Les transferts opérés par les compagnies pétrolières opérant en Algérie donnent lieu à moult spéculations et à des dérives dommageables auxquelles il importe d'apporter des mises au point documentées. 1- Les transferts réalisés en 2005-2006 : Les transferts réalisés en 2005 et 2006 par les associés de Sonatrach sont en moyenne de 5 milliards de dollars par an. Ce montant correspond, pour l'associé, au : - Remboursement de ses dépenses en capital et en coût opératoire - Sa rémunération nette (part du bénéficie). Le montant, qui semble élevé dans l'absolu, est à relativiser compte tenu que durant ces deux années le prix du pétrole, ainsi que les volumes produits et, partant les revenus d'exportation d'hydrocarbures du pays, ont sensiblement augmenté. Ainsi, la valeur des exportations d'hydrocarbures, qui était inférieure à 20 milliards de dollars par an en moyenne pour la période 2000-2002, s'est accrue fortement par la suite pour atteindre 46 milliards de dollars en 2005, puis 54 milliards en 2006. Une telle augmentation des revenus d'exportation devait naturellement se traduire par une amélioration des bénéficies nets de Sonatrach, mais aussi de ceux de ses associés, qui avaient droit de transférer leurs parts. Au demeurant, il est à souligner que les associés de Sonatrach ont continué à investir en Algérie, à un rythme moyen de 2 milliards de dollars par an, durant ces deux années. On peut noter donc que, pour le secteur des hydrocarbures, le niveau des transferts opérés par les associés au titre de leurs dividendes, est de la même ampleur que celui de leurs investissements et cela, malgré l'impact de la hausse des prix observée. 2- Le cadre juridique : Les activités d'exploration/production d'hydrocarbures sont régies par la loi 86-14 (amendée en 1991), et renvoient globalement à des contrats dits de "partage de production" entre la compagnie nationale Sonatrach et l'associé étranger, lequel contrat est approuvé par l'Etat, par voie réglementaire. Ceci reste valable pour les contrats conclus avant la promulgation de la loi de 2005 et son amendement en 2006.La spécificité de l'activité est que l'associé de Sonatrach investit dans l'exploration à son seul risque. Si l'effort d'exploration ne donne pas lieu à découverte, ses dépenses seront donc pour lui une perte "sèche". S'il y a découverte, et dont la commercialité est confirmée, la Sonatrach sera associée à l'effort de développement en apportant sa part de financement requis, ainsi qu'aux autres dépenses d'exploitation.La production en association vendue générera un revenu qui permettra, après couverture des coûts et paiement de la fiscalité pétrolière à l'Etat, de dégager un bénéficie net (profit oil) pour les deux partenaires (Sonatrach et son associé) qui sera réparti selon les modalités convenues dans le contrat. L'associé disposera donc du montant correspondant au remboursement de sa part des dépenses et des bénéficies nets, qu'il pourra transférer. 3- Les retombées de la loi 86-14 : Deux retombées majeures des investissements de ces sociétés sont le renouvellement des réserves et l'accroissement de la production nationale. Ce sont bien ces contrats qui ont permis à l'Algérie d'augmenter fortement sa production de pétrole, passée de 0,8 Mb/j en 1999 à 1,4 Mb/j ces dernières années. Il ne faut pas l'oublier ! L'aisance financière que connaît actuellement le pays, si elle est en partie due à la hausse des prix sur le marché international, elle reflète aussi dans une large mesure l'augmentation de la production nationale de pétrole. Il ne faudrait pas l'oublier. Il est aisé aujourd'hui - avec un prix du pétrole à plus de 100 $/baril - de faire une critique de la politique pétrolière traduite dans la loi de 1986 (amendée en 1991). Il faut rappeler, cependant, que le contexte pétrolier et énergétique durant la période était très différent, avec des prix en moyenne inférieurs à 20 $/baril, une surcapacité de production de l'Opep, et une concurrence très forte pour attirer l'investissement dans l'activité exploration et production d'hydrocarbures.Il serait édifiant d'imaginer quelle serait la situation financière (mais aussi économique, sociale et politique) dans laquelle serait le pays, si la production pétrolière était restée à 0,8 Mb/j (elle aurait même baissé sans les investissements des associés) d'une part, et si les prix du pétrole étaient demeurés au niveau des années 1990, comme le prévoyaient tous les analystes de l'époque.Il ne faut pas oublier que, malgré les professions de certitude aujourd'hui, quant à une durabilité d'un prix élevé du pétrole, ce dernier avait brutalement chuté en 1998 à près de 10 $/baril (soit une baisse de moitié par rapport au niveau de 1996, deux années auparavant seulement !). Une leçon qu'il ne faudrait pas oublier. 4- L'adaptation de la fiscalité avec la TPE : L'évolution du contexte pétrolier depuis 2003 a amené le gouvernement algérien à adapter le cadre fiscal régissant les contrats de partage de production, par l'introduction en 2006 d'une disposition importante, qu'est la taxe sur les profits exceptionnels (TPE). Il est à noter que cette TPE est applicable seulement à ce type de contrats (et non pas à ceux à conclure dans le cadre de la nouvelle loi de 2005). Ainsi, l'application de cette disposition de la TPE a permis d'augmenter la pression fiscale et de réduire la part de rémunération nette de l'associé, en fonction du niveau des prix, particulièrement quand il est élevé. En conséquence, cette taxe qui a permis d'augmenter les recettes fiscales de l'Etat durant l'année 2007, va réduire sensiblement - soit plus du tiers - la part du bénéficie net que l'associé aura transférée durant l'année passée, et cela malgré la hausse des prix de plus de 10 % sur le marché international. 5- En conclusion : Il nous semble de mise de rappeler que toute politique en matière d'investissement, particulièrement quand il s'agit d'un investissement à risque réel comme c'est le cas pour l'exploration pétrolière, pour être efficace, se doit de définir un cadre compétitif pour attirer des compagnies pétrolières internationales, dans une industrie très concurrentielle. Ces compagnies, qui disposent des capacités financières leur permettant de tels investissements à risque, apporteront aussi leurs savoirs et capacités technologiques et managériaux, à même de réduire les coûts et partant d'augmenter leurs bénéfices, mais aussi d'accroître les recettes de fiscalité pétrolière pour l'Etat. Pour être crédible, une telle politique se doit aussi d'être équitable et inscrite dans la durée. Quand les prix atteignent des sommets que personne n'avait imaginé il y a seulement quelques années, nous ne pouvons pas dire à l'associé qui a investi à son seul risque quand les prix étaient à quinze dollars le baril, qu'il n'a droit à aucune retombée de cette embellie. La disposition sur la TPE introduite en 2006, vise à partager avec l'associé des super profits ; ce qui pour nous est équitable aussi bien pour l'Etat que pour l'investisseur. Ainsi, il n'y a pas de "devises qui partent en fumée". Il y a valorisation du potentiel national en hydrocarbures, qui nous a déjà permis d'éponger la dette extérieure du pays, d'assurer le financement interne, notamment du vaste programme de soutien à la croissance et nous permet, enfin, d'envisager l'avenir économique du pays avec plus de sérénité. Cela ne saurait s'oublier. Mohamed Sofiane Kasbadji
