Version classiqueVersion mobile
OpenEdition Books

La péninsule Arabique aujourd’hui. Tome I

 | 
Paul Bonnenfant

Brève histoire du pétrole dans la péninsule Arabique

Michel Chatelus

Texte intégral

1Cette note a pour objet de présenter les étapes essentielles de l’histoire du pétrole dans la péninsule Arabique. Sur un sujet aussi vaste et aussi crucial, il existe d’innombrables travaux auxquels il ne saurait être question de se substituer. Nous indiquons dans la note bibliographique quelques-unes des études essentielles sur la question. Il a paru cependant indispensable de présenter aux lecteurs de cet ouvrage un rappel des événements les plus importants et de les replacer dans une perspective chronologique facilitant la compréhension de l’évolution de la péninsule au cours de la période contemporaine. En essayant de mettre en évidence les caractéristiques et les tendances dominantes, nous distinguerons trois phases dans l’évolution de la situation pétrolière. Nous procèderons ensuite à une brève description des aspects propres à chacun des États producteurs.

I – LES GRANDES ÉTAPES DE L’HISTOIRE PÉTROLIÈRE DE LA PÉNINSULE

A – L’ère des concessions et la domination totale des « majors »

2La première étape de l’histoire pétrolière du Moyen-Orient s’étend jusqu’au début des « années cinquante ». Le pétrole découvert dès 1908 en Iran, dans les « années 30 » en Arabie Saoudite, à Bahrain et à Kuwait, va faire de toute la région un enjeu stratégique majeur, et un champ d’affrontement des grandes puissances. L’effondrement de l’empire ottoman, à l’issue de la première guerre mondiale, entraîne un partage des dépouilles entre les vainqueurs, essentiellement France et Grande-Bretagne, qui s’intéressent surtout à l’Irak (l’Iran restant une chasse gardée britannique). Les rivalités entre puissances sont étroitement reflétées dans les rivalités entre compagnies ; l’un des phénomènes majeurs sera l’entrée en force des compagnies américaines dans la région. En 1928, l’accord dit « de la ligne rouge » (précédant de peu le fameux « pacte d’Achnacarry » qui crée le cartel des grandes compagnies pétrolières) détermine les principes d’une action collective des compagnies américaines et des intérêts anglo-français, qui ont constitué l’Irak Petroleum Company dans la zone correspondant aux anciennes frontières de l’empire ottoman. A l’exception de Kuwait, toute la péninsule se trouve ainsi couverte par l’accord. La pénétration américaine en Arabie Saoudite rendra ultérieurement caduc cet accord.

3Jusqu’aux premières découvertes de pétrole à Bahrain (1925), l’avenir pétrolier de la péninsule était considéré comme peu prometteur. C’est au début de la décennie 1930 que des concessions sont accordées à Kuwait et en Arabie Saoudite. Les grands gisements sont découverts en 1936 (Dammâm) et 1938 (Burgân, au Kuwait, le plus riche gisement du monde).

4En 1945, le Moyen-Orient dans son ensemble n’est encore qu’un petit producteur à l’échelle mondiale (moins de 5 %), et seuls dans la péninsule Bahrain et l’Arabie Saoudite (2,9 M.T.) sont exportateurs. A cette époque, le Moyen-Orient pétrolier est constitué avant tout par l’Iran (17,7 M.T.) et l’Irak (4,7 M.T.).

5En quelques années, l’Arabie Saoudite et le Kuwait vont accéder au rang de producteurs majeurs, et le Moyen-Orient deviendra de plus en plus le pivot de l’économie pétrolière mondiale. L’apparition, après 1960, d’un nouveau « grand » (Abu Dhabi) et le maintien de productions non négligeables à Qatar et Oman ne feront que renforcer cette position. Un certain nombre de perspectives dominent cette période.

61) Les états producteurs cèdent l’essentiel de leurs prérogatives aux compagnies sous forme de concessions. Celles-ci sont, au départ, de très longues durées, et concernent des superficies considérables : par exemple, 75 ans et la totalité du territoire pour la concession accordée en 1934 à la Kuwait Oil Company ; 60 ans et 500 000 miles carrés pour la concession ARAMCO accordée en 1939 par l’Arabie Saoudite. En échange de l’exclusivité de la production et de l’exploitation, les compagnies versent un « royalty » (pourcentage sur la production) et, le cas échéant, un droit d’entrée et un loyer annuel. Les sommes en cause sont très faibles. L’évolution des concessions conduira, sans en modifier les dispositions essentielles, à augmenter progressivement les revenus des États, et à accroître les obligations des compagnies.

7Jusqu’au milieu des années 50, cependant, les « majors » (les « 7 » : Standard Oil of New Jersey, Mobil, Gulf, Texaco, Socal, B. P. et Shell, auxquels s’ajoute la C.F.P., Compagnie Française des Pétroles) dominent totalement, par l’intermédiaire de multiples filiales qui les regroupent selon diverses formules, l’industrie dans son ensemble. Les compagnies, fortement intégrées et maîtresses de l’exploration, de la production, du transport, du raffinage et de la distribution, déterminent en une politique globalement concertée (ce qui n’exclut pas les rivalités) les prix et la production. Le blocus de l’Iran, organisé après la nationalisation de 1951, qui entraîne un effondrement de la production iranienne, tombée de 33 M.T. en 1950 à 1,3 M.T. en 1952, sera un éclatant témoignage du pouvoir de domination et de la solidarité agissante du cartel des « majors ».

82) La période d’après-guerre est marquée par un déplacement progressif du « centre de gravité » de l’industrie pétrolière, de la zone « États-Unis – Golfe du Mexique » vers le Moyen-Orient. Le Moyen-Orient devient progressivement la plus importante zone de production, et surtout la source de l’écrasante majorité des exportations mondiales. Si on tient compte du fait que plus de 40 % des réserves mondiales prouvées se trouvent dans la seule péninsule, et que les coûts d’exploitation y sont beaucoup plus faibles que partout ailleurs dans le monde, on prend pleinement conscience de l’importance géopolitique de la péninsule, évidente dès les « années 50 », et qui s’accroîtra rapidement par la suite. La péninsule devient le pivot de la politique pétrolière mondiale.

В – Le jeu des forces de changement : 1950-1970

9L’accroissement rapide de la production et de la consommation de pétrole, la décolonisation, les revendications des États consommateurs exclus du « cartel », le conflit israélo-arabe, peuvent être comptés dans les nombreux facteurs qui mettent progressivement en cause, après 1950, le contrôle absolu des « majors » sur le pétrole de la péninsule. Au cours de cette période, l’évolution n’est pas toujours spectaculaire, mais on peut, surtout avec le recul du temps, constater l’apparition des éléments de rupture qui vont jouer pleinement après 1970. Bénéficiaires de relations moins déséquilibrées avec les « majors », les États de la péninsule sont cependant rarement en première ligne du « mouvement », et ils récoltent souvent le fruit de luttes menées par d’autres États producteurs.

101) La nécessité de lutter contre la baisse des prix relatifs, et même absolus, du pétrole (entre 1950 et 1960, par exemple, le prix du brut saoudien à Ra’s Tannûra passe de $ 1.71 à $ 1.45 par baril) conduit certains États exportateurs à s’unir dans un groupement destiné à bloquer les prix, puis à accroître le prélèvement fiscal en leur faveur. Deux États de la péninsule (Arabie Saoudite et Kuwait) comptent parmi les cinq membres fondateurs de l’OPEP en septembre 1960. La décision de créer l’organisation est prise à la suite d’une baisse de 16 % du prix affiché par les compagnies (il s’agit du prix fictif sur lequel sont calculées les redevances). Par la suite, Qatar, en 1961, et Abu Dhabi (ultérieurement « Émirats Arabes Unis »), en 1967, rejoindront l’organisation, dont les treize membres assurent aujourd’hui entre 80 et 90 % des exportations mondiales.

11L’action de l’OPEP ne se fera sentir que progressivement (en particulier sur les prix qui baisseront jusqu’en 1967-1968). La concertation entre producteurs, l’alignement systématique sur la situation du plus favorisé, la recherche de nouvelles relations avec les compagnies, influeront cependant très vite sur les comportements des États, et leurs positions face aux producteurs. Les revenus des États, en particulier, amorceront assez rapidement une courbe ascendante.

122) Les États producteurs vont tenter d’ébranler le monopole des « majors » en créant des compagnies nationales. Celles-ci sont à la fois des instruments d’acquisition et de maîtrise des technologies, et le moyen d’une intervention croissante dans l’industrie pétrolière. Kuwait crée, en 1960, la Kuwait National Petroleum Company, tandis que l’Arabie Saoudite crée Petromin en 1962. La compagnie nationale d’Abu Dhabi sera créée en 1971, celle de Qatar en 1974 et celle de Bahrain en 1976 seulement. Lorsque viendra le moment d’une prise de contrôle par les États, ils disposeront ainsi d’un moyen d’intervention, techniquement très qualifié dans certains cas. Le plus souvent, ces sociétés nationales exerceront le monopole de la récupération et de l’utilisation du gaz naturel.

133) A la fois cause et conséquence d’une mise en question progressive du monopole des « majors », les « années cinquante » voient l’apparition de nouveaux partenaires sur le marché pétrolier : les « indépendants » américains et certaines compagnies nationales des pays consommateurs. Ces nouveaux venus vont être un facteur d’évolution très influent, car, pour prendre place dans les États producteurs, ils devront consentir des conditions nettement plus favorables, et contribueront ainsi à ébranler la toute puissance des « majors ». En fait, ils devront sortir du cadre des concessions, puis proposer de nouvelles formes d’association ou de contrats de services. En Libye, en quelques années, les « indépendants » américains, parfois puissants aux États-Unis, mais peu implantés à l’extérieur jusque-là, devaient acquérir une place égale à celle des « majors », et contribuer à la rupture du front des compagnies. Au Moyen-Orient, monopole absolu des « majors », les « indépendants », Getty Oil et Aminoil notamment, et les compagnies européennes ou japonaises (ENI, Erap, Hispanoil, Arabian Oil Company (japonaise), etc.) réussissent à contrôler environ 10 % de la production ; notamment dans les « zones neutres » de Kuwait et Arabie Saoudite, et en Iran, où un groupe d’indépendant américain prend place dans le consortium (5 %), tandis que de nombreux « nouveaux » pénètrent dans le pays. A Dubayy, Allemands, Espagnols et indépendants américains prennent des participations dans la Dubay Petroleum Company, dans les années 60. De même, à Abu Dhabi, de nombreux « nouveaux » obtiennent des permis de recherche.

144) Impuissants à bouleverser l’équilibre fondamental des relations avec les « majors », et souvent peu désireux de le faire, tout au moins dans la péninsule, les dirigeants des États producteurs vont tirer profit cependant de l’apparition de ces nouveaux partenaires et de l’extension rapide des avantages obtenus par un producteur aux autres producteurs. La création et le renforcement progressifs de l’OPEP vont aussi dans ce sens. Pendant la période examinée, l’existence des concessions n’est pas fondamentalement ébranlée, mais les États producteurs voient leur revenu augmenter sensiblement du fait de l’accroissement de la production, et aussi du fait de l’évolution de la fiscalité. Comme on l’a noté, jusqu’en 1950, il n’existait pas de véritable fiscalité pétrolière dans les pays arabes, mais un système de « pas de porte » et de royalty (en cents par tonne exportée), avec parfois (Kuwait) un loyer annuel. Après 1950, à la suite du Vénézuéla qui obtint en 1948 un partage des bénéfices à égalité (le fameux « fifty-fifty »), l’Arabie Saoudite (1950), puis le Kuwait (l95l) et les autres producteurs obtenaient le même pourcentage. Jusqu’en 1961, la redevance (en général 12,5 %) était considérée comme une avance sur bénéfices et donc déduite du montant obtenu par l’État.

15L’une des premières victoires de l’OPEP sera d’obtenir (en 1964, mais après trois ans de négociations) que la redevance (royalty) soit considérée comme un coût, déduit des bénéfices imposables, et non plus comme une « avance sur revenu », déduite du montant de l’impôt. Le revenu de l’état producteur est de ce fait sensiblement accru pour chaque baril produit.

16Les aspects fiscaux et les modalités de calcul et de partage des revenus seront au centre des débats de la décennie 1960. Les États producteurs sont en effet directement concernés par les modalités de calcul du bénéfice des compagnies, et donc par le prix du pétrole. En raison du caractère très intégré de l’activité des compagnies au Moyen-Orient, il n’est pas possible de connaître le prix réel de vente, aussi va-t-on calculer les bénéfices à partir d’un prix posté (fictif), qui fera souvent l’objet d’un rabais pendant la période (jusqu’en 1969-1970) de prix réels bas. L’élimination des rabais sera l’un des sujets de contestation de la fin de la période. L’une des actions de « sape » des nouveaux venus sur le marché consistera à proposer un partage des bénéfices plus favorables, comme le fit Mattéi en Iran, ou comme les Japonais de l’Arabian Oil Company (zone neutre de Kuwait), qui offrent 57 %, non seulement sur les bénéfices de la production, mais sur l’ensemble des bénéfices réalisés sur les opérations en aval. Cependant, le principe du « fifty-fifty » reste la base de la fiscalité pétrolière jusqu’en 1971.

CARTE N° 3 – La production pétrolière dans le Golfe

17L’aspect le plus significatif de l’intervention des nouveaux venus réside moins cependant dans les nouvelles formules de partage des bénéfices que dans les nouvelles formes de contrats qu’ils proposent aux producteurs. Il s’agit d’abord d’accords dits de « joint venture » ou d’associations : le premier en la matière fut l’accord NIOC (Iran) – AGIP, de 1957. L’Arabie Saoudite signera en 1965 un accord de participation avec AUXERAP (filiale de l’ERAP) et deux autres en 1967. De même, Kuwait signera un accord d’association avec Hispanoil. Abu Dhabi, de son côté, signera trois accords de participation entre 1967 et 1970. Pour l’essentiel, la nouveauté de ces contrats tient au transfert à l’État producteur du contrôle des opérations et à un partage des risques et des avantages entre la compagnie nationale de l’État et la ou les compagnies étrangères. Les compagnies concessionnaires ont des obligations de recherche précises, sur des superficies progressivement réduites, et pour des durées limitées. La production est partagée en fonction des parts de chacun des associés (parfois la part de l’État hôte augmente lorsque la production augmente).

18Une étape supplémentaire dans le transfert de la maîtrise du processus au pays hôte est constituée par les contrats d’entreprise, par lesquels d’État producteur rémunère les services de la compagnie contractante avec une part de la production commercialisée. La compagnie contractante ne se voit concéder aucun droit ni concession sur le pétrole. Les contrats de service seront conclus en Iran et en Irak, mais non dans les pays de la péninsule. Ils sont représentatifs de l’état ultime des relations contractuelles entre pays producteurs et compagnies, avant la prise de contrôle majoritaire par les États. Ils ont été précédés d’une formule intermédiaire dite de partage de production.

195) La baisse des prix du pétrole est le dernier phénomène marquant de la période. En même temps que les pays industrialisés se convertissent massivement au pétrole, et augmentent leur consommation de 6-7 % par an, le développement de la production au Moyen-Orient, la pression des nouveaux venus, les ventes soviétiques, contribuent à entretenir une baisse sensible des prix. Le pétrole saoudien de Ra’s Tannûra passe ainsi de $ 1.50 à S 1.30 par baril entre 1960 et 1970 (le prix était de S 1.71 en 1950).

20Si l’action de l’OPEP permet une augmentation des revenus fiscaux, elle est sans effet sur l’érosion des prix. Ainsi les revenus globaux augmentent du fait de l’accroissement de la production, mais le revenu par baril se retrouve en 1970 à peu près au niveau de 1955. En Arabie Saoudite, il est de 87,1 cents en 1970, à comparer au chiffre de 82,1 с/ en 1955, tandis que le Kuwait obtient 86,8 c/ contre 76,7 en 1955. Les revenus totaux de l’Arabie passent, entre 1960 et 1970, de 355 millions de dollars à 1 200 millions, ceux du Kuwait, de 465 à 895 millions, ceux des autres producteurs de la péninsule, de 13 à 118 millions.

21La période 1950-1970 s’achève donc sur un bilan ambigu de la situation pétrolière pour les pays de la péninsule. Il ne fait de doute pour personne que le centre de gravité du marché mondial s’est déplacé vers le Moyen-Orient, dont les réserves dépassent la moitié des réserves mondiales. La production augmente très rapidement, les revenus s’accroissent, du fait de la fiscalité et de l’accroissement de la production. L’influence de l’OPEP commence à se faire sentir. Mais, en sens opposé, les « majors » contrôlent toujours le marché et le système des concessions reste prépondérant. Les États producteurs ne sont maîtres ni des prix ni de la production. La tendance à la baisse des prix dans un marché excédentaire paraît devoir se prolonger ; et le grand spécialiste Adelman imagine une stabilisation du brut autour de 1 dollar le baril. Enfin, le « bouclage » du marché pétrolier par les « majors » assure l’approvisionnement régulier des grandes zones de consommation.

22Les aléas de la politique internationale (Israël, expédition de Suez, guerre « des six jours », etc.) n’ont que des répercussions limitées sur la situation pétrolière. Le pétrole reste essentiellement la grande affaire des majors.

С – La nouvelle donne depuis 1970

23Les événements de la troisième période, depuis le début de la décennie 70, sont mieux connus que ceux des périodes précédentes. Un simple rappel sera suffisant pour le lecteur. On peut cependant présenter quelques remarques générales préalables. En premier lieu, si l’analyse rétrospective peut déceler de nombreux « signes » de rupture, il faut admettre que rares étaient les « spécialistes » qui prévoyaient vers 1970 que cinquante ans d’économie pétrolière allaient très brutalement prendre fin au profit d’une situation pétrolière radicalement différente. En second lieu, les changements effectifs commencent en 1970-1971, et non en octobre 1973, comme on le pense généralement. Enfin, le double jeu des quantités physiques et de la géopolitique renforcent considérablement le rôle du Moyen-Orient, et en particulier de la péninsule, comme pivot du marché pétrolier mondial.

24En s’attachant particulièrement aux évolutions affectant directement les États de la péninsule, on peut présenter sommairement les étapes essentielles.

251) Hausse des prix et des revenus. 1970 marque un tournant dans la conjoncture pétrolière, dans la mesure où la situation d’excédent chronique de brut disparaît, et où la tendance à la baisse se transforme en tendance à la hausse. Pour des spécialistes comme J. M. Chevalier, il y a fondamentalement passage d’une ère de coût décroissant du pétrole à une ère de coût croissant. Dès 1970, en tout état de cause, les membres de l’OPEP préconisent des hausses sensibles (Caracas, décembre 1970). Pour le Golfe, ces hausses (fiscalité : impôt porté à 55 % des bénéfices, révision des prix affichés et élimination des rabais, etc.) sont décidées par les accords de Téhéran (février 1971). Les accords successifs de Genève (1972 et 1973) essaient d’intégrer et de corriger les effets, sur les revenus des États producteurs, des perturbations monétaires et de la baisse du dollar. Par la suite, le taux de l’impôt sur le revenu passera à 65,75 % (octobre 1974), puis 85 % au 1er novembre 1974. De même, le taux de la redevance passera de 12,5 % à 14,5 % au 1er juillet 1974 et 20 % le 20 novembre 1974. Pour le « pétrole concession », le taux était toujours en vigueur en 1979 à Abu Dahbi, Bahrain, Oman et en Arabie Saoudite.

26En matière de prix, si les hausses de 1971 ont été négociées, la vraie rupture date bien de la décision unilatérale des producteurs d’accroître leurs prix de 70 % en octobre 1973, puis de les doubler à nouveau en décembre 1973. Le prix du but de référence (Arabian light) passe alors à 11,651 $/baril, soit quatre fois environ le prix du début 1973. La fixation des prix échappe désormais aux « majors » et, en la matière, les questions essentielles deviennent celle des rapports entre les pays producteurs, et celle de leur capacité de s’entendre ou non sur un prix unique. De 1974 à 1978, avec de nombreuses péripéties, les prix réels n’augmentent guère, les « modérés » du Golfe (Arabie Saoudite et Emirats Arabes Unis) tentent de neutraliser la politique de hausse rapide de l’Algérie, de la Libye et de l’Iran. En 1979-1980, les perturbations économiques et politiques entraînent une nouvelle vague de hausse, qui se poursuit tout au long de 1980, les prix augmentant d’environ 130 % entre janvier 1979 et fin 1980, le pétrole saoudien étant vendu alors à 32 dollars le baril (à comparer à 1,3 $ en 1970 et 2,60 en 1974 et 14 en janvier 1979). Bien évidemment, cet accroissement des prix entraîne une augmentation considérable des revenus.

272) Le problème de la participation. La nouvelle situation pétrolière, apparue au cours des années 60, ne pouvait s’accommoder de l’atteinte fondamentale à la souveraineté des producteurs que constituait le système des concessions dans sa forme dominante. En 1966 et 1968, des résolutions de l’OPEP affirmaient le principe de la souveraineté, et soutenaient la nécessité d’une participation directe des producteurs, non seulement dans les nouvelles formes de contrats, mais aussi dans les concessions existantes. Du fait d’un désaccord entre les « durs » (l’Algérie nationalise à 51 % sa production pétrolière au début 1971) et les « modérés » (les grands producteurs de la péninsule en particulier), le problème est gelé jusqu’à l’automne 1971. Une nouvelle résolution de l’OPEP décide alors de l’ouverture de négociations, qui seront menées, au nom de l’ensemble, par Shaykh Yamani. Les compagnies sont extrêmement réticentes, et les négociations piétinent, jusqu’à un ultimatum du roi Faysal, qui conduit, après diverses péripéties, à l’accord de New York, prévoyant une prise de participation de 25 % du capital des compagnies par les États producteurs à dater du 1/1/73, un accroissement de 5 % par an devant conduire à une majorité de 51 % en 1982.

28En fait, la situation évoluera très rapidement, en liaison avec les événements de 1973 et les nationalisations opérées par l’Irak, la Libye et l’Algérie. L’accord de New York lui-même ne sera ratifié que par l’Arabie Saoudite, Qatar et Abu Dhabi ; l’Iran conclut un accord spécifique, l’Irak nationalisera au 1/6/72 et le parlement kuwaitien refuse la ratification. Kuwait signe ainsi un nouvel accord, qui lui accorde 60 % du capital de la K.O.C., les autres compagnies opérant dans le pays signant des accords semblables. Qatar, Bahrain, Oman, Abu Dhabi et même l’Arabie Saoudite, portent leur participation à 60 % dans le courant de l’année 1974. L’étape ultime de contrôle à 100 % sera franchie par Kuwait en 1975 et Qatar en 1976-1977. La décision de principe concernant l’ARAMCO a été prise en 1976, mais le transfert n’était pas encore réalisé en 1980 (on faisait état, en septembre 1980, d’un accord définitif de cession).

29Le plus surprenant en matière de participation est l’évolution de la position des ‛majors ». En 1971, elles considéraient qu’il s’agissait d’une question vitale, et elles s’opposaient farouchement au principe même de participation. Trois ou quatre ans plus tard, l’acquisition de 100 % du capital par les États producteurs sera un événement discrètement réalisé et fort peu commenté. Il n’en s’agit pas moins d’un événement d’importance fondamentale : la fin de la période des concessions, et l’accession à la véritable souveraineté des États producteurs.

303) La « dépossession » des « majors » n’implique pas évidemment leur disparition du marché pétrolier. Elles continuent à jouer un rôle fondamental, en particulier dans le contrôle du transport, du raffinage, de la distribution, tout en restant le plus souvent opérateurs dans les États où elles étaient installées. La part contractuelle des États dans leur production de brut a cependant été considérablement accrue : entre 1970 et 1978, elle est passée, en Arabie Saoudite, de 0,9 % à 58,7 %, à Kuwait de 1,2 % à 94,1 %, dans les Émirats Arabes Unis de 0 à 64,4 %, à Qatar de 0 à 99,4 %. De plus, les ventes directes (c’est-à-dire celles qui sont assurées par les compagnies nationales, sans passer par l’intermédiaire des « majors » ou autres compagnies productrices occidentales), si elles restent faibles pour l’Arabie Saoudite (7,1 % des exportations en 1978), représentent entre 40 et 45 % des ventes de Kuwait, Qatar et des E.A.U. Les États producteurs du Moyen-Orient sont donc de plus en plus présents sur le marché, ils contrôlent leur production, leurs prix et, de plus en plus, leurs circuits de commercialisation. On est très loin des concessions léonines et de la toute puissance des « majors », qui caractérisaient les périodes précédentes. La remise en cause des « années 70 » n’a pas seulement accru les prix et les revenus pétroliers dans des proportions considérables, elle a définitivement aboli un certain type de relations entre États producteurs, compagnies et consommateurs.

II – CARACTÈRES PARTICULIERS DE L’ÉVOLUTION DANS LES DIFFÉRENTS ÉTATS

31Dans l’évolution d’ensemble dont nous venons de retracer les étapes essentielles, on peut brièvement situer les perspectives propres à chacun des États producteurs de la péninsule (voir la carte à la page 63).

A) L’Arabie Saoudite

32Par contraste avec les autres pays de la région où prédominent les intérêts britanniques, les mauvaises relations du roi Ibn Saoud avec les Britanniques vont transformer l’Arabie Saoudite en une « chasse gardée » américaine. La première concession est accordée en 1933, un an après la découverte à Bahrain d’un gisement qui dément la réputation de stérilité de la péninsule, à la Standard Oil of California (SOCAL). Elle porte sur 1 285 000 km2 qui, par le jeu des « rendus », seront ramenés à 220 000 km2 en 1973. Successivement vont entrer dans une société commune Texaco, S.O.New-Jersey et Mobil, entre 1934 et 1948. En 1944, la société avait pris le nom de ARAMCO (Arabian American Oil Company). En 1948, les parts des actionnaires sont stabilisées avec les pourcentages suivants : 30 % chacune pour SOCAL, EXXON (ex– S.O.N.J.) et TEXACO, et 10 % pour Mobil. Lors de la prise de participation à 25 % par le gouvernement saoudien, les parts de chaque associé sont réduites proportionnellement, et il en sera de même lors de la prise de participation à 60 %. L’ARAMCO continue à jouer un rôle considérable en Arabie Saoudite après l’accord de principe de 1974 sur un contrôle à 100 % par l’État saoudien : direction des opérations de production contre rémunération, enlèvement de la plus grande partie du pétrole, prise en charge des investissements d’exploration avec remboursement en cas de découverte, etc. (on annonçait en septembre 1980 la signature définitive de l’accord de transfert des 40 % restant, pour 2 milliards de dollars ; s’il est confirmé, l’événement ne changerait sans doute pas grand’chose aux comportements actuels). En fait, l’ARAMCO, cessant d’être concessionnaire, devient un très puissant prestataire de services, y compris en dehors du domaine proprement pétrolier. L’ARAMCO a produit, en 1978, plus de 8 millions de barils/jour et contrôle près de 25 % des réserves mondiales.

33Deux sociétés opéraient en zone neutre : Getty Oil Company, concessionnaire depuis 1949, et qui a travaillé conjointement avec Aminoil, concessionnaire de la part du Kuwait en zone neutre. L’autre compagnie opère en off shore ; il s’agit d’un consortium japonais : Arabian Oil Company, qui a produit 300 000 barils/ jour environ en 1978. Depuis 1974, le gouvernement saoudien a acquis 60 % des parts de ces deux sociétés.

34La compagnie nationale saoudienne Petromin a été créée en 1962. Elle réduit progressivement ses activités de type industriel pour accroître ses interventions proprement pétrolières, notamment pour la vente directe d’une part croissante du brut saoudien. Les milieux spécialisés laissent entrevoir une fusion entre Petromin et l’ARAMCO, lorsque la nationalisation totale de cette dernière sera effective.

35Le rôle essentiel que joue l’Arabie Saoudite dans la conjoncture pétrolière mondiale tient d’abord à l’importance de sa production, qui en fait le 2e producteur mondial après l’URSS (510 M.T. en 1979). Il tient aussi au fait que l’Arabie Saoudite est le seul producteur dans le monde à pouvoir fortement augmenter ou réduire sa production sans longs délais : on a fait état d’une production techniquement possible de 16 millions de barils/jour, soit 800 M.T. par an (rappelons qu’en 1970 la production n’atteignait pas 200 M.T.). On notera aussi l’importance des réserves prouvées (23 milliards de tonnes au moins, dont plus de 11 pour le seul gisement de Ghawar) : plus de 26 % des réserves mondiales se trouveraient détenues par la seule Arabie Saoudite. En 1978, le plus important acheteur de pétrole saoudien est le Japon (plus de 20 % des ventes), suivi des États-Unis (environ 13,5 %) et de la France (10,5 %).

PHOTOS 20 et 21. – Equipements.
Les revenus pétroliers ont permis la mise en place d’équipements extrêmement modernes. Ci-dessus, la nouvelle station de télécommunications par satellite de Riyadh. Ci-dessous, l’université du pétrole à Zahrân, région est d’Arabie Saoudite. (Photos et légende : Paul Bonnenfant).

В) Bahrain

36L’émirat est le plus ancien producteur de la péninsule et, comme on l’a vu, c’est la découverte du champ de ‛Awâlî, à Bahrain, qui préluda à l’exploration généralisée de la rive ouest du Golfe. La Bahrain Petroleum Company, qui reçut une concession en 1928, était une filiale de Texaco (50 %) et de SOCAL (50 %). Bahrain ne signa pas les accords de participation de New York, mais acquit directement 60 % des parts de la BAPCO en 1974 (ajoutant rétroactivement les revenus correspondant à 25 % des parts depuis janvier 1973). La nationalisation totale a été effectuée en 1978, rétroactive au 1erjanvier. La nationalisation ne touche pas la raffinerie de la BAPCO, 2e de la région, qui traite 12 M.T. par an, et surtout du pétrole saoudien.

37La société nationale, BANOCO, n’a été créée qu’en 1976. C’est elle qui prendra en charge, à partir de 1978, la production de l’Emirat.

38Les réserves de Bahrain sont faibles (environ 45 millions de tonnes) et la production a atteint son maximum en 1970 (3,5 millions) pour décliner par la suite d’environ 5 % par an (2,5 M.T. en 1979). Les réserves de gaz, non négligeables, jouent un rôle croissant dans l’économie du pays.

C) Émirats Arabes Unis

39La situation des Émirats est complexe, car fort différente à Abu Dhabi, de loin le plus important producteur, à Dubayy, qui a récemment accru sa production, et dans les autres Émirats qui, à l’exception de Sharja, n’ont pas (encore) trouvé de pétrole en quantité commercialisée.

401) Abu Dhabi. La première concession est accordée par l’Émirat (alors protectorat britannique) en 1939 ; elle couvre la totalité du territoire, îles comprises. Le concessionnaire est une filiale de 1TPC, qui prendra en 1962 le nom de « Abu Dhabi Petroleum Company : ADPC ». La répartition du capital est identique à celle de la société mère en Irak : Royal Dutch-Shell, B.P. et C.F.P., 23,75 % chacune ; Esso-Standard (New Jersey) et Mobil, 11,875 % et Partex (Gulbenkian) 5 %. Le premier forage n’est entrepris qu’en 1950, et il faut attendre 1960 pour le premier forage producteur de quantité commerciale.

41En 1971, le gouvernement crée sa compagnie nationale, ADNOC, qui gérera ses participations pétrolières et développera ses activités dans les domaines de liquéfaction du gaz, transport et distribution.

42L’accord de participation de 1972 confère à l’Émirat 25 % du capital de l’ADPC, pourcentage porté à 60 % au 1er janvier 1974.

43Le deuxième concessionnaire important est ADMA (Abu Dhabi Marine Area) qui est constitué par B.P. (2/3) et la C.F.P. (1/З) et a obtenu, en 1954, une grande concession off shore, sur laquelle il découvre, en 1959, du pétrole commercialement exploitable, exporté à partir de 1962. En 1972, l’ADNOC prend pour le compte de l’État 25 % des parts, tandis que les Japonais rachètent 45 % de la part B.P. En septembre 1973, le gouvernement prend 60 % du capital.

44D’autres groupes ont reçu des permis de recherche ou des concessions sur les périmètres abandonnés par ADPC et ADMA, notamment un groupe de sociétés américaines, regroupées dans Amerada Hess Corp. Cette compagnie a commencé à produire en 1979. Le gouvernement a une option sur 51 % du capital. Total est chef de file d’un autre groupe de sociétés (Abu Al Bukosh Oil Company), tandis que Sunningdale (Canada) et un groupe comprenant C.F.P., B.P. et des Japonais, a constitué Al Bunduq Company. Dans tous ces cas, le gouvernement a une option sur la majorité du capital.

45L’essentiel de la production d’Abu Dhabi (plus de 70 M.T. en 1978) est fourni par ADPC (45 M.T.) et ADMA (25 M.T.). De 1962 à 1976, la production a très rapidement augmenté, atteignant 50 M.T./an en 1970 et dépassant 75 M.T. en 1976. Depuis 1974, une politique de limitation de la production et d’amélioration de la gestion des ressources est adoptée par le gouvernement, qui poursuit en même temps les efforts de prospection et de développement des nouveaux gisements. Le plafond actuel, d’environ 70 M.T., est très inférieur à une capacité de production proche de 100 M.T. en 1980 et qui pourrait atteindre 150 M.T. en 1985. A l’évidence, une nouvelle approche de l’ensemble de la politique pétrolière devra être menée à son terme par l’Émirat.

46Près du tiers des ventes est destiné au Japon, les plus gros acheteurs étant ensuite les États-Unis (13,5 %), les Pays-Bas (12,5 %) et la France (12 %).

472) Dubayy cherche au contraire à développer le plus possible une production qui représente aujourd’hui environ le quart de celle d’Abu Dhabi. Une filiale de l’I.P.C. avait reçu, en 1937, une concession, abandonnée en 1961 après un seul forage. En 1954, la Dubay Marine Area (DUMA), qui associe B.P. (2/3) et C.F.P. (l/3), reçut une concession ; en 1963, était créée par Continental Oil la Dubay Petroleum Company (D.P.C.). Après de multiples changements et échanges de participations, les deux sociétés fusionnèrent avec la composition suivante du capital : C.F.P. : 25 % ; Hispanoil : 25 % ; Continental : 30 % ; Texaco : 10 % ; Sun : 5 % et Wintershall : 5 %. Le gouvernement prend la totalité du contrôle en 1975, mais laisse à la DUMA-D.P.C. la totalité des opérations d’exploration – production – distribution. Il n’existe donc pas de compagnie nationale, au sens habituel du terme. Deux grandes compagnies américaines ont, par ailleurs, signé des accords d’exploration. Les réserves actuellement prouvées sont inférieures à 200 millions de tonnes.

48La production a commencé en septembre 1969, a dépassé 15 millions de tonnes en 1975 et atteint 18 M.T. en 1978 et 1979. Si de nouvelles découvertes ne sont pas effectuées, il s’agit là d’un plafond, la production devant décliner au cours des prochaines années.

493) Sharja est le seul autre Émirat actuellement producteur. Quatre groupes de compagnies américaines ont des permis d’exploration et, depuis 1974, Crescent Petroleum Company produit un peu plus d’un million de tonnes par an, mais les réserves actuellement connues sont très faibles.

50Des recherches sont activement poursuivies dans les autres Émirats, et Ra’s al-Khayma et Umm al-Qaywayn ont des espoirs de production pétrolière pour le premier, gazière pour le second.

D) Kuwait

51L’histoire pétrolière de Kuwait est la plus ancienne de la péninsule après celle de Bahrain. Anglo-Iranian (devenu ensuite B.P.) et Gulf constituent la Kuwait Oil Company (K.O.C.) et obtiennent en décembre 1934 une concession pour 75 ans portant sur 15 540 km2. Le gigantesque gisement de Burgân sera découvert en 1938. L’exploitation du brut, retardée par la guerre, commence en 1946.

52On sait que, le parlement kuwaitien ayant refusé d’entériner l’accord de New York sur la participation de 25 %, on passa directement à une participation de 60 % en janvier 1974 et de 100 % en 1975. La K.O.C. assure 88 % de la production du Kuwait. Le prix de revient de ce pétrole est estimé le plus bas du monde.

53Deux compagnies opéraient en zone neutre ; American Independant Oil Company (Aminoil) exploite avec Getty Oil (pour les 50 % saoudiens) un gisement en zone neutre (4 % environ de la production du pays) ; elle a été totalement nationalisée en 1977. L’Arabian Oil Company (intérêts japonais) exploite deux gisements en off shore de la zone neutre. La production est d’environ 10 M.T. Le gouvernement a pris une participation de 60 % dans le capital en 1974.

54La compagnie nationale kuwaitienne, Kuwait National Petroleum Company, K.N.P.C., a été fondée en 1960. Elle a mené, un certain temps, des opérations conjointes de recherche avec Hispanoil, abandonnées faute de résultats.

55Les réserves de Kuwait sont très importantes (10 % environ des réserves mondiales, les deuxièmes du monde après celles de l’Arabie Saoudite), mais la production est volontairement stabilisée autour de 100 M.T./an, après avoir dépassé 160 M.T. en 1971 (un plafond de 2 millions de barils/jour est imposé par le gouvernement). Aussi Kuwait, qui assurait, en 1965, 8 % de la production mondiale, n’en couvre qu’environ 4 % en 1978-1979. La capacité actuelle est d’environ 180 millions de tonnes. Le plus gros acheteur de brut kuwaitien est le Japon (environ 30 %), suivi par le Royaume-Uni, l’Italie et les Pays-Bas. L’ancienne zone neutre a été partagée entre Arabie Saoudite et Kuwait.

E) Qatar

56La première concession accordée, en 1935, à l’Anglo-Iranian (future B.P.) fut transférée en 1936 au groupe I.P.C., qui créa ce qui devient en 1953 Qatar Petroleum Company, avec la même répartition du capital que dans l’I.P.C. : Shell, B.P., C.F.P. et l’association Mobil-Exxon, 23,75 % chacun, et Partex (Gulbenkian) 5 %. Un gisement est découvert en 1939, mais l’exportation commence en 1949. De 1973 à 1976, la participation de l’État passe à 25 %, 60 %, puis 100 % (septembre 1976). Les anciennes sociétés propriétaires continueront à assurer la production contre rémunération forfaitaire.

57La Shell Company of Qatar produisit, à partir de 1965, du pétrole en off shore ; elle a été nationalisée à 100 % en 1977.

58La Qatar General Petroleum Company gère les intérêts pétroliers de l’État et développe rapidement ses interventions dans tous les domaines de l’industrie pétrolière. De très importantes réserves de gaz auraient été découvertes. Depuis 1971, la production annuelle oscille entre 20 et 25 millions de tonnes. Les réserves seraient de l’ordre de 700 millions de tonnes.

F) Oman

59Les premières explorations datent de 1924-1925, par des Britanniques, puis par des compagnies américaines. Mais ce n’est qu’en 1962 que P.D.O. (Petroleum Development Oman), formée par Shell (82,6 %) et Partex (17,4 %), découvrait du pétrole commercialisable. En 1967, la première production est exportée, et le gouvernement prend 25 %, puis 60 % des parts de P.D.O. (alors que la C.F.P. y a acquis des intérêts). P.D.O. est aujourd’hui la seule compagnie productrice. Plusieurs autres groupes de compagnies poursuivent l’exploration : Elf-Erap, Elf-Sumitomo, Wintershall-Partex, Shell-D.S.T. (allemands), et un groupe anglo-américain. Entre 1969 et 1978, la production oscille autour de 15 millions de tonnes par an. Les réserves, dont le niveau est objet de contestation (entre 400 et 800 millions de tonnes), seraient, en tout état de cause, relativement faibles. Un important projet de production de gaz naturel est en voie de réalisation.

Bibliographie

INDICATIONS BIBLIOGRAPHIQUES

Toutes les études sur les États de la péninsule évoquent les problèmes pétroliers. Les ouvrages spécifiquement consacrés au pétrole et à son histoire sont extrêmement nombreux. Dans la liste suivante, on a retenu seulement un petit nombre de références particulièrement importantes, utiles ou accessibles au lecteur français.

1 – Adelman (M. A.), World Petroleum Market, John Hopkins, 1972.

2 – Angelier (J. P.), La rente pétrolière, Paris, éditions du CNRS, 1976.

3 – Bauchard (D.), Le jeu mondial des pétroliers, Paris, Seuil, 1970.

4 – Chevalier (J. M.), Le nouvel enjeu pétrolier, Paris, Calmann-Lévy, 1973.

5 – Frankel, L’économie pétrolière, structure d’une industrie, Paris, Médicis, 1948.

6 – Hartshorn, Oil companies and governments, London, Faber and Faber, 1969.

7 – Longrigg, Oil in the Middle East, Oxford, Univ. Press, 1968.

8 – Masseron, L’économie des hydrocarbures, Technip, 1969.

9 – Mikdashi (Z.), A financial analysis of Middle East oil concessions, Baeyer, 1966.

10 – Penrose (E.), The large international firm in developing countries, the international petroleum industry, London, Allen and Unwin, 1968.

11 – Rifai (T.), Le prix du pétrole, Technip, 1974.

12 – Sampson (A.), Les sept sœurs.

13 – Sarkis (N.), Le pétrole et les économies arabes, L.G.D.J., 1963.

14 – Sid Ahmed, LOPEP : passé, présent et avenir, Economica, 1980.

15 – Tanzer (M.), The political economy of international oil and the underdeveloped countries, Boston, 1969.

16 – Tugendaht, Oil, the biggest business, Londres, 1968.

Annuaires et périodiques

Pétrole et Gaz Arabes, et son annuaire : « Arab oil and gas directory ».

Petroleum Economist.

Bulletin analytique pétrolier.

Revue de l’énergie.

Petroleum Intelligence Weekly.

Oil and Gas Journal.

World Gas report.

Middle East Economic Survey.

Fiches du Monde Arabe, série « Pétrole ».

Table des illustrations

Légende CARTE N° 3 – La production pétrolière dans le Golfe
URL http://books.openedition.org/iremam/docannexe/image/2521/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 715k
Légende PHOTOS 20 et 21. – Equipements.Les revenus pétroliers ont permis la mise en place d’équipements extrêmement modernes. Ci-dessus, la nouvelle station de télécommunications par satellite de Riyadh. Ci-dessous, l’université du pétrole à Zahrân, région est d’Arabie Saoudite. (Photos et légende : Paul Bonnenfant).
URL http://books.openedition.org/iremam/docannexe/image/2521/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 1,5M
URL http://books.openedition.org/iremam/docannexe/image/2521/img-3.jpg
Fichier image/jpeg, 1,7M

© Institut de recherches et d'études sur le monde arabe et musulman, 1982

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540