait à un prix «de $ 135 dans trois mois et de $ 145 dans six mois» pour le WTI américain, et ce, indépendamment du cours du dollar.

A ce propos, le cours du dollar a des effets pervers. Sa corrélation inverse avec le prix du pétrole n’est pas démontrée. Si la faiblesse du dollar était effectivement une des causes principales du renchérissement des cours du baril, comme on l’a souvent affirmé ces derniers temps, on ne comprendrait alors pas pourquoi les prix augmenteraient lorsqu’ils sont libellés en euros.

D’ailleurs, le cours du dollar est aujourd’hui au même niveau qu’il y a un mois et demi et pourtant, le prix du pétrole a, entretemps, augmenté de $ 20/baril environ.

Il faut cependant reconnaître que la spéculation est elle-même encouragée par une psychose permanente de pénurie, alimentée par de sérieux doutes sur la capacité réelle de production des pays membres de l’OPEP et le phénomène du «peak oil», une théorie selon laquelle les ressources pétrolières mondiales seraient en voie d’épuisement rapide. Selon les adeptes de cette théorie, la production pétrolière mondiale atteindrait un rythme maximum de 100 mmbj (soit 5 milliards de tonnes par an environ) dans quinze ou vingt ans et amorcerait inexorablement son déclin par la suite.

Certains experts pensent même que le «peak oil» a été atteint en 2005 et que, dans ces conditions, l’OPEP ne disposerait plus aujourd’hui de volant de sécurité en terme de capacité excédentaire pour calmer le marché. Un de ces adeptes, Matthew Simmons, a même publié un livre en 2004 intitulé La fin du miracle saoudien, qui a eu beaucoup de succès.

On évoque aussi le fait que l’infrastructure pétrolière mondiale est vétuste et qu’elle fonctionne depuis quelques temps à l’extrême limite de sa capacité, tant en amont qu’en aval, notamment dans le raffinage, ce qui alimente des craintes permanentes de rupture d’approvisionnement. On cite également, enfin, les tensions géopolitiques affectant certains producteurs importants tels que l’Irak, l’Iran, le Nigeria et le Venezuela, ce qui exacerbe évidemment les craintes de rupture.

En réalité, ce qui, à mon avis, encourage le plus la spéculation à la hausse des prix est sans doute la certitude que les traders ont acquise que l’OPEP est davantage préoccupée à freiner une chute éventuelle des cours — elle en a les moyens — qu’à ralentir leur ascension. Nombreux sont les spéculateurs qui ont, en effet, acquis la conviction que les pays membres de l’OPEP sont satisfaits des cours actuels et qui sont prêts à parier que l’Organisation interviendra, à coup sûr, pour stopper un effondrement éventuel des prix en dessous de $ 60 à 70/bl.

La nouvelle donne

En réalité et par-delà la fragilité réelle ou supposée de l’équilibre du marché à court et moyen terme (je pense personnellement que le marché est bien approvisionné aujourd’hui) ce sont les perspectives de l’offre et de la demande à long terme qui, à mon avis, sous-tendent la nervosité constante du marché pétrolier dans la mesure où elles sont de nature à maintenir la psychose de pénurie et même à l’exacerber.

L’idée dominante est que le marché est entré dans une phase de changement structurel majeur et durable qui exclut tout retour aux prix pratiqués à la fin du siècle dernier.

La nouvelle donne découle des tendances suivantes

Malgré le déclin en cours de la consommation des pays de l’OCDE qui représente près de 60% des besoins mondiaux, le consensus est que la demande pétrolière mondiale continuera à augmenter en raison de la croissance inéluctable des besoins asiatiques, notamment de la Chine et de l’Inde, et de l’explosion de la consommation des pays exportateurs de pétrole. Le Chinois consomme treize fois moins de produits pétroliers que l’américain moyen alors que, pour mille habitants, il y a cinquante huit fois moins de voitures privées en Inde qu’au Japon.

En ce qui concerne l’offre non-OPEP dont l’augmentation substantielle a considérablement gêné l’OPEP dans le passé, on s’attend à ce qu’elle ne couvrira dorénavant qu’une partie déclinante de l’augmentation anticipée de la demande. Avec le déclin continu de la production OCDE (le Canada n’arrivant plus à compenser les chutes de la mer du Nord et du Mexique) et les augmentations prévues dans un nombre limité de pays tels que le Brésil, le Kazakhstan,l’Azerbaïjan et, dans une moindre mesure, la Russie, le consensus est que la production non-OPEC atteindra son «pic» vers le milieu de la prochaine décennie.

Si nous nous fions aux perspectives récentes de l’AIE et plus particulièrement à son scénario de référence, la demande pétrolière mondiale, qui est aujourd’hui de l’ordre de 86 mmbj, devrait atteindre 98.5 mmbj en 2015 et 116.3 mmbj en 2030.

Compte tenu des limites de la contribution attendue des pays non-OPEP, les pays membres de l’OPEP, dont la capacité globale est actuellement de l’ordre de 40 mmbj (condensats et GPL compris), doivent se préparer à produire 46 mmbj d’hydrocarbures liquides en 2015 et plus de 60 mmbj en 2030.

En réalité, l’effort qui leur est demandé en termes de nouvelles capacités est bien supérieur dans la mesure où ils doivent, en outre, faire face au déclin naturel de leurs vieux gisements qui leur fait perdre, de façon continue, une capacité globale de l’ordre de 1 mmbj. En définitive, il faudrait qu’ils disposent d’une capacité supplémentaire de l’ordre de 12 mmbj en 2015 et de 28 mmbj en 2030 (soit l’équivalent de la capacité actuelle de l’Arabie Saoudite en 2015 et deux fois et demie la capacité actuelle du royaume en 2030).

Toute la question est de savoir si les pays membres de l’OPEP, à supposer qu’ils disposent de réserves suffisantes, seront en mesure de répondre à un effort d’une telle envergure. Rien n’est moins sûr et c’est parce qu’il existe un doute érieux à ce sujet que le marché pétrolier reste tendu, que la majorité des analystes s’attendent à un prix moyen de ’ordre de $ 100/baril pour cette année et l’an prochain et que le WTI américain se traite actuellement à plus de $ 30/baril pour une livraison en décembre 2016.

Ce doute provient de plusieurs directions

Il y a tout d’abord la réticence affichée par la majorité des pays membres, notamment par l’Arabie Saoudite, d’augmenter, outre mesure, leur capacité de production sans avoir la certitude ou, du moins, une forte probabilité que les nouvelles capacités seront pleinement utilisées. A la revendication de la sécurité des approvisionnements des pays consommateurs, ils opposent ainsi la sécurité de la demande pour les producteurs.

 

Il faut rappeler, à ce propos, qu’après les chocs pétroliers des années 1970 et du début des années 1980 dont on se souvient qu’ils ont entraîné une profonde crise économique mondiale, la préoccupation essentielle de l’OCDE et de l’AIE était de réduire drastiquement la consommation pétrolière mondiale par des mesures de conservation et de substitution pour relancer la croissance.

Ces mesures ont porté leurs fruits, ce qui a divisé grosso modo par deux la production OPEP qui a chuté de 30 à 16 mmbj, entre 1979 et 1986. L’OPEP s’est ainsi retrouvée, en l’espace de quelques années, avec un excédent de capacité de l’ordre de 10 mmbj, ce qui a nécessité, non seulement la mise en place d’un système de quotas de production en 982 pour limiter la concurrence entre pays membres, mais aussi l’adoption par l’Organisation, en 1985, d’une politique de défense de parts de marché pour contrer l’expansion soutenue de la production non-OPEP, ce qui n’a d’ailleurs pas empêché l’effondrement des cours en 1986.

Avec l’atténuation constatée récemment de l’impact des cours du brut sur la croissance économique, les pays  consommateurs mettent, aujourd’hui, d’avantage l’accent sur la sécurité de leurs approvisionnements et la protection de l’environnement, avec le même objectif de ralentir substantiellement la demande pétrolière mondiale.

Dans le second scénario «alternative policy scenario») de sa récente étude, l’AIE considère que la batterie de nouvelles mesures de conservation et de substitution qu’elle préconise conduirait à une réduction de la demande mondiale de 4.3 mmbj en 2015 et de 14 mmbj en 2030 par rapport à son «scénario de référence».

En outre, l’AIE estime que dans le cadre de la lutte contre le réchauffement climatique, une stabilisation des émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère, au niveau de 450 ppm préconisé par l’IPCC, pourrait limiter la demande  étrolière mondiale à 89.3 mmbj en 2015 pour retomber au niveau actuel de 86 mmj à l’horizon 2030, soit une réduction de l’odre de 9 mmbj en 2015 et de 30 mmbj en 2030 par rapport à son «scénario de référence».

Il est clair que de telles perspectives ne peuvent qu’inciter les pays exportateurs de pétrole à faire preuve de plus de prudence dans le développement de capacités additionnelles de production, même si beaucoup d’observateurs restent sceptiques sur la réalisation des objectifs ambitieux de conservation et de substitution visés par l’AIE. Notons au passage, à l’attention des adeptes de la théorie du «peak oil» que dans l’hypothèse où ces objectifs seraient réalisés, la limite annoncée de 100 mmbj de production ne serait, alors, jamais testée.

Dans ces conditions, ne serait-il pas plus indiqué de parler d’un «pic de la demande» au lieu d’un «pic de la production» ?

L’AIE, qui, paradoxalement, minimise le risque «demande» soulevé par l’OPEP estime, pour sa part, que la meilleure façon, pour les pays producteurs, de gérer ce risque potentiel serait tout simplement de le faire supporter, en partie, par les multinationales dans le cadre du partenariat que l’Agence préconise avec les sociétés nationales.

Cela dit, il y a également d’autres doutes qui sont régulièrement évoqués sur l’augmentation éventuelle de la production OPEP :

Il en est ainsi du doute sur la capacité de la majorité des pays membres à financer les investissements requis par la réalisation de projets d’expansion de capacité aussi ambitieux qui nécessiteront, selon l’AIE, plus d’un trillion de dollars, pour le seul développement de l’amont pétrolier du Moyen-Orient. S’il est vrai que l’augmentation des prix a amélioré la situation financière de beaucoup de ces pays, la nécessité de consacrer une part importante de leurs revenus à des besoins économiques et sociaux plus pressants les conduira inévitablement à réduire  le capital risque consenti à leur société nationale.

On doute également de la capacité des sociétés nationales à maîtriser les technologies de pointe pour une meilleure récupération assistée des réserves en place, l’amélioration des conditions d’exploitation des gisements en déclin et la gestion des projets de développement de l’offshore profond, des pétroles lourds et extra-lourds ou des gisements complexes de gaz naturel.

Enfin, avec la résurgence du phénomène du nationalisme pétrolier dans plusieurs pays producteurs, on prête l’intention aux sociétés nationales de limiter l’appel au partenariat avec les multinationales ou à le rendre plus onéreux en  durcissant les termes de leur participation. L’AIE, en particulier, doute de la volonté politique des producteurs d’augmenter leur capacité suffisamment à temps pour répondre aux besoins.

L’agence va jusqu’à suspecter certains pays membres de l’OPEP «de traîner les pieds» dans la réalisation de leur plan d’expansion de capacité ou d’en retarder l’exécution afin de maintenir le marché pétrolier dans un état de tension permanente dans le but d’éviter un effondrement des cours. Il faut dire que la tendance affichée, plus ou moins ouvertement, par certains producteurs, à réserver leur ressources en hydrocarbures pour les générations futures, a de quoi préoccuper les pays consommateurs.

Evolution des rapports NOC-IOC

Les bouleversements que la conjoncture pétrolière a connus ces dernières années ont considérablement modifié le rapport de forces entre les sociétés pétrolières internationales et les sociétés nationales, sur au moins trois plans :

Les NOC contrôlent désormais près de 90% des réserves mondiales de pétrole auxquelles s’ajoutent les trois-quarts des réserves de gaz naturel dont la majorité est inaccessible aux multinationales. En fait, les Majors — c’est-à-dire les six plus grandes sociétés privées internationales (Exxon, BP, Shell, Chevron, Total et Conoco) – ne contrôlent aujourd’hui que 5% environ des réserves pétrolières mondiales alors qu’elles en contrôlaient 85% au début des années 1970.

Avec la flambée du prix du pétrole de ces dernières années, les NOC ont acquis une nouvelle dimension économique et politique sur la scène pétrolière mondiale. La majorité d’entre elles déclarent disposer des moyens financiers et  technologiques leur permettant de se passer du concours des multinationales sauf, peut-être, pour certaines opérations requérant de nouvelles technologies qu’elles peuvent, au demeurant, acquérir auprès de sociétés de services spécialisées.

Avec l’arrivée en force des sociétés pétrolières asiatiques, notamment de Chine et d’Inde, les multinationales ne peuvent plus se présenter comme des partenaires obligés et exclusifs des NOC. Les NOC asiatiques se présentent désormais comme des concurrents sérieux, d’une part, parce qu’elles sont financièrement subventionnées par leur gouvernement et, d’autre part, parce qu’elles offrent une gamme étendue d’assistance technico-économique aux pays hôtes, notamment dans le domaine de la réalisation de vastes infrastructures de développement, à l’instar de ce qu’elles font au Nigeria, en Angola ou au Soudan.

Les majors éprouvent, ainsi, d’énormes difficultés à atteindre leurs objectifs de croissance en termes de renouvellement de leurs réserves et d’augmentation de leur production qui conditionne leur viabilité à long terme.

En effet, au cours de la période 1999-2006 qui a suivi l’effondrement des prix de 1998, les six majors ont doublé leurs investissements en amont (de $ 45 à 85 milliards de dollars) et plus que quadruplé leurs bénéfices nets (de $ 30 à 135 milliards de dollars).

 

Pendant cette période

Le niveau de leurs réserves d’hydrocarbures liquides n’a pratiquement pas changé, fluctuant entre 45 et 50 milliards de barils, Il en a été de même du niveau global de leurs réserves de gaz naturel, de l’ordre de 6’000 milliards de m3,_Slide 13 le niveau de leur production d’hydrocarbures liquides s’est stabilisé à environ 11.5 mmbj, Alors que le niveau de leur production de gaz naturel est également en stagnation à 400 milliards de m3/an.

En ce qui concerne l’exercice 2007, leurs résultats confirment, au niveau global, l’augmentation continue de leurs investissements en amont (notamment en raison de la forte inflation des coûts de production) et de leurs bénéfices nets mais indiquent, par contre, un déclin du taux de remplacement de leurs réserves et de leur production. Pour mesurer la faiblesse relative de leur performance, il faut préciser qu’au cours de la même période, les réserves pétrolières mondiales ont augmenté de 15%, celles du gaz de 20% et la consommation globale de 10%.

Pendant ce temps, les NOC, toutes nationalités confondues, se sont activées à multiplier les accords de partenariat ainsi qu’en témoigne le grand nombre de contrats conclus entre elles, tant dans le domaine de la coopération technique que dans celui de l’accès aux réserves et aux marchés, notamment dans la distribution en aval.

Le nouveau rapport de forces

Le paysage s’est ainsi considérablement modifié par rapport à la situation qui prévalait dans les années 1990, lorsque les NOC traditionnelles étaient en concurrence pour attirer les capitaux privés étrangers et lorsque l’OPEP se plaignait du manque d’intérêt des IOC envers l’amont des pays membres en dépit de son attractivité, tant sur le plan géologique que sur le plan technico-économique.

A l’exception de l’Arabie Saoudite et du Koweït, tous les pays de l’OPEP s’étaient engagés alors, avec plus ou moins de succès, dans un processus d’ouverture de leur amont pétrolier aux capitaux privés étrangers.

A l’époque, la sagesse populaire était basée sur la conviction que «les NOC avaient besoin des IOC autant que les IOC avaient besoin des NOC». Le modus operandi était basé sur la perception d’une mutualité d’intérêts dans l’association de leurs forces et moyens pour répondre aux besoins de la consommation pétrolière mondiale.

En un mot, en contrepartie d’un accès aux ressources en hydrocarbures du pays hôte dans le cadre de divers accords d’association,de participation ou de partage de production, les IOC s’engageaient à soutenir les efforts des NOC avec une technologie de pointe, un apport financier conséquent, un accès aux marchés et une capacité éprouvée dans la gestion de projets pétroliers complexes.

Ce modus operandi est aujourd’hui remis en question par les NOC et leur gouvernement.

Dans quel sens ?

Avant de répondre à cette question, il convient de rappeler certaines réalités :

– la première réalité est qu’il existe une très grande diversité dans la taille, la structure

et les objectifs tant dans la catégorie des IOC que dans celle des NOC. Chaque société a des objectifs et des missions qui, non seulement lui sont spécifiques, mais qui évoluent aussi avec le temps. Il faut donc se garder des généralisations.

– la deuxième réalité est que la dichotomie– ou la catégorisation — IOC-NOC devient de plus en plus artificielle. Parmi les 100 sociétés pétrolières qui dominent l’industrie en termes de réserves et de capacité de production :

– 29 sont des sociétés entièrement contrôlées par l’Etat, dont 23 appartiennent à des pays producteurs, – 55 sont privées, et – pas moins de 16 sont mixtes, dont 10 avec une participation majoritaire de l’Etat.

La troisième réalité est qu’au sein même de la catégorie des sociétés nationales des pays producteurs, il existe des différences importantes :

– Certaines NOC ont des activités exclusivement domestiques alors que d’autres interviennent également en dehors de leurs frontières, – Certaines NOC limitent leurs activités à l’industrie des hydrocarbures alors que d’autres sont engagées, en outre, dans d’autres secteurs, – Certaines NOC agissent à la fois en tant qu’entreprise pétrolière et en tant qu’agence de régulation de l’Etat alors que, dans d’autres pays, les rôles sont partagés entre le ministère et la société nationale, – enfin, certaines NOC sont autorisées à s’associer avec des IOC alors que d’autres opèrent dans un environnement de quasi monopole.

Cette dernière différence ne concerne en fait que deux pays, le Mexique et l’Arabie Saoudite, où l’accès aux réserves du soussol est interdit au capital privé étranger, soit par la Constitution, comme c’est le cas au Mexique, soit par une situation de monopole dont jouit Saudi Aramco pour l’amont pétrolier saoudien (à la différence de l’amont gazier qui lui reste ouvert aux capitaux privés étrangers).

A côté de ces deux pays, nous avons le Koweït et l’Iran, où l’accès aux réserves nationales est également interdit par la Constitution mais où la société nationale est autorisée à entretenir des relations de partenariat selon des formules qui s’apparentent à un contrat de service. En ce qui

concerne l’Irak, la situation chaotique du pays exclut pratiquement toute participation des IOC pour le moment.

Ailleurs, les principaux autres pays exportateurs, les pays membres de l’OPEP y compris, autorisent leur société nationale à entretenir des relations de partenariat avec des sociétés étrangères, généralement minoritaires, dans le cadre de divers accords conformes à la politique de leur gouvernement en la matière.

Vers un nouveau type de partenariat En matière de partenariat avec les sociétés privées étrangères, les pays membres de l’OPEP utilisent, en fonction de leurs intérêts et des circonstances, une gamme variée de formules allant de la concession pure et simple au contrat de service.

Dans la majorité des contrats classiques, le partenaire étranger intervient toujours en association avec la société nationale du pays hôte qui détient ainsi généralement une participation majoritaire. Le partenaire étranger assume tous les risques du projet qui, en cas de succès, lui garantit un droit de production en contrepartie du paiement de la redevance et de l’impôt pétrolier.

Dans le cas du contrat de services et des formules applicables en Iran, ou à l’étude au Koweït, le partenaire étranger ne dispose pas, à proprement parler, d’un droit de production mais d’un droit au partage de la rente et, éventuellement, à un accès préférentiel, à tout ou partie de la production qui revient à la société nationale, à des conditions, strictement commerciales.

D’une manière générale, les multinationales préfèrent la formule «concession» tout simplement parce qu’elle leur permet de comptabiliser un droit de production relativement plus important (critère déterminant de leur cotation en bourse) quitte à s’acquitter d’une charge fiscale plus élevée.

Contrairement à une idée reçue, la formule concession n’est pas nécessairement plus lucrative pour le partenaire étranger. Elle se démarque, en outre, de l’ancien régime des concessions dans la mesure où elle ne remet pas en cause le principe de la souveraineté de l’Etat sur la propriété et le contrôle des ressources nationales, soit directement, soit à travers sa société nationale.

Dans les formules classiques et à quelques exceptions près, l’intervention de l’associé étranger se limite à l’amont. Il est là pour trouver, produire et exporter des barils en contrepartie d’une charge fiscale. De ce fait, il est très peu immergé dans le système économique du pays hôte de sorte qu’il participe très peu à son développement économique et social sauf à travers les impôts qu’il verse à l’Etat.

Cette situation a conduit nombre de pays producteurs à réfléchir à un nouveau type de partenariat susceptible de contribuer au développement durable du pays hôte à travers la diversification de l’économie nationale.

L’idée serait de mettre en place des formules qui auraient notamment pour objectif d’aider le pays hôte à s’affranchir de sa dépendance excessive à l’égard des revenus pétroliers.

Les IOC, notamment les majors, se déclarent prêtes à sortir du cadre classique et à envisager des formules novatrices de partenariat dans le cadre d’alliances stratégiques avec les NOC. Avec une durée de vie moyenne de leurs réserves en hydrocarbures limitée à treize ans, sur la base des données relatives à l’exercice 2006, elles sont désormais conscientes du fait que leur

viabilité à long terme dépend de leur capacité à trouver des formules de coopération qui, tout en ayant une justification économique pour leurs actionnaires, prennent en compte le rôle stratégique que les ressources en hydrocarbures doivent jouer dans le contexte économique et social du pays hôte. Dans cet ordre d’idées, elles se disent prêtes à innover dans le sens de la mise en place d’un nouveau modèle des affaires — ou «business model».

L’intégration verticale de la société nationale constitue, à ce propos, un axe de réflexion. Nombre de sociétés nationales ont l’ambition d’intervenir en dehors de leurs frontières, y compris dans des activités de recherche et de production à étranger (Petronas, la société malaisienne, par exemple, est engagé dans des activités recherche-production dans trente trois

pays).

Les NOC estiment, par ailleurs, que l’augmentation attendue de leurs exportations doit se traduire par un accès aux marchés étrangers à travers le transport, le raffinage et la distribution. Un partenariat tout au long de la chaîne pétrolière pourrait, ainsi, concilier la sécurité des approvisionnements pour les pays consommateurs et la sécurité de la demande pour les pays producteurs.

L’intégration horizontale du partenaire étranger dans le pays hôte constitue une autre façon de sortir du dehors du cadre classique. Du point de vue des pays exportateurs en voie de développement, les revenus qu’ils perçoivent dans le cadre des contrats traditionnels n’ont pas entraîné une diversification notable de leur économie, diversification qui leur permettrait de

mieux gérer les fluctuations du prix du pétrole et du niveau de leur production pétrolière, afin de se préparer, eux aussi, à «l’après-pétrole».

Dans cet ordre d’idées, l’incapacité de la majorité des pays exportateurs de pétrole de diversifier leur économie pour l’affranchir de la dépendance démesurée à l’égard des revenus pétroliers constitue une préoccupation majeure. Dans la plupart des pays exportateurs de pétrole, la population est en constante augmentation, notamment en ce qui concerne les jeunes qui ont du mal à trouver un emploi. Le secteur des hydrocarbures est, comme on le sait, capital

intensif mais il ne crée pas suffisamment d’emplois pour résorber la crise du chômage.

A ce jour, nous avons quelques exemples d’intégration verticale impliquant Saudi Aramco aux USA et en Chine et la vénézuélienne PDVSA également aux USA.

Les exemples de partenariat sont plus nombreux dans la filière gaz, avec l’association Gazprom-Wintershall, l’accord Sonatrach-BP pour la commmercialisation du gaz en Italie, l’association Qatar- ExxonMobil et l’Alliance Nord Stream conclu dernièrement entre Gazprom, EON Ruhrgas et BASF. En ce qui concerne l’intégration horizontale, nous avons un certain nombre de majors engagées dans le raffinage et la pétrochimie, à l’exemple de Shell en Arabie Saoudite ou de Total en Algérie, mais très peu de cas où l’associé étranger intervient dans des projets de réalisation de grandes infrastructures ou de diversification de l’économie. En un mot,

les multinationales acceptent plus volontiers l’intégration verticale, notamment dans le gaz, que l’intégration horizontale, où les sociétés asiatiques sont beaucoup plus actives.

Mais si, dans leur majorité, les multinationales — et notamment les majors – se déclarent disposées à s’engager dans un nouveau «business model», il reste qu’elles n’ont pas toujours le «feu vert» de leurs gros actionnaires ou de leur gouvernement.

Certains gouvernements de pays consommateurs se sont, en effet, opposés à l’intégration verticale, sur leur territoire, de sociétés nationales, démontrant, ainsi, qu’en matière d’énergie, le phénomène de nationalisme n’est pas limité aux pays exportateurs de pétrole même s’il porte le nom de «patriotisme économique». On peut citer de nombreux exemples :

– l’opposition, en 2005, du Congrès américain au rachat d’Unocal par la China National Offshore Oil Corporation, – l’opposition du Royaume Uni à la tentative de rachat de Centrica par Gazprom, – l’opposition de certains gouvernements européens aux tentatives d’acquisition ou

de fusion entre des opérateurs nationaux engagés dans le secteur de l’électricité, etc.

L’exemple le plus récent réside sans doute dans l’attitude de la Commission européenne de limiter l’entrée de capitaux étrangers dans la distribution du gaz naturel en Europe. Cette attitude est regrettable dans la mesure où, contrairement à la position de l’Union Européenne, l’intégration verticale en aval des sociétés exportatrices de gaz naturel est de nature à renforcer la sécurité de l’approvisionnement gazier européen, et non à l’affaiblir.Il reste que la recherche de formules novatrices en vue d’une refondation des relations entre sociétés nationales et multinationales est désormais une question fondamentale.

L’expérience passée démontre, hélas, que la diversification de l’économie nationale des pays exportateurs de pétrole ne dépend pas uniquement du niveau des recettes fiscales que le secteur pétrolier procure à l’Etat. Elle nécessite, aussi, la présence concomitante d’un dispositif élaboré de telle sorte qu’il permette au secteur pétrolier de servir de levier dans le développement des autres secteurs de l’économie.

A ce propos, il convient de préciser que les investissements découlant de l’objectif d’intégration horizontale du partenaire étranger — à l’instar de n’importe quel investissement – – ne présentent d’intérêt que s’ils entraînent des avantages économiques effectifs pour la nation. La rentabilité d’un projet quelconque ne doit donc pas s’apprécier uniquement sur le plan financier et seulement du point de vue de l’investisseur privé. Il convient de s’assurer que les avantages consentis par l’Etat pour améliorer la rentabilité financière du projet ne vont pas au-delà d’une limite au-delà de laquelle la rentabilité économique de l’opération envisagée deviendrait négative pour le pays. Dans cet ordre d’idées, il est clair que les opérations de transformation

(ou d’utilisation massive) du gaz naturel conçues essentiellement pour la fabrication de produits destinés à l’exportation, dont certaines en association avec Sonatrach, ne peuvent avoir d’intérêt pour la nation que si le prix du gaz, qui leur est cédé sur décision de l’Etat à des

conditions concessionnelles dans le cadre de conventions à long terme, tient compte du marché international de l’énergie et des outputs des projets, et si l’opération entraîne une valeur ajoutée réelle et substantielle et un pouvoir d’entraînement effectif pour l’économie nationale. Si, par contre, le projet se limite à la seule étape de première transformation du gaz et si la

cession du gaz est réalisée à un prix proche du prix minimum défini dans la loi sur les hydrocarbures, à savoir le coût de production, de tels projets qui, pour leurs promoteurs étrangers s’apparenteraient à une opération de délocalisation, se traduiraient pour l’Algérie par un abandon pur et simple, sans bénéfice pour le pays — donc injustifiable et inacceptable — de la rente pétrolière. Semer le pétrole pour récolter le développement.

L’exploitation des ressources en hydrocarbures, même lorsqu’elle est réalisée de façon parfaite, n’est pas un gage de développement et de croissance. C’est certes une finalité pour Sonatrach, mais pour l’Etat et la nation, la vraie finalité des politiques qu’il met en oeuvre, c’est le développement de l’économie nationale, y compris bien entendu le secteur des hydrocarbures

parce qu’il constitue un instrument essentiel de ce développement. Du temps du Président Boumediène, on disait qu’il fallait «semer le pétrole pour récolter le développement ».

L’histoire économique des grandes puissances du 20e siècle nous enseigne que leurs ressources naturelles ont soutenu leur développement économique et industriel grâce au rôle de moteur qu’elles ont joué par le biais d’une série d’effets de diffusion qui ont enclenché, à leur tour, un processus de diversification et de développement industriel.

Force est de constater que cet effet de diffusion et d’entraînement n’a pas joué dans la majorité des pays exportateurs de pétrole parce que l’industrie pétrolière y demeure enclavée.

Il en résulte qu’en dépit des revenus considérables générés par l’exportation des hydrocarbures, les pays membres de l’OPEP ont, dans leur ensemble, réalisé des performances décevantes en termes de croissance économique, hors hydrocarbures, et sont ainsi restés tributaires de la rente pétrolière. Mais de là à parler de malédiction ou d’appauvrissement ou

même de récession, comme certains le font, c’est, à mon avis, de l’exagération, pour ne pas dire un raccourci provocateur.

Depuis l’indépendance, le secteur des hydrocarbures a quand même assuré pleinement son rôle de pourvoyeur du marché national en énergie et même en matières premières à des conditions défiant toute concurrence.

Il a eu une influence directe et décisive sur l’ampleur des investissements dans les infrastructures publiques financées par le budget, et une influence, certes plus faible, sur l’ampleur des investissements productifs, et enfin une influence directe majeure sur la capacité d’importation du pays, laquelle a des effets déterminants sur la satisfaction des besoins de développement du pays et de consommation de la population.

C’est un fait, quand même incontestable, que la rente pétrolière a servi pendant les deux premières décennies de l’indépendance à développer des infrastructures matérielles publiques, éducatives, sociales et économiques, et à amorcer le développement d’activités productives sous l’égide de nombreuses sociétés nationales financées grâce aux revenus pétroliers. Comme

c’est un fait que la rente a permis à toutes les classes de la société algérienne d’accéder

à l’école, aux soins, à la consommation moderne et au progrès social.

De façon globale, on doit donc considérer que la rente pétrolière, correctement utilisée, a été un bienfait pour le pays même si les efforts entrepris dans les années 1970, dans le cadre de l’économie administrée, n’ont pas toujours rencontré les succès espérés.

Le processus de recyclage de la rente pétrolière à travers les plans de développement a été malheureusement interrompu dans les années1980, période au cours de laquelle la rente a été presque exclusivement canalisée vers le soutien de la consommation. Au cours des années qui

ont immédiatement suivi le passage à l’économie de marché, l’effet d’entraînement et d’intégration du secteur pétrolier dans l’économie nationale était pratiquement inexistant compte tenu de la crise financière que traversait le pays au début des années 1990 qui a considérablement réduit nos moyens d’action.

Mais grâce à l’augmentation de la rente, ces dernières années, les revenus pétroliers ont permis le remboursement de nos dettes, la constitution d’un fonds de réserve substantiel pour protéger notre économie des aléas du marché pétrolier, et le financement du développement de vastes infrastructures indispensables à la satisfaction des besoins économiques et sociaux du pays.

Il reste que les effets d’entraînement de ces investissements sur la croissance économique, notamment sur le secteur hors hydrocarbures, sont largement en deçà de ce qu’il était souhaitable et possible de faire — ou plutôt de faire faire par les partenaires commerciaux grâce au pouvoir de négociation incontestable que possède le pays.

Aussi, devons nous nous convaincre – et convaincre l’opinion publique — que si malheur ou malédiction il y a, ce n’est pas d’avoir du pétrole et du gaz et de bénéficier d’une rentre pétrolière et ce n’est pas d’avoir investi dans les hydrocarbures. Si malheur il y a, ce ne peut être que dans une utilisation ni efficace ni efficiente de la rente engendrée par l’exploitation pétrolière, marquée par un choix non pertinent des objectifs de développement assignés aux politiques économiques et par la façon dont on a essayé d’atteindre ces objectifs.

Aujourd’hui, le défi auquel nos dirigeants doivent faire face consiste à déterminer le bon usage des atouts dont nous disposons pour assurer la croissance et le développement économique du pays en vue de résorber la crise du chômage, et d’offrir de meilleures conditions de vie aux Algériens.

Préserver les intérêts des générations futures ne consiste pas nécessairement à leur conserver une part des réserves pétrolières, mais à leur léguer une économie technologiquement et matériellement puissante et diversifiée, capable d’engendrer une valeur ajoutée suffisante et de progresser par elle même.

Quels processus et quelles démarches faut-il mettre en oeuvre ? Ce n’est ni le moment, ni le lieu d’en parler, mais l’on peut déjà dire que le plus difficile ne résidera probablement pas dans la sphère technique qui consistera à identifier ces processus et ces démarches ; il résidera, sans doute, dans la sphère politique qui aura à prendre les décisions appropriées et à mobiliser les capacités de synergie du pays pour que ces processus et démarches servent effectivement les intérêts de la nation.

 

Conclusion

Le marché pétrolier est entré dans une phase de changement majeur qui exclut tout retour à l’ancien régime des prix. A moins d’une récession économique mondiale, les prix du pétrole resteront élevés.

Mais compte tenu du rôle déterminant que les marchés à terme et la spéculation jouent désormais dans la formation des prix, un renversement brutal est toujours possible à court terme même s’il est peu probable qu’il conduise à un effondrement durable.

Les bouleversements que la conjoncture pétrolière a connus ces dernières années ont considérablement modifié le rapport de forces entre les multinationales et les sociétés nationales, ainsi que les rapports entre les multinationales et les Etats dans lesquels elles opèrent. Les multinationales éprouvent d’énormes difficultés à assurer leur viabilité à long terme. Les sociétés nationales ont acquis une nouvelle dimension politique et financière qui, à quelques exceptions près, leur permet de se passer du concours obligé et exclusif des multinationales.

Au même moment, l’arrivée en force des sociétés pétrolières asiatiques offre, aux sociétés nationales qui en ont besoin, une meilleure alternative de partenariat, en termes d’assistance financière et économique.

Les finalités politico-économiques des pays producteurs associées à la négociation des contrats classiques de partenariat entre les multinationales, les sociétés nationales et les Etats, n’ont pas, dans le passé, visé (et par conséquent, n’ont pas favorisé) le développement économique

hors hydrocarbures des pays producteurs, ni réduit leur dépendance excessive à l’égard des revenus pétroliers.

Le moment paraît venu pour profiter du nouveau rapport de forces qui se dessine à l’avantage des sociétés nationales et des Etats pour obtenir des multinationales des contreparties susceptibles de faire jouer au pétrole un rôle plus efficace d’entraînement de l’économie nationale.

Des formules d’association novatrices commencent à voir le jour à travers l’intégration verticale de la société nationale, le long de la chaîne pétrolière, et l’intégration horizontale du partenaire étranger dans le pays hôte. Cette démarche doit être poursuivie de façon systématique.

Le recyclage par l’Etat de la rente pétrolière ne peut être un instrument puissant, capable de contribuer directement à sortir du sous-développement, que si l’Etat conçoit des stratégies appropriées de développement des infrastructures et s’il conçoit des stratégies de développement des activités productives dans le cadre d’une économie mixte (public/privé/ investisseurs étrangers).

Mais au-delà de la rente, l’utilisation du pouvoir de négociation des sociétés nationales et des Etats est elle aussi un instrument puissant de l’économie hors hydrocarbures – y compris dans la pétrochimie qui intéresse directement le secteur des hydrocarbures ou l’électrométallurgie,

qui nécessite, non pas l’élaboration de plans et de programmes, mais essentiellement l’expression d’une volonté ferme d’obtenir des contreparties. Aujourd’hui, l’Algérie se trouve dans une situation avantageuse sans précédent : elle dispose de ressources importantes, et elle peut s’attendre à ce que la période pendant laquelle elle va bénéficier d’une certaine aisance financière soit relativement longue, ce qui lui donnera un fort pouvoir de négociation pour obtenir de ses partenaires des contreparties en matière de promotion du développement hors hydrocarbures.

N. A. L. (*) Consultant international et ancien ministre de l’Energie

 

 

commentaires
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