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Où va l’Algérie ?

 | 
Ahmed Mahiou
, 
Jean-Robert Henry

Deuxième partie. Nouvelles perspectives économiques

10. La réforme du secteur des hydrocarbures en Algérie, ajustement libéral ou changement de logique économique ?1

Amor Khelif

Texte intégral

  • 1 Ce texte reprend quelques passages de l’article publié par l’auteur dans la revue Naqd, n° 12, Alge (...)

1L’industrie algérienne des hydrocarbures est en pleine mutation. Dans un contexte national marqué par une profonde récession économique, le développement du secteur pétrolier et gazier connaît, depuis une décennie, des progrès réguliers et spectaculaires. Pour attirer les investissements des compagnies, les pouvoirs publics ont impulsé dans ce secteur, bien avant le mouvement de libéralisation de ces dernières années lié à l’application du programme d’ajustement structurel, de vastes réformes. Dix ans après, les effets positifs de ces réformes en termes d’accroissement des investissements, d’accroissement des réserves, d’augmentation des productions et des exportations sont remarquables. Ce faisant, ces réformes ont permis à certains acteurs de l’industrie pétrolière internationale de remettre en question une situation figée et de récupérer à leur profit une partie de la rente qui leur échappait, pendant que la dépendance du pays s’est trouvée accrue vis-à-vis de recettes pétrolières et gazières très coûteuses et très volatiles et que sa souveraineté sur de nombreux gisements développés en association est désormais partagée.

2Dans l’article qui suit, nous commencerons d’abord par rappeler les principales dispositions de la loi sur les hydrocarbures, nous passerons ensuite à l’examen des performances économiques de ce secteur en soulignant les principales restructurations qui l’ont affecté et en interprétant la pertinence globale de cette stratégie de valorisation intensive des hydrocarbures sur le marché international. Nous conclurons en posant la question de savoir si ces changements sont des ajustements « à la pièce » ou des signes annonciateurs d’une nouvelle logique économique qui tend à rompre la spécialisation internationale de l’économie algérienne et sa lourde dépendance envers le pétrole et les recettes pétrolières.

La réforme de la législation sur les investissements pétroliers et gaziers

  • 2 Journal officiel du 7 décembre 1991.

3Sous le double effet de l’effondrement des prix pétroliers en 1986 et de la pression internationale, et bien avant le processus d’ajustement structurel qui devait affecter plus tard le reste de l’économie, la législation sur les investissements dans le secteur des hydrocarbures a connu de profondes mutations, à travers notamment la promulgation de la loi sur les hydrocarbures du 19 août 1986 et plus particulièrement les amendements du 4 décembre 19912. Les dispositions principales de la nouvelle législation (les amendements de 1991) sont au nombre de cinq et ont porté sur :

  • L’encouragement de l’exploration. Pour encourager l’exploration des hydrocarbures, notamment dans les zones difficiles, la nouvelle législation prévoit l’octroi aux compagnies étrangères de réductions importantes du taux de l’impôt sur le revenu et de la redevance. Le taux de la redevance peut être réduit, dans certains cas, jusqu’à 10 % et celui de l’impôt jusqu’à 42 %.

  • L’alignement des conditions d’exploitation du gaz naturel sur celles du pétrole brut. La nouvelle législation étend au gaz naturel les mêmes conditions appliquées au pétrole brut, en supprimant les mentions « liquides » que la loi de 1986 adjoignait à « hydrocarbures ».

  • L’extension du champ d’intervention de l’investissement étranger. La nouvelle législation étend aussi à tout « gisement commercialement exploitable » la possibilité d’octroi de permis d’exploitation, alors que l’ancienne loi la limitait aux seuls « gisements découverts » par la compagnie étrangère, en association avec la Sonatrach « à l’intérieur d’un périmètre délimité par un permis de recherche ».

  • 3 Les nouveaux statuts de la Sonatrach, adoptés le 23 janvier 1998, ont confirmé son autonomie vis-à- (...)

4Ainsi, la mise en production des découvertes devrait être accélérée puisque la Sonatrach3 pourrait proposer dorénavant à ses partenaires des contrats de « partage de production » pour toutes les zones ouvertes, qu’il s’agisse de gisements existants susceptibles d’être développés ou de gisements à découvrir.

  • L’assouplissement de l’application de la formule « partage de production ». Une disposition importante de la nouvelle législation concerne le plafonnement à 49 % imposé à la part de la production revenant à la compagnie étrangère. La nouvelle loi précise qu’il s’agit de la « part de la production revenant (au partenaire étranger) après paiement de l’impôt sur la rémunération ». Elle introduit une souplesse substantielle en précisant que cette part « ne saurait dépasser 49 % de la production globale du gisement », elle serait donc calculée sur toute la production du gisement et pourrait donner lieu à des dépassements provisoires, au cours d’une ou plusieurs années données, sous réserve d’un ajustement ultérieur ramenant la part du partenaire étranger à 49 % au maximum.

    • 4 En concédant cette prérogative à la Sonatrach (société commerciale), l’Etat s’est soustrait à ses o (...)

    L’assouplissement de la procédure contractuelle. La procédure contractuelle est aussi simplifiée par la nouvelle législation qui supprime le « protocole » que la compagnie étrangère devait signer avec l’État, selon les termes de l’ancienne loi de 1986. Dorénavant, le contrat signé avec la société nationale Sonatrach suffit4. Ainsi, les objectifs de la nouvelle législation sur les hydrocarbures sont multiples, et son caractère libéral évident. Outre le fait d’autoriser désormais la compagnie nationale Sonatrach à négocier directement l’entrée des sociétés étrangères dans l’exploration pétrolière et gazière, dans l’exploitation de gisements en production ou découverts mais non encore développés et dans la récupération assistée, elle reconnaît également l’arbitrage international en cas de litige et introduit un allégement substantiel de la fiscalité pétrolière sur certaines zones.

5En fait, les amendements de 1991 visent plus particulièrement à :

  • Augmenter la taille des ressources. On estime en effet qu’il faudrait forer 100 puits par an en Algérie pour découvrir autant de pétrole brut qu’on en produit et maintenir le niveau des réserves, alors que, faute de moyens et surtout faute de politique claire pour reconstituer les réserves, le nombre de forages atteignait 20 puits en moyenne par an seulement depuis environ deux décennies. Si le nombre de forages a sensiblement augmenté maintenant, grâce notamment à l’intensification des activités des compagnies étrangères, il faut signaler qu’à quelques exceptions près, ces compagnies ont pris très peu de risques et sont restées très prudentes dans leur choix de permis. Elles ne se sont pas éloignées des accumulations de pétrole et de gaz avérées situées au sud-est du pays (bassin de Berkine, anciennement Ghadamès, Oued Mya et Ilizi). Ceci est dû au fait aussi qu’elles avaient à leur disposition, beaucoup plus qu’ailleurs, des données géologiques et sismiques, et toutes les études exploratoires montraient que d’énormes potentiels restent encore à découvrir dans cette région, bien desservie par ailleurs par un réseau dense de canalisations d’évacuation vers le Nord du pays. Les premières découvertes par Agip, BHB et Anadarko (1994), Cepsa et Repsol (1995) ont confirmé davantage l’intérêt des compagnies pour cette région.

  • Améliorer le taux espéré des réserves en place de pétrole qui demeure faible, de l’ordre de 23 % en moyenne, contre 30 à 35 % pour la moyenne mondiale. Les gisements de pétrole algériens sont ce qu’on appelle des gisements « matures ». Ils ont pour la plupart plus de trente ans d’âge (Hassi Messaoud et Hassi R’Mel ont plus de quarante ans !). Certains se comportent très bien et leur taux de récupération (volume soutiré sur volume en place) atteint ou approche 50 %, comme Guellala, et dépasse 40 %, comme Zarzaîtine. D’autres sont plus difficiles à exploiter ou sont franchement en déclin.

6Mais, pour plusieurs d’entre ces gisements, il est estimé que davantage pourrait être tiré de leurs réserves en place. D’une manière générale, on considère que, sur les 7,9 milliards de tonnes de pétrole en place à l’origine en Algérie, 1,8 milliard sont récupérables avec les moyens et les techniques conventionnelles mises en œuvre actuellement (1,1 milliard de tonnes ont été produits au cours des 30 dernières années, 700 millions de tonnes restant à produire). Ceci représente un taux de récupération de 23 %. L’introduction de technologies plus performantes pourraient porter les réserves additionnelles récupérables à 700 millions de tonnes, soit un doublement en perspective du potentiel productible restant, le taux de récupération ultime passant de 23 % à 32 % environ.

7Dès l’adoption de la nouvelle législation en 1991, la Sonatrach a lancé en direction d’une vingtaine de compagnies internationales une invitation à consulter les données pour une dizaine de gisements (dont Hassi Messaoud, Rhourde El Baguel, Rhourde Nouss...) et à indiquer leur intérêt à s’associer avec la Sonatrach pour l’amélioration de la récupération ultime des réserves en place. Selon la législation en vigueur, cette association devrait se réaliser dans le cadre d’un partage de la production additionnelle, moyennant le paiement d’un droit d’entrée (« cash bonus ») et le financement des investissements relatifs aux techniques de récupération assistée.

  • 5 Largement médiatisé, cet aspect de la réforme du secteur des hydrocarbures a suscité à l’époque une (...)

8– Vendre par anticipation des droits de production moyennant le paiement de droit d’entrée5. Ce mode d’association envisagée pour les gisements en production, issus des investissements effectués par la Sonatrach, où tant les investissements en jeu que les quantités extraites sont importantes, s’est avéré très laborieux à mettre sur pied. Pendant longtemps, la compagnie américaine Arco (associée depuis peu avec la compagnie Elf) est restée la seule société étrangère à avoir conclu avec la Sonatrach un accord d’association sur un gisement pétrolier en production, Rhourde El Baguel en l’occurrence, accord aux termes duquel (voir plus loin) la compagnie a acquis des droits sur une part de la production en échange de son apport financier et technique.

9Mais cette formule contractuelle, qui consiste à associer des partenaires étrangers à la mise en valeur et à l’exploitation des champs découverts par la Sonatrach, semble connaître, ces dernières années, un début de succès. Outre Rhourde El Baguel, c’est aussi le cas désormais du champ du gaz humide de Tin Fouyé Tabankort (TFT) dont le contrat de mise en valeur a été signé le 28 janvier 1996 entre la Sonatrach (35 %) Total (35 %) et Repsol (30 %) et validé pour une période de vingt ans, à compter du démarrage de la production, soit jusqu’en 2019 et du champ de gaz humide de Hamra (Total-Sonatrach). Par ailleurs BP-Amoco est associé à la Sonatrach pour le développement des champs de gaz sec dans la région d’In Salah et les champs de gaz humide dans celle d’In-Aménas.

10L’accord de partage de production de TFT contient quelques dispositions originales. Ainsi les trois partenaires (Sonatrach, Total et Repsol) reçoivent chacun une part de la production de gaz et de liquides au titre du remboursement de leurs dépenses et de la rémunération de leurs investissements. Total et Repsol mettent à la disposition de la compagnie nationale leur part de gaz naturel et reçoivent en contrepartie des GPL et condensats additionnels.

  • 6 Contrats de « partage de production » et contrats de « services » peuvent cohabiter également avec (...)

11Pour résumer ce premier point, on peut dire que l’attractivité principale de la nouvelle législation sur les hydrocarbures consiste dans la généralisation de la formule contractuelle dite « partage de production » qui prend progressivement le relais des contrats traditionnels de services (différentes variantes) dont l’usage s’est accru dans les années 70 avec la nationalisation des hydrocarbures6.

  • 7 Ce plafond peut être annuel ou global (portant sur la production globale du gisement). Sa définitio (...)

12Pour comprendre les mécanismes du contrat « partage de production », quelques rappels s’imposent. Dans ce type de contrat, la compagnie étrangère n’est pas directement titulaire des titres miniers d’hydrocarbures relatifs à la zone d’activités, elle y intervient en tant que contractante à titre exclusif dans la conduite des opérations, elle est chargée par l’État (ou par la société publique nationale) d’entreprendre et de financer tous les travaux de mise en valeur des hydrocarbures de la zone. En contrepartie de ses activités et en cas de production uniquement, la compagnie étrangère est remboursée en nature des dépenses qu’elle a engagées en exploration, développement et exploitation, en étant autorisée à commercialiser une partie de la production (cost oil) dans la limite d’un plafond maximum défini par le contrat7. Elle reçoit également, à titre de rémunération et pour l’engager à investir, une part du solde annuel de la production (profit oil) selon les modalités fixées au moment de la signature du contrat avant de commencer les travaux d’exploration ; l’autre partie de ce solde de la production reste la propriété du pays d’accueil (ou de sa société publique) et peut être directement commercialisée par lui. La compagnie contractante est également soumise à certaines obligations fiscales définies dans la législation et le contrat, notamment le paiement de l’impôt sur les bénéfices des sociétés.

13Ainsi, contrairement aux contrats de services (où les compagnies contractantes reçoivent une rémunération financière contre la fourniture de certains services pétroliers), la caractéristique principale du contrat « partage de production » est de permettre aux compagnies pétrolières un accès direct aux gisements et à la production. Cet avantage explique le succès de cette formule contractuelle auprès des compagnies ; il a également des conséquences importantes sur le partage de la rente pétrolière. Si, en effet, les taux de partage de la rente entre l’Algérie et les compagnies demeurent, à l’image des différents régimes contractuels et fiscaux qui y sont pratiqués, donc très variables, leur tendance générale est de plus en plus favorable aux compagnies.

14Une première explication à cette évolution est à rechercher dans le contexte international de l’industrie pétrolière et gazière qui se caractérise de plus en plus par une concurrence très vive entre les pays d’accueil, le nombre de blocs d’exploration offerts ayant considérablement augmenté ces dernières années puisqu’un grand nombre de pays, auparavant fermés aux compagnies internationales, se sont ouverts aux investissements étrangers. Ces pays incluent la majorité des pays membres de l’OPEP, les pays de l’ex-URSS, certains pays d’Amérique latine...

15Une autre explication pourrait être recherchée dans la flexibilité, de plus en plus grande, des régimes contractuels et fiscaux qui ont conduit tous les pays d’accueil à assumer le risque de prix bas, voire très bas, comme cela a été le cas sur une grande partie de l’année 1998.

16Les compagnies se trouvent ainsi dans des situations très confortables pour négocier leur coopération, et souvent leur retour, dans des pays d’où elles ont été exclues dans les années 70 ou pour aller explorer et développer d’autres zones dans d’autres régions du monde.

Une expansion appréciable

  • 8 Sonatrach, communication au colloque de l’Institut français du pétrole, Panorama, 1998.

17Malgré les réserves suscitées par ces réformes, les résultats en termes de croissance du domaine exploré, de découvertes, d’augmentation des productions et des exportations... ont été très positifs. Depuis 1991 jusqu’au début 19988, 32 contrats de recherche et 6 contrats de prospection, couvrant une superficie totale de 299 174 km2 ont été signés avec 22 compagnies, 57 000 km de sismique 2-D et plus de 670 km 3-D ont été acquis et 103 forages réalisés (61 d’exploration, 25 d’extension et 17 de développement) ; 21 contrats d’exploration sont en cours de validité sur 28 blocs, et 18 sociétés sont opérateurs en Algérie ; 43 découvertes ont été réalisées depuis 1994 dont 15 en 1994-1995, 10 en 1996 et 10 autres en 1997.

18Les années 1996, 1997 et 1998, pour lesquelles des bilans détaillés existent, ont été particulièrement fructueuses en ce qui concerne les découvertes. En 1996, la Sonatrach a fait état de 10 découvertes, dont 8 en association avec des compagnies étrangères et 2 réalisées par elle seule. Le taux de succès de l’exploration (forages productifs sur forages stériles) avait été de 50 % au cours de cette année et le potentiel de réserves prouvées et probables mises en évidence grâce à ces 10 découvertes était estimé par la société nationale à 179 millions de tonnes équivalent pétrole (tep). L’année 1997 a été aussi une excellente année avec 10 découvertes enregistrées. Ces découvertes ont été le fait de 5 compagnies internationales, la Sonatrach n’a pas annoncé de découvertes pour cette année-là.

19Bien que certains opérateurs, notamment ceux qui ont obtenu le plus de succès au cours des dernières années, aient davantage mis l’accent sur le développement de leurs découvertes et baissé d’autant la fréquence de leurs forages d’exploration, l’année 1998 a été également une excellente année pour l’exploration (la Sonatrach a annoncé un nombre record de 14 découvertes). Par contre, et comme on s’y attendait, l’année 1999 a connu une nette baisse de découvertes, baisse liée à l’effondrement des prix pétroliers en 1998 qui a conduit les compagnies à réviser à la baisse leurs budgets d’exploration : 4 découvertes seulement ont été enregistrées cette année-là, 1 par la Sonatrach seule et 3 en association.

20L’étude de ces découvertes permet de mettre l’accent sur deux caractéristiques principales :

    • 9 Voir travaux de la conférence sur l’exploration du bassin de Berkine (ex-Ghadamès) Alger, décembre (...)

    leur extrême concentration géographique : 9 découvertes sur 10 ont en effet été réalisées dans le bassin de Berkine. Ce bassin, dans lequel plus de 4 milliards de barils ont été déjà mis en évidence, devrait demeurer, comme il a été souligné auparavant, la zone de prédilection pour l’exploration en Algérie, en raison de la bonne connaissance de ses données géologiques et géophysiques9 ;

  • la montée en puissance des compagnies anglo-saxonnes et spécialement américaines : les cinq compagnies ayant annoncé des découvertes en 1997 par exemple sont toutes anglo-saxonnes : Anadarko (4 découvertes), Louisiana Land & Exploration (LL&E) (2), BHP (2), Arco (1) et Petro-Canada (1). Trois d’entre elles (Anadarko, Arco et LL&E) sont américaines et totalisent 7 des 10 découvertes en 1997.

21Ce constat, sur lequel nous reviendrons plus loin, met bien en valeur le dynamisme du capital pétrolier américain dans l’exploration d’hydrocarbures en Algérie depuis le début des années 90. Il confirme en particulier le rôle majeur de la compagnie Anadarko, le cumul des découvertes réalisées au cours des années 1995, 1996 et 1997 place en effet Anadarko dans la position de leader incontesté avec 7 découvertes suivies par LL&E (5 découvertes), Agip et Sonatrach (3 découvertes chacune), Arco et BHP (2 découvertes chacune), Cepsa, Mobil et Petro-Canada (1 découverte chacune). Ces succès dans l’exploration du territoire algérien ont sensiblement amélioré l’image de l’Algérie.

  • 10 Citée d’après Pétrole et gaz arabes, n° 697 du 1er avril 1998. Cette enquête a été effectuée auprès (...)

22Selon une enquête10 réalisée en 1998 par la société britannique de conseil Robertson, l’Algérie est devenue l’un des pays les plus appréciés par les compagnies pétrolières internationales pour de nouveaux projets d’exploration/production. Selon le classement établi par cette enquête, le Royaume-Uni vient en tête ; il devance l’Australie qui est suivie de huit pays en développement, l’Algérie occupe la sixième place et le premier rang parmi les pays arabes. Parmi les pays de l’OPEP, elle n’est précédée que par l’Indonésie (5e). Deux pays arabes seulement se classent parmi les dix premiers, l’Algérie et l’Égypte (9e).

23Cette poussée des découvertes s’est traduite très rapidement par l’augmentation des capacités de production de pétrole et de gaz et l’essor des exportations. Ainsi, dès 1997, les exportations d’hydrocarbures ont dépassé la barre symbolique de 100 Mtep pour atteindre 104 Mtep (soit une augmentation de près de 10 % par rapport à 1996), elles devaient atteindre 108 Mtep en 1998 et 115 en 1999 (soit l’objectif fixé initialement pour 2000). En 2000, les exportations devraient atteindre 120 Mtep, ce qui, combiné à la hausse des prix devrait engendrer un niveau exceptionnel de recettes (de 20 à 21 milliards de dollars contre 12,1 en 1999 et 10 en 1998).

  • 11 Ce programme d’investissement est aujourd’hui sensiblement revu à la hausse puisque la Sonatrach pr (...)

24Si les exportations sont appelées à augmenter davantage à l’avenir, le gaz naturel devrait en constituer, en toute logique, le poste principal. Selon le plan de développement (1990-2000) de l’ensemble du secteur des hydrocarbures initié au début 1990, la Sonatrach prévoit notamment une augmentation d’environ 50 % des exportations et le doublement des investissements au cours de la décennie. En termes physiques, le plan de développement prévoit la production de 1400 Mtep d’hydrocarbures entre 1990 et 2000 dont 740 Mtep de gaz naturel (soit environ 53 % de la production totale, hors condensat et hors GPL), 380 Mtep de pétrole brut, 210 Mtep de condensat et 70 Mtep de GPL. Selon les termes de ce plan, la Sonatrach espère exporter, entre 1990 et 2000, l’équivalent de 1100 Mtep d’hydrocarbures réparties comme suit : 510 Mtep de gaz naturel, 290 Mtep de pétrole brut et de produits raffinés, 202 Mtep de condensats et 64 Mtep de GPL et investir 155 milliards de dinars algériens (de 1989) à l’horizon 2000, soit environ 20 milliards de dollars, dont plus de la moitié sera consacrée au financement des infrastructures de gaz11.

  • 12 1 tonne équivalent pétrole = 7 barils environ, 1 baril = 5,7 MMBTU environ.

25Le programme spécifique de valorisation du gaz naturel comporte, entre autres, un vaste projet portant sur le développement, en association avec les compagnies étrangères, de 11 gisements de gaz humide, situé au sud-est de Hassi R’Mel. L’objectif de ce projet est de récupérer le maximum de condensat et de GPL et d’augmenter les exportations de gaz. Ces gisements contiennent des réserves d’environ 95 millions de tonnes de condensat et 160 millions de tonnes de GPL. D’un coût estimé en 1990 à 6 milliards de dollars, le projet vise la production de 170 000 b/j12 de GPL et 100 000 b/j de condensat à partir de 1995.

26Pour le programme d’exportation de gaz, l’objectif de commercialiser sur le marché international 60 milliards de m3/an, fixé au début des années 90, est aujourd’hui atteint (60,3 milliards de m3 de gaz ont été exportés en 1999). La commercialisation de ce volume de gaz a été assurée pour moitié sous forme de GNL, la capacité opérationnelle des unités de liquéfaction a été portée, après l’achèvement du programme de revamping en 1997, à environ 32 milliards de m3/an, dans une phase ultérieure, un accroissement de cette capacité de 10 à 15 % est prévu, ce qui porterait la capacité GNL à 35/37 milliards de m3/an. Le reste des volumes contractés à l’exportation a été acheminé pour près de 80 % par le gazoduc Trans-Med (Algérie-Italie) dont la capacité a été doublée en 1995 (portée à 26 milliards de m3/an) et pour 20 % par le gazoduc Maghreb-Europe (Algérie-Espagne).

27Longtemps prudente, la politique de gaz semble connaître aujourd’hui un virage, les signes d’une nouvelle politique plus ambitieuse d’exportation commencent à paraître : la Sonatrach envisage maintenant des plafonds plus élevés : 75 Gm3/an, 90 Gm3/an, voire 100 Gm3/an. Cette volonté de reconquête de nouveaux marchés gaziers, la Sonatrach entend désormais la mener conjointement avec des partenaires étrangers, sur le modèle d’association avec la compagnie BP (voir plus loin) et s’appuierait, sur le plan logistique, sur le doublement du gazoduc Maghreb-Europe et la construction d’une canalisation directe Algérie-Espagne. Pour faciliter cet objectif, la compagnie algérienne entend également entrer dans certains projets gaziers, en Europe notamment.

28La réflexion est également avancée en vue d’exporter de l’électricité produite en Algérie à partir du gaz (une société commune regroupant la Sonatrach et la compagnie nationale de production d’électricité, la Sonelgaz, vient d’être constituée à cet effet) et de transformer le gaz afin de l’exporter sous forme de produits pétrochimiques et d’engrais.

La redistribution des cartes au sein du secteur

29L’ouverture aux investissements étrangers, qui s’est raffermie avec force au cours de ces dernières années, a engagé le secteur des hydrocarbures dans une double évolution. D’une part, le réajustement des capacités de production respectives de la Sonatrach et de ses associés étrangers en faveur de ces derniers, et, d’autre part, la pénétration en force du capital pétrolier américain.

30Compte tenu de cette évolution, une des grandes questions qui pourrait se poser à l’avenir est de savoir si les prérogatives de l’État dans tout ce qui touchera à l’exploitation optimale des ressources, au rythme de leur mise en valeur, à leur affectation... pourraient être préservées.

Le renforcement du rôle des compagnies étrangères

31En un temps relativement court, le poids des compagnies s’est renforcé sensiblement aux dépens de la Sonatrach. Quelques chiffres pris dans les activités des services pétroliers suffisent à le souligner. Dès 1993, les 18 partenaires étrangers de la Sonatrach l’ont dépassée en termes de mètres forés pour l’exploration et les activités sismiques. De 1992 à 1993, la Sonatrach a vu ses activités reculer (32 839 mètres forés contre 34 347 mètres), alors que les compagnies étrangères ont foré 35 369 mètres contre 17 072 mètres en 1992, soit un doublement en une seule année. De même pour les activités sismiques, les compagnies étrangères ont réalisé 11 771 km de profils sismiques en 1993 contre 4 023 km par la Sonatrach.

32Mais c’est au niveau du contrôle des capacités de production que le basculement risque d’être le plus sensible. Alors qu’en 1998, la capacité de production des champs opérés par la Sonatrach était de 690 000 b/j et celle de ses associés étrangers totalisait 240 000 b/j, la société nationale pourrait voir sa capacité diminuer régulièrement au cours des prochaines années face à la croissance des parts des partenaires étrangers. Selon une étude récente, la capacité des compagnies étrangères dépasserait celle de la Sonatrach dès l’an 2000 (725 000 b/j contre 663 000 b/j ; elle chuterait en dessous du seuil de 600 000 b/j dès l’an 2003, et il faudrait attendre l’an 2005 pour retrouver l’équilibre des capacités respectives Sonatrach/partenaires étrangers.

Évolution potentielle de la capacité de production de l’Algérie (1 000 b/j)

Évolution potentielle de la capacité de production de l’Algérie (1 000 b/j)

Source : Wood MacKenzie, North-Africa report, 1998

La montée en puissance des compagnies américaines

33Si les compagnies étrangères ont pu, en si peu de temps, conquérir une position si solide, c’est notamment grâce au dynamisme des compagnies américaines. Le dynamisme du capital pétrolier américain, dont la présence en Algérie, à l’échelle connue actuellement, est relativement récente, est confirmé d’abord par le volume des investissements engagés.

  • 13 Sonatrach, Conférence mondiale de l’énergie, Houston, États-Unis, sept. 1998.

34En 1998, le cumul des investissements réalisés par les compagnies américaines dans l’exploration en Algérie a déjà atteint 850 millions de dollars, soit la moitié des dépenses totales cumulées dans l’exploration réalisées depuis 1990. Ce volume d’investissements, déjà appréciable, sera très vite dépassé puisque les compagnies américaines prévoient de dépenser l’équivalent de 4 milliards de dollars au cours du quinquennat 1998-200313.

  • 14 BP et Amoco ont d’ailleurs réalisé leur fusion en août 1998 constituant ainsi le troisième groupe p (...)
  • 15 La société Total est le seul groupe pétrolier français présent directement en Algérie. Après la nat (...)

35Trois compagnies symbolisent la puissance du capital pétrolier américain en Algérie : Anadarko dans l’exploration/production, Arco dans la récupération assistée et Amoco dans l’exploitation du gaz naturel. Si on ajoute la British Petroleum (BP)14 (Grande-Bretagne), on peut considérer que les compagnies anglo-saxonnes ont aujourd’hui largement supplanté le capital traditionnel sud-européen, français notamment15.

36– Depuis la signature de son premier contrat « partage de production » en 1989, Anadarko a accumulé de nombreux et importants succès dans l’exploration.

37Entraînée par son succès, son niveau d’activité s’est renforcé particulièrement au cours des deux dernières années. En 1998, elle a été ainsi amenée à forer plus de puits que le total des forages qu’elle a effectués depuis son entrée en Algérie jusqu’à 1997 inclus. De 1993 à 1998, Anadarko a réalisé 12 découvertes. Elle s’est placée régulièrement en tête des compagnies les plus performantes dans les activités exploration/découverte : deux découvertes sur un total de six en 1996 et quatre découvertes sur un total de dix en 1997.

Découvertes d’hydrocarbures – année 1997

Découvertes d’hydrocarbures – année 1997

Source : PGA, 16 janvier 1997 et 1 février 1998

  • 16 Il faut souligner, a contrario, que les succès d’Anadarco ont conduit la Sonatrach à prendre une pa (...)
  • 17 PGA, n° 713 du 1er décembre 1998. Un des problèmes majeurs en perspective est le respect du quota d (...)

38A la fin de 1997, Anadarko avait comptabilisé 184,1 millions de barils de réserves prouvées de pétrole et de condensat sur ses permis d’exploration en Algérie. Cette estimation est tout à fait provisoire et elle a été revue à la hausse au fur et à mesure que les travaux d’appréciation des gisements découverts ont été réalisés et que d’autres champs, non encore comptabilisés, seront pris en compte. Aujourd’hui, les premières estimations globales du potentiel découvert par Anadarko font état de 2 milliards de barils de réserves de brut et de condensat16. Sa production devant passer de 30 000 b/j aujourd’hui à 330 000 b/j en 2002, elle pourrait atteindre, voire dépasser, 500 000 b/j en 200517 (25 Mt par an).

39L’Algérie est ainsi devenue une zone stratégique pour les activités de la société américaine : en 1997, elle a représenté 44 % de ses réserves totales d’hydrocarbures liquides et 26 % de ses réserves prouvées totales (hydrocarbures liquides et gaz naturel), contre 42 % et 21 % en 1996.

40– Un autre exemple du dynamisme des compagnies américaines est illustré par la société Arco. Cette dernière et la Sonatrach ont conclu, en 1996, un accord prévoyant que la compagnie américaine financerait les dépenses d’exploitation du gisement de Rhourde El Baguel et un programme de récupération assistée reposant sur des forages intercalaires et l’injection de gaz miscible, soit une dépense totale estimée à 1,3 milliard de dollars. Ce programme d’investissement n’a cessé, depuis, de monter en puissance. En 1996, Arco a investi l’équivalent de 400 millions de dollars dans le projet de Rhourde El Baguel (dont 225 millions de dollars sous forme de droits d’entrée). En 1997, le volume total de ses dépenses a grimpé à 440 millions de dollars et, en 1998, elles devraient atteindre 335 millions de dollars.

41Comme pour Anadarko, le poids des investissements en Algérie prend de l’importance dans les actifs de la compagnie. Ainsi, on estime que les investissements d’Arco pour Rhourde El Baguel, et pour la seule année 1998, représenteraient 26 % des dépenses d’exploration/production de la compagnie américaine en dehors des États-Unis. En échange de ces investissements et de son apport technique dans le programme de récupération assistée, Arco a accès, depuis le troisième trimestre 1996, à une part de la production de Rhourde El Baguel. En 1997, sa part dans cette production a atteint 17 000 b/j contre 6 300 b/j en 1996. Arco estime que la production de Rhourde El Baguel pourrait atteindre 125 000 b/j au début de la décennie prochaine, ce qui accroît d’autant sa part dans la production. Comme rappelé précédemment, cet accord devait rester longtemps l’unique en matière d’association d’une compagnie étrangère à l’exploitation d’un gisement pétrolier déjà découvert. A la différence des nombreux accords dans le gaz, Rhourde El Baguel était déjà en production lors de la signature du contrat Sonatrach/Arco.

42– Dans l’exploitation du gaz naturel, la compagnie Amoco a acquis un rôle majeur. En 1998, la Sonatrach et Amoco ont conclu un important accord qui prévoit le développement et l’exploitation de quatre champs gaziers dans la région d’In-Amenas, située au centre-est du pays, tout près de la frontière avec la Libye. D’une durée de vingt ans, ce contrat est important pour une série de raisons :

  • le volume des investissements qui seront effectués par Amoco s’élèvera à 900 millions de dollars environ. Ce programme d’investissement comporte le paiement d’un droit d’entrée (30 millions de dollars), le financement du développement des champs (790 millions de dollars) et le remboursement des dépenses d’exploration effectuées antérieurement par la Sonatrach (111 millions de dollars) ;

  • Amoco fait son entrée en Algérie, ce qui accroît l’implication déjà très importante des compagnies pétrolières américaines et permet surtout, au nouveau groupe international, BP/Amoco, de contrôler une position stratégique dans l’amont gazier algérien ;

  • la production d’In-Amenas sera très importante puisque la capacité de l’usine de traitement qu’on envisage de construire sur le site sera de 19,9 millions de m3 de gaz par jour, soit près de 7,3 milliards de m3 par an.

43Les travaux de développement, la situation de l’usine et la pose des canalisations devraient s’étaler sur 3 ans (de 1999 à 2001) et la production débuterait en 2002. Le gaz naturel produit restera la propriété exclusive de la Sonatrach ; Amoco sera rémunéré, au titre de ses dépenses, par l’octroi d’une partie des GPL et des condensats produits. Malgré l’importance de ce contrat, il n’y aura donc pas de commercialisation internationale commune comme pour l’autre méga-projet gazier d’In-Salah conclu en 1995 avec BP et entré en vigueur en 1997. Souvent cité, par la Sonatrach, comme un modèle d’association avec les compagnies internationales, ce contrat prévoit un partenariat sur l’ensemble de la chaîne gazière allant de l’exploration/développement dans la région d’In-Salah jusqu’à la commercialisation internationale du gaz en passant par l’exploitation des champs et le transport.

  • 18 Ce chiffre est susceptible de révision à la baisse (2,8 milliards de dollars selon une récente esti (...)

44La première phase de ce projet, entièrement financée par la compagnie BP, porte sur l’exploration et l’appréciation de l’état des réserves et devait s’achever en 1999. A l’issue de cette période qui sera également consacrée à la recherche de débouchés internationaux pour le gaz (une société commune Sonatrach/BP pour la commercialisation internationale du gaz a été créée), les deux associés devraient disposer de tous les éléments d’appréciation pour prendre une décision sur le démarrage de la phase « développement ». Cette décision a été retardée, elle aurait dû être prise selon le calendrier initial, au plus tard en août 1999. Si la phase « développement » est engagée, les investissements seraient de 3,5 à 4 milliards de dollars18 (Annexes, tableau 5). BP financerait 65 % de ce total et Sonatrach 35 %. La commercialisation du gaz débuterait alors en 2002-2003. In Salah Gas est d’ailleurs à un stade avancé de négociation pour des contrats de vente de gaz portant sur des volumes de 5-7 GmVan. La joint-venture dispose déjà d’un contrat de 4 GmVan avec la compagnie d’électricité Enel (Italie). Ce contrat a été conclu initialement avec la Sonatrach et a été cédé à la joint-venture pour consolider son démarrage.

  • 19 L’absence des majors pétroliers en Algérie (à l’exception de Mobil et BP dans le gaz) s’explique pa (...)

45En conclusion de ce rappel sur l’intervention du capital pétrolier américain, il faut relever le peu d’implication des majors américains en Algérie ; à l’exception du groupe Mobil qui est lié à la Sonatrach par un contrat d’exploration conclu en 1994, dont les résultats se sont révélés très modestes (2 découvertes ont été réalisées mais leur débit n’avait pas dépassé 1 000 à 1 500 b/j) ; Mobil envisage d’ailleurs son retrait prochain d’Algérie. Les compagnies Anadarko, Arco et Amoco appartiennent à la catégorie des opérateurs pétroliers dits indépendants19, dont la capacité de pression et de lobbying sur la politique internationale américaine n’est pas négligeable.

Une stratégie incertaine...

46Les importantes découvertes d’hydrocarbures réalisées au cours des dernières années ont conforté favorablement la position de l’Algérie et amélioré la vision qu’en ont les principaux bailleurs de fonds, que ce soit au niveau du FMI ou de la Banque mondiale, des gouvernements occidentaux ou des compagnies pétrolières internationales. Ces découvertes et l’espérance que cette tendance se poursuivrait ont renforcé également la crédibilité financière du pays, attestée par les éloges réguliers du FMI.

47A y regarder de plus près cependant, ces découvertes risquent de ne pas être d’un concours considérable face au marasme économique du pays et à l’approfondissement de sa dépendance. La tendance structurelle à la baisse des prix pétroliers et gaziers, la perte de contrôle sur une partie croissante de la production et surtout la forte ponction financière imposée au reste de l’économie pour faire face aux besoins d’investissements du secteur des hydrocarbures, suscitent, à juste titre, la crainte que cette politique ne conduise à une nouvelle impasse, maintenant le pays dans une situation de dépendance et de sous-développement extrêmes. Cette crainte est d’autant plus fondée que le déséquilibre est de plus en plus grand entre, d’une part, le secteur utile des hydrocarbures et le reste de l’économie, et, d’autre part, entre les besoins de financements de ce dernier et les revenus très incertains de ses exportations.

La tendance structurelle à la baisse des prix pétroliers

48L’industrie pétrolière internationale fait face depuis une vingtaine d’années à des transformations structurelles fondamentales. Derrière ces transformations, il faut retenir d’abord l’impact considérable des progrès techniques accomplis depuis vingt ans, notamment dans les activités amont : dans le taux de succès des forages d’exploration, dans l’amélioration des taux de récupération des réserves en place et, plus généralement, dans la réduction des coûts. Avec le recours à l’exploration tridimensionnelle et les forages horizontaux notamment, la proportion de forages productifs a pu doubler au cours des vingt dernières années, le volume d’hydrocarbures découverts par mètre foré a presque triplé, tandis que le coût unitaire diminuait de 80 %. Les progrès dans la récupération assistée ont également augmenté la quantité d’hydrocarbures extraite des réservoirs. Ici aussi, les progrès sont considérables. Si, en effet, le taux de récupération ne dépassait pas 15 à 20 %, il y a trente ans, la moyenne mondiale est aujourd’hui située entre 30 et 35 % ; elle pourrait se situer entre 40 et 45 % en 2010. L’amélioration de ce taux a des conséquences immédiates puisque tout point supplémentaire gagné représente une prolongation de 2 à 3 ans de la durée de vie des réserves mondiales.

49Ces progrès techniques ont induit une baisse régulière des coûts depuis le début des années 80, le coût moyen d’exploration/développement par baril est tombé de 15 à 10 dollars. Une telle baisse a été particulièrement sensible dans les zones où les coûts étaient les plus élevés (mer du Nord, Alaska, golfe du Mexique...), réduisant ainsi l’avantage comparatif du pétrole « bon marché » de la zone OPEP. Cette dynamique de baisse des coûts devrait se poursuivre à l’avenir avec le retour des compagnies qui ont été exclues de la production directe dans les années 70 et qui constituent désormais un vecteur puissant pour la diffusion de ces nouvelles techniques dans les pays hors-OPEP et même dans certains pays de l’OPEP. On voit en effet se manifester actuellement une véritable concurrence entre producteurs pour attirer les investissements, les capacités techniques et les parts de marché que peuvent drainer les compagnies.

  • 20 Conférence mondiale de l’énergie, Houston, États-Unis, sept. 1998 et Cedigaz, Rapport annuel, 1998.

50Conséquence de cette évolution technique et économique sur les ressources, les réserves prouvées ont atteint des niveaux confortables20 : 140 milliards de tonnes pour le pétrole et 135 milliards de tep pour le gaz naturel. A ces réserves prouvées, il y a lieu d’ajouter les ressources ultimes restant à découvrir que certains experts estiment entre 350 et 450 milliards de tep pour le pétrole et aussi de 350 à 450 milliards de tep pour le gaz naturel. Comparées aux consommations cumulées à ce jour (environ 100 milliards de tep de pétrole et 35 milliards de tep pour le gaz), on peut mesurer combien on est loin de la fin de pétrole et encore plus loin de celle du gaz. Au rythme des consommations que l’on peut prévoir pour l’avenir, le monde devrait disposer, au minimum, de 100 ans de ressources pour le pétrole et de 150 ans pour le gaz... Cette dynamique de l’accroissement des réserves n’est pas arrivée à son terme et l’industrie semble en mesure de l’accélérer et surtout de maîtriser durablement l’évolution de ses coûts.

51Parallèlement, le poids macro-économique de l’énergie, autrefois relativement important, a fortement baissé : de plus de 7 % en moyenne dans le PIB mondial au début des années 80, à peine 2 % aujourd’hui. Certes, la baisse des prix de l’énergie de ces dernières années a joué un rôle important dans ce déclin, mais aussi les évolutions structurelles, notamment dans les économies industrielles : baisse des intensités énergétiques par unité de richesse produite, rationalisation des consommations, développement des activités de services. Ainsi la facture de l’Union européenne est passée de 6,5 % de son PIB en 1980 à moins de 1,5 % en 1998.

52Autre facteur stratégique, le schéma géopolitique des échanges énergétiques a lui aussi radicalement changé. Le redéploiement géographique des compagnies pétrolières, suite, aux nationalisations des années 70, vers de nouvelles zones de production, a aussi notablement modifié la donne géopolitique des ressources et des productions d’hydrocarbures dans le monde. Le jeu des dépendances traditionnelles s’en est trouvé profondément changé. Ainsi, grâce à la mer du Nord (7 Mb/j), la dépendance de l’Europe occidentale vis-à-vis du pétrole importé est passée de 97 % en 1973 à 55 % en 1997 et pourrait se réduire à près de 50 % en 2000 ; la production des États-Unis connaît également cette tendance à la hausse grâce à l’exploitation de l’offshore profond du golfe du Mexique.

53Pour le gaz naturel, si les progrès, en termes de croissance, des ressources endogènes dans les pays industrialisés ne sont pas comparables au pétrole brut, il faut souligner, toujours dans le cas de l’Europe, le développement intensif des interconnexions sur le continent, des capacités de stockage et surtout la diversification des fournisseurs. Ainsi, grâce à son positionnement géographique, l’Europe a pu, au cours de ces dernières années, plafonner sa dépendance externe (30 % au maximum, par origine d’approvisionnement) et diversifier ses approvisionnements à partir de régions riches et concurrentes (Algérie, mer du Nord, Russie), dans le futur : Moyen-Orient, mer Caspienne, Caraïbes, golfe de Guinée...

  • 21 Tout au moins hors taxes. Un baril de pétrole vendu en 1999 dans les pays de l’Union européenne a g (...)
  • 22 En dollars constants, on peut estimer que les prix actuels du pétrole (panier OPEP, septembre 2000) (...)

54Cette maîtrise progressive des importations extérieures permet de moins en moins de marges de manœuvre pour les pays exportateurs ; elle s’identifie de plus en plus à un retour de l’ère de l’énergie abondante et bon marché21. Dans le même temps, la dépendance des pays exportateurs s’est sensiblement aggravée. A voir la part dans leur PIB des revenus pétroliers et gaziers, 25 à 50 %, les fournisseurs de pétrole et de gaz naturel apparaissent aujourd’hui plus dépendants et plus vulnérables22 vis-à-vis de leurs exportations que les pays consommateurs vis-à-vis de leurs importations. Bien sûr, cette situation d’abondance énergétique n’est jamais complètement à l’abri de retournement comme le montre l’évolution récente de la conjoncture pétrolière internationale. Tout indique cependant que ces fluctuations devraient rester limitées, la stabilité des prix, voire leur baisse en termes réels, est désormais une donnée structurelle du marché.

La faiblesse des prix de valorisation du gaz naturel

55Le gaz naturel occupe, de plus en plus, une part importante dans les exportations algériennes. On ne peut en dire autant des recettes générées par son exportation. Certes, les prévisions énergétiques disponibles s’accordent toutes sur le fait que la demande internationale de gaz naturel continuera à croître à un rythme soutenu dans les années à venir. Ce bel avenir international promis au gaz naturel pourrait, à première vue, donner à penser que l’accroissement de la part du gaz naturel dans les exportations serait une bonne affaire pour l’Algérie. La réalité cependant est loin d’être aussi sûre car les risques sont importants et les profits sont toujours loin d’être garantis, et ce pour deux raisons au moins :

  • la première raison est que, malgré les avantages que le gaz naturel présente, comme source d’énergie propre, comme combustible dans les centrales à cycle combiné ou comme matière première pour la gazochimie, son prix reste et restera probablement longtemps encore inférieur à celui du pétrole, ce qui signifie qu’à volume égal en équivalent pétrole, les revenus issus des exportations de gaz devraient se traduire par un revenu moins élevé. Rappelons qu’en termes de valeur calorifique nette, l’écart des prix entre le pétrole et le gaz est actuellement de l’ordre de 15 % sur le marché européen et de 25 % sur le marché nord-américain ;

    • 23 Cedigaz, « Le gaz naturel dans le Monde », édition 1998.
    • 24 Cette estimation est calculée sur la base du cours du brut moyen de l9$/bbl de 1997.

    la seconde raison, bien plus structurelle, est que le coût technique du gaz livré à la frontière du pays consommateur est beaucoup plus élevé que celui du pétrole (un rapport de coût de 1 à 4), surtout quand il s’agit d’un transport par gazoduc ou par méthanier sur une longue distance. Dans beaucoup de cas, et notamment des nouveaux projets d’exportation, on estime23 que les seuls coûts de transport et de transit sont supérieurs au prix moyen d’importation du gaz en Europe (où le gaz est indexé généralement sur les cours des produits pétroliers lourds : fioul lourd et fioul domestique). Si on ajoute à ces coûts les coûts occasionnés à l’intérieur du pays producteur (production, transport et éventuellement liquéfaction), le résultat est une perte de 1,5 à 3 dollars MMBTU24 pour le pays exportateur. Cette rentabilité largement négative explique pourquoi de nombreux projets d’exportation de gaz ont été abandonnés ces dernières années (comme le projet Eurogaz du Qatar), tandis que d’autres ont été reportés sine die ou font l’objet de négociations qui traînent en longueur.

56Même des projets réputés plus viables, impliquant un transport par gazoduc ou du GNL sur des petites distances et pour certains d’entre eux déjà amortis (comme pour certains projets Algérie-Europe par exemple) ont éprouvé d’énormes difficultés à s’équilibrer dans les conditions de faiblesse des prix pétroliers de ces dernières années. Il en sera ainsi aussi longtemps que les prix du pétrole, et donc du gaz, resteront très bas ; la plupart des experts estiment d’ailleurs que, faute de stabilisation durable des prix du pétrole à un niveau de 18-20 $/bbl et la réduction de l’écart qui sépare, à pouvoir calorifique égal, les prix du pétrole de ceux du gaz, aucun projet important ne devrait voir le jour au cours des prochaines années.

La perte de contrôle sur une partie croissante de la production

57Comme évoqué précédemment, les parts respectives de la Sonatrach, et des associés étrangers dans la production pétrolière sont en cours d’ajustement au bénéfice de ces derniers. La grande question qui se pose à ce propos consiste à savoir quelles sont les limites au-delà desquelles le recul du contrôle de l’opérateur national sur la production risque d’annuler, à terme, tout le bénéfice du partenariat dans ce secteur.

58Dans le secteur des hydrocarbures, comme dans bien d’autres, la nécessité d’associer les investissements étrangers pour mettre fin à des monopoles publics, souvent asphyxiants et inefficaces (on se souvient par exemple de la chute drastique des activités d’exploration au cours des années 70 et 80 en Algérie) est maintenant l’objet d’un consensus très large. Mais si la libéralisation des investissements est considérée comme une nécessité, et si la plupart des pays producteurs rivalisent pour attirer les compagnies et les capitaux étrangers et les associer à leurs projets pétroliers et gaziers, elle ne saurait être érigée en dogme absolu, la libéralisation ne peut avoir de sens, en effet, que si elle tient compte des données et des intérêts spécifiques de chaque pays.

59Pour des raisons liées à son histoire et à sa structure économique, l’extension de la libéralisation au secteur pétrolier et gazier en Algérie devrait tenir compte d’une double réalité :

  • la première réalité est d’ordre politique : le pays a procédé à la nationalisation des activités de ce secteur dans les années 70, il doit éviter tout ce qui ressemblerait à un recul du droit de propriété, même limité, sur les ressources de ce secteur ;

  • la deuxième réalité est d’ordre stratégique : le pétrole et le gaz naturel et les revenus qu’ils génèrent occupent – hélas ! – une place trop importante dans l’équilibre économique et social du pays pour que l’État accepte de se dessaisir d’un levier de commande qu’il a eu tant de mal à conquérir.

  • Il faut aussi compléter ces considérations par une double distinction spécifique au secteur des hydrocarbures :

  • une première distinction doit être faite entre, d’une part, la libéralisation au niveau national où l’État, puissance publique, est en mesure d’exercer ses droits régaliens de contrôle et d’intervention, et, d’autre part, au niveau international où il est relativement désarmé, les accords internationaux, bien qu’indispensables pour fixer des garde-fous, restent souvent insuffisants face aux dérapages éventuels de l’investissement étranger ;

  • une deuxième distinction doit être clairement faite entre la libéralisation des activités amont du secteur pétrolier et gazier et la libéralisation des activités aval (transport, transformation, distribution...). L’histoire de l’industrie pétrolière internationale enseigne en effet que le contrôle de l’amont pétrolier est un facteur stratégique et déterminant de l’équilibre des rapports entre propriétaires des ressources et compagnies pétrolières, dans un contexte international marqué, de surcroît, par un mouvement de concentration sans précédent...

  • 25 Il faut souligner, à la décharge des investisseurs étrangers, que le secteur aval en Algérie s’ouvr (...)

60Ce n’est pas par hasard d’ailleurs si l’intérêt des opérateurs étrangers en Algérie s’est porté exclusivement sur l’amont et que ses participations dans les activités aval sont restées jusqu’ici extrêmement marginales25.

Des prélèvements importants au dépens du reste de l’économie26

  • 26 Ces prélèvements ne sont pas que financiers ; ils consistent aussi à aspirer les meilleurs éléments (...)

61Malgré les incertitudes qui pèsent sur les marchés et les prix et leur caractère éminemment cyclique, les exportations algériennes de pétrole et de gaz devraient s’accélérer pour atteindre moitié plus au cours des cinq prochaines années. Les investissements requis devraient progresser proportionnellement. La Sonatrach prévoit en effet un programme d’investissement sur la période 1997-2001 de 19,1 milliards de dollars (soit l’équivalent du programme d’investissement conçu début 1990 pour toute la décennie 1990-2000). Quasiment deux tiers (62,2 %) de ces investissements seront consacrés au développement de gisements pétroliers et gaziers, les activités d’exploration ne devant absorber que 13,6 % des dépenses prévues, soit moins que le secteur des transports par canalisation dont la part des dépenses devraient dépasser 17 %.

62Dans cette perspective, une double question s’impose : comment financer ces investissements si ce n’est par le recours excessif à l’endettement et/ou aux concessions des ressources en terre... et surtout comment les rentabiliser dans un contexte de faiblesse durable des prix.

63Au-delà, la grande question qui mérite d’être soulignée est celle qui est liée à l’injustice de ce mode d’allocation des ressources qui ne cesse de sacrifier l’agriculture, l’industrie, les activités vivrières... aux objectifs de croissance du secteur rentier.

Conclusion : la consolidation de la spécialisation internationale

64Ce bref exposé a cherché à resituer à leur juste place certains faux débats en cours sur la transformation de l’économie algérienne, à montrer, au contraire, que son fonctionnement relève, aujourd’hui plus qu’hier, d’une logique de spécialisation internationale où le secteur des hydrocarbures continue d’imprimer sa marque et son rythme à toute l’économie.

65Alors que le discours est à la libéralisation et à la diversification des investissements, on ne peut en effet s’empêcher de constater que le secteur des hydrocarbures a renforcé, année après année, sa position, déjà prépondérante, dans l’économie.

66Conséquence de cette dynamique, la part du secteur des hydrocarbures dans le produit intérieur brut (PIB), dans les recettes budgétaires de l’État, dans les investissements, dans les exportations... n’a cessé de progresser au cours des dernières années. En se limitant à la seule période 1993 à 1997 pour laquelle nous disposons de données homogènes et détaillées, on peut relever que l’importance du secteur des hydrocarbures dans le PIB a fortement augmenté, gagnant au total 9,6 points à 30,1 %, soit plus d’une fois et demie la part cumulée du secteur de l’agriculture et de l’industrie qui étaient respectivement de 9,4 % et de 9 %, contre 21,5 % du PIB en 1993.

67Au cours de cette même période, la part des hydrocarbures dans les recettes fiscales du budget de l’État a suivi la même tendance gagnant 6 points à 63,9 % (soit presque les deux tiers des recettes). Cette dépendance croissante des recettes budgétaires vis-à-vis des hydrocarbures dont le volume des productions et des exportations augmentait sensiblement, préparait évidemment très mal le pays à l’effondrement des cours enregistré en 1998. Dans la même période, la part des impôts et taxes hors hydrocarbures dans le total des recettes a baissé de 5,5 points à 33,9 %. Dans le même temps, les exportations d’hydrocarbures ont continué à dominer avec 96 %, ce qui montre la fragilité des équilibres extérieurs du pays (balance commerciale et balance des paiements) et leur extrême dépendance vis-à-vis des prix des hydrocarbures sur le marché international, alors même que les exportations hors hydrocarbures stagnaient autour de 4 %, soit leur niveau inchangé depuis 25 ans !

68Il faut ajouter que l’amélioration de la conjoncture pétrolière au cours de l’année 1999 et surtout 2000 a renforcé très sensiblement cette tendance. Pour des recettes pétrolières estimées à 22 milliards de dollars en 2000, le secteur des hydrocarbures devrait générer 40 % du PIB, 80 % des recettes budgétaires, 99 % des exportations... Ce constat prouve l’échec du projet de diversification de l’économie ; il montre surtout que les réalités industrielles sont restées, trois décennies après (... et 300 milliards de dollars cumulés... investis !) infiniment plus modestes que les « réalisations » industrielles de l’époque euphorique de l’industrialisation à pas de charge.

69Il faut compléter également ce tableau en soulignant que, selon toute vraisemblance, la place du secteur des hydrocarbures devrait se renforcer encore davantage au cours des prochaines années, puisque selon les projections de la Sonatrach, les exportations, en volume, devraient progresser de moitié au minimum au cours des cinq prochaines années... Ces objectifs de croissance requièrent naturellement des investissements considérables et devraient permettre à ce secteur de continuer à capter l’essentiel des ressources. L’évocation de ces chiffres donne l’occasion d’insister, dans cette conclusion, sur deux points importants :

  • le premier point est que cette politique qui favorise outrageusement les hydrocarbures dans l’allocation des ressources s’effectue, en fait, et malgré les apparences (la hausse des prix pétroliers en 2000 reste fondamentalement conjoncturelle), dans un contexte défavorable marqué par la tendance structurelle à la baisse des prix pétroliers et gaziers sur les marchés internationaux, par la reprise progressive du contrôle sur une partie croissante de la production et des exportations par les compagnies étrangères (nonobstant le principe de nationalisation qui est toujours formellement en vigueur) et surtout par le décrochage de pans entiers de l’économie et de la société ;

  • le deuxième point consiste, en somme, à se demander si, depuis trois décennies qu’elle est pratiquée, cette politique qui a toujours poussé à l’approfondissement de la spécialisation du pays dans les exportations d’hydrocarbures a vraiment produit un jour les résultats économiques escomptés.

70Avec le recul, nous disposons aujourd’hui de réponses claires et bien étayées à cette question et il serait fastidieux d’énumérer ici tous les travers économiques et sociaux engendrés par ces choix économiques. Est-il sage alors de continuer à miser autant sur ce secteur ? La perspective de la faiblesse des prix pétroliers, le retour en puissance des compagnies internationales, la montée des difficultés économiques et des tensions sociales... devraient plutôt inciter à rompre rapidement cette incapacité d’évolution et de blocage autour d’une spécialisation internationale en profonde crise. Quelles que soient les marges de manœuvre dont il pourrait disposer temporairement, le pays ne peut plus échapper longtemps au défi que pose cette question.

***

71Au moment où nous achevons la rédaction de cet article (septembre 2000), le ministre algérien de l’Énergie vient d’indiquer qu’un nouveau projet de loi sur les hydrocarbures est en cours d’élaboration par son département ministériel. Ce projet de loi proposerait une libéralisation profonde du fonctionnement du secteur des hydrocarbures en termes de mode de régulation, d’exploration/production, d’infrastructures de transport, de commercialisation et de tarification.

72Un des objectifs de la nouvelle loi serait, entre autres, de séparer désormais, les rôles de l’État en tant que propriétaire du domaine minier (cette mission serait confiée à une nouvelle entité publique distincte de la Sonatrach), de celui de la Sonatrach qui sera transformée en société strictement commerciale soumise aux mêmes règles de concurrence que les compagnies étrangères et, surtout, de faciliter le drainage des investissements étrangers dans le secteur.

73Sous réserve d’analyses plus approfondies, le nouveau projet de loi confirme donc, à travers l’adoption de mécanismes très incitatifs (libéralisation totale de l’investissement dans toute la filière amont et aval de l’industrie du pétrole et du gaz) le choix d’intensifier les exportations. Ce choix conforte nos conclusions : il risque d’aggraver davantage le développement dual de l’économie algérienne et de perpétuer sa dépendance vis-à-vis du pétrole et des recettes pétrolières.

Annexes statistiques

Tableau 1 : Evolution des réserves de pétrole brut et de gaz naturel

Tableau 1 : Evolution des réserves de pétrole brut et de gaz naturel

Tableau 2 : Evolution de la de la consommation et des exportations de pétrole brut et de gaz naturel (hors GPL)

Tableau 2 : Evolution de la de la consommation et des exportations de pétrole brut et de gaz naturel (hors GPL)

Gaz naturel - gaz commercialisé
1 Mtep = 1,1 Gm3 environ

(Sources : SON ATRAC H, BP, Ministère de l’Energie et des Mines, Ministère des Finances, FMI)

Tableau 3 : Répartition sectorielle du PIB aux prix courants 1993-97 (milliards de DA)

Tableau 3 : Répartition sectorielle du PIB aux prix courants 1993-97 (milliards de DA)

Tableau 4 : Recettes d’exportation des hydrocarbures (milliards de dollars)

Tableau 4 : Recettes d’exportation des hydrocarbures (milliards de dollars)
  • 1 estimations

Note (*)1

Tableau 5 : Recettes budgétaires de l’Algérie (%)

Tableau 5 : Recettes budgétaires de l’Algérie (%)

Notes

1 Ce texte reprend quelques passages de l’article publié par l’auteur dans la revue Naqd, n° 12, Alger, 1999.

2 Journal officiel du 7 décembre 1991.

3 Les nouveaux statuts de la Sonatrach, adoptés le 23 janvier 1998, ont confirmé son autonomie vis-à-vis de l’Etat, son unique actionnaire, et l’élargissement de ses prérogatives. Érigée en société par actions (capital social = 245 milliards de dinars répartis en 245 000 actions, d’un million de dinars entièrement détenus par l’État), l’entreprise est dotée d’un conseil d’administration et d’une assemblée. En plus de sa mission classique, elle est autorisée désormais à développer toute activité conjointe en Algérie et en dehors de l’Algérie avec les sociétés algériennes et étrangères, à prendre des participations dans toute entreprise existante ou à créer en Algérie et à l’étranger, à promouvoir la valorisation de toute autre forme ou source d’énergie et toute autre activité ayant un lien direct ou indirect avec l’industrie des hydrocarbures.

4 En concédant cette prérogative à la Sonatrach (société commerciale), l’Etat s’est soustrait à ses obligations de gestionnaire du domaine minier public et a faussé la concurrence (Sonatrach juge et partie dans la concurrence). Le projet, en cours de création, d’une agence publique autonome pour gérer le domaine minier (sélection et attribution des contrats) devrait corriger cette anomalie.

5 Largement médiatisé, cet aspect de la réforme du secteur des hydrocarbures a suscité à l’époque une forte opposition politique et syndicale. Soutenu par le courant conservateur qui était favorable au maintien du statu quo économique et politique, cette disposition devait, espérait-on, générer suffisamment de moyens pour faire face aux échéances de la dette et éviter l’injonction du FMI. En dehors de cet épisode et de celui, très récent, né à propos du projet du gouvernement d’ouvrir le capital de la Sonatrach, il faut souligner que la question des hydrocarbures est rarement évoquée dans le débat public en Algérie. Cette absence de débat sur un secteur d’une telle importance illustre le fait qu’il s’est forgé sur cette question, au cours des années 90 notamment, un consensus au sein du personnel politique, voire au sein de la société civile en général, sur la pérennité du système rentier...
On notera d’ailleurs qu’au plus fort des affrontements armés au milieu des années 90, les exportations de pétrole et de gaz n’ont pas été touchées.

6 Contrats de « partage de production » et contrats de « services » peuvent cohabiter également avec une autre forme de contrats (la plus ancienne) dite de la « concession ». Dans ce dernier type de contrat, l’État octroie des titres miniers (permis de recherche et concessions d’exploitation) conférant des droits exclusifs sur les hydrocarbures pouvant être introduits dans la zone. A ce titre, la compagnie devient propriétaire, à la tête de puits, de la totalité de la production dont elle assure la commercialisation.

7 Ce plafond peut être annuel ou global (portant sur la production globale du gisement). Sa définition, objet de négociation, obéit à des critères tels que la contribution au financement, l’apport technologique, la difficulté d’exploitation du gisement, etc. De même, le régime fiscal et contractuel applicable laisse une large marge à la négociation, la législation n’en fixe en effet que le cadre général. Cette approche très souple permet d’introduire et de diversifier les types de contrat ou de fiscalité, tels l’entrée des compagnies sur un gisement exploité par la compagnie nationale ou l’engagement de travaux supplémentaires de récupération assistée sur des gisements en production.

8 Sonatrach, communication au colloque de l’Institut français du pétrole, Panorama, 1998.

9 Voir travaux de la conférence sur l’exploration du bassin de Berkine (ex-Ghadamès) Alger, décembre 1997.

10 Citée d’après Pétrole et gaz arabes, n° 697 du 1er avril 1998. Cette enquête a été effectuée auprès de 105 sociétés pétrolières qui couvrent 70 % des investissements de l’industrie pétrolière internationale dans l’exploration/production. Rappelons à cette occasion que l’Algérie a été classée en tête de liste par la société d’étude Petroconsults (une référence très crédible dans le milieu pétrolier international) pour les découvertes de brut et en deuxième position pour les découvertes de gaz naturel, pour l’année 1994.

11 Ce programme d’investissement est aujourd’hui sensiblement revu à la hausse puisque la Sonatrach prévoit d’investir un montant presque équivalent (19,1 milliards de dollars) sur la seule période 1997-2001. Voir plus loin.

12 1 tonne équivalent pétrole = 7 barils environ, 1 baril = 5,7 MMBTU environ.

13 Sonatrach, Conférence mondiale de l’énergie, Houston, États-Unis, sept. 1998.

14 BP et Amoco ont d’ailleurs réalisé leur fusion en août 1998 constituant ainsi le troisième groupe pétrolier mondial derrière Shell et Exxon. BP et Amoco se trouvent ainsi, en Algérie, à la tête d’un portefeuille comprenant 2 méga-projets gaziers, à In-Salah (BP) et In-Amenas (Amoco). L’absorption récente de la compagnie Arco par le nouveau groupe BP/Amoco, devrait permettre à ce dernier de conquérir, et de très loin, la position de premier opérateur étranger en Algérie tout en élargissant ses activités aussi bien au pétrole qu’au gaz naturel.

15 La société Total est le seul groupe pétrolier français présent directement en Algérie. Après la nationalisation de ses intérêts, début 1970, Total a enregistré un retour remarqué dans le secteur des hydrocarbures au cours de ces dernières années. Total détient une participation dans les champs (gaz et liquides) de TFT aux côtés de la Sonatrach et Repsol. Elle est également associée à la Sonatrach (30 %) sur le champs voisin de Hamra qui est entré en production en 1995.

16 Il faut souligner, a contrario, que les succès d’Anadarco ont conduit la Sonatrach à prendre une participation de 10 % dans le capital de cette dernière lors d’une opération d’émission d’actions en bourse, en mai 1999.

17 PGA, n° 713 du 1er décembre 1998. Un des problèmes majeurs en perspective est le respect du quota de production dans le cadre des accords de l’OPEP. Jusqu’ici, le faible volume de production assuré par les compagnies partenaires de la Sonatrach a permis de gérer cette question, mais le problème risque de se poser avec beaucoup d’acuité au fur et à mesure de la montée en puissance de la production des compagnies étrangères.

18 Ce chiffre est susceptible de révision à la baisse (2,8 milliards de dollars selon une récente estimation de BP-Amoco), compte tenu des réductions de coûts identifiées par des études de conception et d’ingénierie plus récentes. Ces économies porteraient en bonne partie sur les dépenses de forage, dont le nombre, en raison de la capacité de production des réservoirs, s’est avéré plus important que ce qui était anticipé au départ.

19 L’absence des majors pétroliers en Algérie (à l’exception de Mobil et BP dans le gaz) s’explique par des raisons historiques (Algérie chasse gardée pour les compagnies françaises, nationalisation...) mais aussi par des raisons de « standing », les grands groupes ne s’intéressant qu’aux méga-projets. Nul doute qu’une offre d’association sur Hassi Messaoud ou Hassi R’Mel serait très séduisante pour elles.

20 Conférence mondiale de l’énergie, Houston, États-Unis, sept. 1998 et Cedigaz, Rapport annuel, 1998.

21 Tout au moins hors taxes. Un baril de pétrole vendu en 1999 dans les pays de l’Union européenne a généré près de 17 dollars en moyenne pour les pays exportateurs de pétrole brut et de produits raffinés contre 52 dollars de taxes pour les pays importateurs, soit un rapport de 1 à 3. Le mouvement de protestation des consommateurs dans les pays industrialisés, suite au renchérissement récent des produits pétroliers, a montré l’ampleur de ce déséquilibre.

22 En dollars constants, on peut estimer que les prix actuels du pétrole (panier OPEP, septembre 2000) qui atteignent 30 dollars par baril en moyenne, sont inférieurs à ce qu’ils étaient en 1974 quand ils avaient atteint 12 dollars par baril alors qu’aujourd’hui ils ne dépassent pas 8 dollars 1974. Sur un autre plan, il faut souligner que, pour l’Algérie, chaque variation du prix du pétrole de 1 dollar se traduit par une variation, en hausse ou en baisse de 500 à 600 millions de dollars des recettes, ce qui met bien en lumière la vulnérabilité du pays à la volatilité des prix quand ils baissent.

23 Cedigaz, « Le gaz naturel dans le Monde », édition 1998.

24 Cette estimation est calculée sur la base du cours du brut moyen de l9$/bbl de 1997.

25 Il faut souligner, à la décharge des investisseurs étrangers, que le secteur aval en Algérie s’ouvre très lentement. Un projet de loi sur la libéralisation des investissements dans les secteurs aval de la transformation/ distribution des hydrocarbures et la fabrication indépendante d’électricité, est en cours de discussion. Il est peu probable cependant, que l’industrie aval (raffinage/distribution des produits pétroliers, transport/distribution de gaz naturel, transformation des hydrocarbures, production indépendante d’électricité) retiendra autant d’intérêt de la part des compagnies que les secteurs très rentables de l’exploration/production des hydrocarbures.

26 Ces prélèvements ne sont pas que financiers ; ils consistent aussi à aspirer les meilleurs éléments de la force de travail, les meilleurs techniciens, les meilleurs ingénieurs... et à soumettre d’autres secteurs à l’attractivité du secteur dynamique des hydrocarbures. De telle sorte qu’au lieu de la dynamique d’entraînement sur le reste de l’économie, décrite abondamment, par les idéologues de ce type de développement dans les années 70, c’est un phénomène de polarisation économique durable autour du secteur des hydrocarbures qui s’est imposé.

Notes de fin

1 estimations

Table des illustrations

Titre Évolution potentielle de la capacité de production de l’Algérie (1 000 b/j)
Légende Source : Wood MacKenzie, North-Africa report, 1998
URL http://books.openedition.org/iremam/docannexe/image/410/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 152k
Titre Découvertes d’hydrocarbures – année 1997
Légende Source : PGA, 16 janvier 1997 et 1 février 1998
URL http://books.openedition.org/iremam/docannexe/image/410/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 216k
Titre Tableau 1 : Evolution des réserves de pétrole brut et de gaz naturel
URL http://books.openedition.org/iremam/docannexe/image/410/img-3.jpg
Fichier image/jpeg, 60k
Titre Tableau 2 : Evolution de la de la consommation et des exportations de pétrole brut et de gaz naturel (hors GPL)
Légende Gaz naturel - gaz commercialisé 1 Mtep = 1,1 Gm3 environ
URL http://books.openedition.org/iremam/docannexe/image/410/img-4.jpg
Fichier image/jpeg, 240k
Titre Tableau 3 : Répartition sectorielle du PIB aux prix courants 1993-97 (milliards de DA)
URL http://books.openedition.org/iremam/docannexe/image/410/img-5.jpg
Fichier image/jpeg, 216k
Titre Tableau 4 : Recettes d’exportation des hydrocarbures (milliards de dollars)
Légende Note (*)1
URL http://books.openedition.org/iremam/docannexe/image/410/img-6.jpg
Fichier image/jpeg, 60k
Titre Tableau 5 : Recettes budgétaires de l’Algérie (%)
URL http://books.openedition.org/iremam/docannexe/image/410/img-7.jpg
Fichier image/jpeg, 160k

Auteur

Khelif Amor, professeur d’économie à l’Université d’Alger, conseiller scientifique à l’Observatoire méditerranéen de l’énergie Sophia-Antipolis.

© Institut de recherches et d'études sur le monde arabe et musulman, 2001

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

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