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Sonatrach : la fiscalité ne suffit pas pour attirer les investisseurs pétroliers
Publié dans Le Quotidien d'Oran le 24 - 10 - 2019

Il faut souligner d'emblée que l'expérience mondiale a montré que lorsqu'un investisseur affiche son intention de s'embarquer dans ce domaine réputé aléatoire et très capitalistique, il évalue juste après le risque géologique, celui du pays.
On entend par là, la stabilité politique qui pourrait affecter celle d'ordre fiscal. Donc la conception d'un code pétrolier représente la vitrine de cette stabilité recherchée. Il devra décrire la stratégie pétrolière et gazière d'un pays et la gestion de son domaine minier dans la durée pour les générations présentes et celles futures. La fiscalité y est accessoirement présente avec une certaine flexibilité qu'une simple loi de finances et celle qui la complète ou un simple contrat pourraient assurer son évolution pour la rendre souple sans toucher au squelette de la loi-cadre. Le tout devra être teinté d'une certaine cohérence même si la mise en œuvre paraitra impopulaire et créera un malaise sociétal. Les exemples qu'aiment citer les responsables sont édifiants. Les Etats-Unis par exemple ne se sont pas engagés dans le schiste sans heurts. Nombreux sont ses Etats qui ont opté pour des moratoires sur le schiste et d'autres contestent la fracturation hydraulique à ce jour. Pourtant, c'est un pays qui a commencé l'exploitation des ressources non conventionnelles au 18e siècle et il l'a abandonnée lorsque les multinationales se sont emparées des concessions très avantageuses en conventionnelles.
Il a tiré une leçon de l'embargo décrété par l'OPEP de 1973 pour tracer sa ligne d'une politique énergétique pour sortir progressivement de la dépendance de ces pays et devenir eux mêmes exportateurs et ne jamais dévier de cette droite quelles qu'en soient les conséquences. Ils ont réussi et malgré quelques réticences, les Américains se considèrent fiers de cette démarche. La Pologne n'exploite pas le gaz de schiste de gaieté de cœur. Elle avait un choix entre la peste : une ingérence dictatoriale de la Russie de Poutine ou le choléra de cette ressource. La souveraineté a pris le dessus, donc leur économie se développe normalement. Pour l'Algérie, la loi 05-07 de 2005 était séduisante dans ces objectifs en cohérence avec la transition vers une économie de marché entamée depuis début des années 1990. Qui n'aspirait pas à libéraliser un secteur dynamique comme celui pétrolier et gazier dans le seul souci de «maximaliser» les revenus du pays pour servir à entrainer dans leur sillage les autres secteurs ? Qui ne veut pas privilégier la souveraineté fiscale de celle du capital pour redonner à l'Etat les moyens de réguler l'économie en protégeant les couches à faibles revenus ? Qui ne veut pas aussi voir l'Etat récupérer ses prérogatives déléguées à une entreprise rongée par la corruption pour laisser l'investisseur détenir à lui seul les droits d'exploitation à une seul condition de ne pas oublier son devoir vis-vis du Trésor algérien ? Malheureusement tout cela ne pouvait se faire sans passer par l'ouverture du capital de Sonatrach que les multinationales veulent à tout prix. Au stade dans lequel se trouvait la phase de transition vers une économie de marché et l'importance de ce mastodonte comme mamelles de l'économie nationale ne permettaient pas aux Algériens de prendre un tel risque dont les conséquences pourraient être incalculables. Mais au lieu d'annuler purement et simplement cette loi dans l'esprit et la lettre, on a voulu ménager le chou et la chèvre. On aboutit donc à un rafistolage dont les conséquences se sont étalées à ce jour.
1-Pourquoi le Benchmarking des 3 cabinets étrangers était inutile
A partir du moment où l'équipe dirigeante de Sonatrach a compris que renouer avec le contrat de partage de production est plus que nécessaire pour attirer les capitaux dans l'amont pétrolier son avantage avec ses concurrents et notamment à ce qui se pratique dans le monde se situe au niveau des résultats obtenus : nombre de découvertes, taux de découvertes, probabilité de réussite etc. Ces critères lui est très favorables sans avoir besoin de les «Benchmarker». En effet, sur un domaine totalisant prés 15364412 km², seulement 848494 Km² sont occupés dont 35,6% en recherche, 15,7% en prospection et 3,9% en exploitation. Prés de 687948 km² constitue un domaine vierge dont aucun partenaire ne veut. La performance d'exploration s'écarte de quelques dizaines de points par rapport à ce qui se pratique dans le monde. 13 puits forés aux 10 000 km2 contre une moyenne mondiale de 105 pour une même superficie.
Comment espérer que l'Etat reconstitue ses réserves si personne ne veut aller dans les endroits difficiles. Tout assouplissement futur de la fiscalité se fera au détriment du Trésor public. Ensuite même dans l'amendement de 2013, certains articles ont été rédigés sous la pression en précipitation On demande par exemple à l'investisseur intéressé par un bloc non conventionnel de venir payer les taxes d'entrée, prendre en charges les Capex de recherche pour évaluer les réserves hypothétiques de son gisement. Mais en passant à la phase de forage pour l'estimation des réserves prouvées, il ne peut utiliser la fracturation hydraulique que lorsqu'il aura l'accord du conseil des ministres. Cela lui laisse le doute à la supputation de beaucoup de choses. Il fallait étaler les résultats des contrats de partage de production qui très favorables pour attirer les compagnies qui aspirent à un partenariat gagnant/gagnant.
Depuis 1986, l'année de mise en œuvre du régime de partages de production, il y a eu à ce jour un total de 430 découvertes, dont 296 reviennent à Sonatrach seule et 134 en association soit un partenariat qui contribue à prés de 30%. C'est appréciable mais il fallait continuer avec une loi qui gagne des partenaires en réduisant ses inconvénients par une amélioration au lieu de chambouler des règles avant d'y être prêt. Quels sont justement les dysfonctionnements relevés dans l'application de ce type de contrat en Algérie ? Pour faire court et très schématiquement, un contractant qui vient dans ce cadre, s'acquitte de ses droits d'entrées et prend en charges tous les frais d'exploration et de délinéation jusqu'à l'annonce de la découverte commerciale. A ce moment Sonatrach rentre en jeu pour prendre en charge sa part dans les Capex de surface. Le partage de la production se fait à la tête du puits. Mais avant cela, le contractant récupère l'ensemble des frais qu'il a engagé. C'est là où commencent certaines difficultés. Profitant d'un manque d'éthique, parfois même de complicité de l'encadrement du cocontractant, ajouté à une très mauvaise maitrise des coûts, ce partenaire gonfle ces frais engagés dés le départ et laisse très peu à son partenaire.
De nombreux pays producteurs qui pratiquent ce régime contractuel, ont souffert de cette situation mais ils ont fait des efforts pour « l'améliorer » au lieu de la rejeter comme a fait l'Algérie. Résultat : le régime de concession n'a rien ramené. En plus dans l'avant projet de loi de 2020 qui vient d'être validé par le conseil des ministres dans sa réunion du 13 octobre dernier et cela est à la fois très insolite étant donné l'exposé des motifs de l'ancienne loi des hydrocarbures de 2005, la compagnie pétrolière étrangère qui peut se maintenir en offshore n'aura aucun contact avec les agences ALNAFTet l'ARH ou même avec l'administration fiscale du fait que ses obligations fiscales sont réglées par la Sonatrach. Le partenaire est tenu en vertu de ce contrat de ramener sa contribution financière et technologique, de récupérer ses coûts et d'être rémunéré selon une formule négociée. Une telle démarche pourrait revenir aux anciennes pratiques qui font qu'on ferme l'œil pour que le contractant de gonfler son Cost oil au détriment du Profit oil de Sonatrach qui constitue la base fiscale pour le trésor public.
2- Evolution de la fiscalité pétrolière dans le monde
Les contrats ont connu une évolution importante depuis leur avènement. Profit oil, royalties, bonus etc. Les sources de revenus de l'Etat depuis ces dernières décennies, a vu apparaître de nombreuses interrogations sur la part de la rente pétrolière. Cette rente leur sert au développement de l'économie de leurs pays respectifs. Celle-ci n'est cependant pas aisée à déterminer. De nombreux paramètres doivent être pris en compte pour son évaluation. Pris un par un, ils peuvent mener à des conclusions hâtives. Un gisement de pétrole a une durée de vie qui peut aller jusqu'à 2 à 3 dizaines d'années. Le calcul des gains pour le pays producteur doit en tenir compte. Or, dans l'état actuel des choses, et comme cela a été affirmé précédemment, les inconnues sont encore nombreuses. En effet, la durée de vie d'un gisement dépend entre autres de ses quantités récupérables, des méthodes utilisées pour les extraire et du rythme adopté pour la production. Ces éléments ne seront disponibles que lorsque les géologues et les ingénieurs auront une meilleure connaissance du réservoir et auront modélisé son comportement. En attendant de pouvoir disposer de données plausibles, il serait intéressant d'examiner les types de contrat actuellement en vigueur de par le monde .Comme tout contrat, un contrat pétrolier définit le cadre de la relation entre les parties impliquées: la compagnie exploratrice d'une part et l'état propriétaire du sous-sol d'autre part. Chacun des protagonistes a des intérêts à défendre et des objectifs à atteindre.
D'abord le retour sur investissement Si ceux-ci peuvent être contradictoires, il ne faut pas oublier qu'il s'agit d'une relation à long terme qui peut durer 2 à 3 dizaines d'années et que par conséquent, les deux parties ne doivent pas se sentir lésées. Les négociations doivent donc mener à ce que l'on appelle un accord win-win, où tout le monde trouve son compte. En s'engageant dans un projet d'exploration, la compagnie espère faire un bon investissement. Elle engage des sommes importantes et ambitionne d'en tirer une rentabilité suffisante.
Le niveau de rentabilité recherché dépend fortement du type de compagnie. Dans le cas d'un major (Shell, BP, Exxon-Mobil), le taux de rentabilité espéré doit être au moins égal aux autres opportunités d'investissement dont il dispose (autres zones d'exploration, achats de gisements prêts à développer, prise d'intérêt dans d'autres projets d'exploration). On peut comparer ce comportement à celui d'un investisseur sur les marchés financiers qui étudie des actions pour déterminer quel est le meilleur placement ou celui d'un capital-risqueur qui cherche à miser sur la start-up Internet la plus prometteuse. Pour ces deux types d'investisseurs, la fiscalité en vigueur sur le marché sur lequel ils pensent investir est déterminante pour leur choix. Ce sera aussi le cas de la compagnie pétrolière. Compte tenu du niveau de l'investissement, la compagnie recherchera également des conditions qui lui permettront de récupérer au plus vite sa mise.
La concession et le contrat de partage de production
Les contrats pétroliers ont connu une évolution importante depuis leur avènement. Le premier type de contrats signés entre gouvernements et compagnies pétrolières a été le contrat classique de la concession ou «Tax Royalty Contract«. En 1966, le gouvernement indonésien introduit un nouveau type de contrat, celui du partage de production ou «Production Sharing Contract« plus connu sous son abréviation «PSC«. Bien que ce dernier soit plus intéressant pour les Etats, la concession reste encore aujourd'hui largement utilisée. Elle a cependant connu une évolution et des aménagements significatifs. Il existe deux autres types de contrats, beaucoup moins utilisés: les contrats de services à risque et ceux sans risque. Dans les deux cas, la compagnie fournit un service contre une rémunération.
Dans le premier cas, elle engage des sommes dans l'exploration et sera rémunérée en conséquence, on se rapproche alors d'un PSC. Dans le deuxième cas, c'est l'Etat qui finance l'ensemble des opérations d'exploration puis de développement et d'exploitation. Ce dernier type de contrat est principalement utilisé dans les pays dont l'industrie pétrolière est nationalisée .Le principe de la concession repose sur l'octroi à la compagnie pétrolière d'un titre minier qui lui permette dans un premier temps d'explorer, puis en cas de découverte commerciale exploiter le gisement (les permis d'explorer et exploiter sont souvent séparés). Le contrat basé sur la législation en vigueur dans certains pays fixe entre autres paramètres, le taux de prélèvement par l'état d'une fraction de la rente pétrolière (royalties). Par rente pétrolière, on entend le prix de la production auquel on déduit le coût technique de l'extraction. L'ensemble des quantités produites est propriété de la compagnie, à l'exception des royalties à verser à l'Etat. Il faut préciser cependant, que la compagnie est tenue d'alimenter en priorité le marché national. Les royalties ont longtemps varié entre 12,5 et 20% et sont généralement prélevées en nature. Aujourd'hui, les concessions utilisent de plus en plus des taux de royalties variables. Les paramètres considérés sont souvent la production (journalière ou cumulée), l'emplacement (onshore, offshore, offshore profond) ou d'autres critères comme la productivité du puits. Ces mesures tiennent compte du fait que les gisements sont très variables les uns des autres et ne peuvent avoir la même rentabilité. Les taux de royalties constatés depuis quelques années varient de 5 à 15%. Cost oil outre ces taux, les négociations permettent de figer d'autres éléments comme la base de calcul des royalties (lieu de valorisation, prix de base), les modalités de paiement et leur fiscalité. Dans le cadre d'un PSC, la compagnie pétrolière n'intervient qu'en tant que contacteur (prestataire de service). Elle ne dispose pas de titre minier mais est mandatée par l'Etat pour effectuer la recherche d'hydrocarbures. La totalité de la production est propriété de l'Etat.
Le PSC a été adopté par de très nombreux pays en voie de développement. Cette tendance, très politique, leur a permis de disposer de plus de contrôle et d'être plus impliqués dans la production des hydrocarbures. Si la totalité revient à l'Etat, une part de la production appelée «cost oil« sert à rembourser les frais engagés par la compagnie. Le cost oil ne peut pas dépasser un certain niveau de la production. Pendant très longtemps, il était fixé à 40%. La compagnie devait donc attendre plusieurs années avant d'amortir l'ensemble des coûts engagés. Certains pays, dans un souci d'encourager l'exploration ont relevé le taux du cost oil (jusqu'à 80% dans certains pays).La quantité restante, appelée «profit oil«, est partagée avec l'Etat. Un des enjeux de la négociation sera la détermination des parts de profit oil revenant à l'Etat et à la compagnie. Au tout début des PSC, les taux généralement pratiqués étaient de 80% pour l'Etat et 20% pour la compagnie. En tenant compte du cost oil, la compagnie disposait de plus de 50% de la production les premières années.
On ne peut cependant pas généraliser ces taux, dans la mesure où chaque négociation se solde avec des résultats différents. Autres éléments des contrats Profit oil et royalties ne sont pas l'unique source de revenus de l'Etat. Dans les deux types de contrats, celui-ci peut exiger le versement d'un bonus (à la signature du contrat, à la découverte et/ou à la production) ainsi que des redevances annuelles liées à la superficie de la concession. Mais, c'est l'impôt sur les bénéfices qui reste le principal complément de revenu. Il est dans de nombreux pays, spécifique à l'amont pétrolier (souvent plus élevé). Le contrat stipule plusieurs éléments importants dont, le taux d'imposition, le périmètre de consolidation (par concession, gisement ou l'ensemble des activités dans le pays), ainsi que les éléments entrant dans la détermination du calcul du bénéfice imposable. Par ailleurs, il est indiqué dans les contrats, les travaux et sommes auxquelles la compagnie s'engage à investir dans l'effort de recherche. Cela est régulièrement contrôlé par l'Etat ou la compagnie nationale .Que cela soit la concession ou le PSC, la compagnie pétrolière supporte 100% des coûts d'exploration, du développement et de l'exploitation. Notons que l'Etat dispose généralement d'une option de prise de participation au gisement. Si l'Etat l'exerce, il devra prendre part aux investissements de développement et aux frais d'exploitation. De nombreux pays, comme le Royaume-Uni, imposaient une participation maximale à hauteur de 51%. La volonté d'encouragement de l'exploration a contraint nombre d'entre eux à la diminuer dans de nombreux pays voire à la supprimer (Royaume-Uni).
3-Tous les contrats établis par les cabinets américains contiennent des appâts
On se rappelle des propositions faites par les multinationales américaines par le biais du Fond Monétaires Internationales au gouvernement Réda Malek début des années 90 ce qu'on avait appelé à l'époque « la vente de Hassi Messaoud » Plus tard, Chakib Khellil avait confié la loi des hydrocarbures au cabinet Bob Pleasant qui a appâté les Algériens sous la couverture de la liberté d'entreprendre pour déverrouiller et ouvrir le capital de Sonatrach sous l'écueil de la récupération des prérogatives régaliennes confiés à Sonatrach qui devrait selon ce projet se limiter uniquement aux aspects business. Cet avant projet de loi de 2020 ne fait pas exception, partant du fait que depuis la baisse drastique de 2014 et la faible performance de l'amendement de la loi des hydrocarbures de 2013, les experts n'arrêtaient pas (01) d'appeler les pouvoirs publics pour renouer avec le régime de partage de production pour peu qu'on améliore la rigueur dans les procédés de partage du profit oil.
En conséquence, cet avant projet avait mis en avant ce partage de production tout en passant en catimini une nouvelle relation contractuelle qui ignorent l'administration centrale pour concentrer leur influence à l'intérieur même de Sonatrach. Total qui fait partie des cinq multinationales consultées dont parle le ministre de l'énergie Mohamed Arkab a pour habitude d'utiliser le circuit politique pour faire pression sur les managers de Sonatrach mais n'aime pas avoir affaire avec l'administration centrale pour les aspects techniques, fiscales et surtout financiers lorsqu'il s'agit du rapatriement de ses bénéfices. Donc elle et ses consœurs américaines, trouvent leur compte dans cette loi puisqu'elles n'auront plus de contact sur ses aspects car Sonatrach s'en charge à leur place avec toutes les conséquences qui en découlent. Il faut signaler par ailleurs que .cet avant projet même s'il ne cite pas expressément dans aucun de ses articles « les ressources non conventionnelles » mais offre dans la fiscalité des avantages dans leur exploitation dans un cadre purement contractuel avec la société nationale alors que dans l'amendement de 2013, il lui fait obligation de présenter au conseil des ministres son programme de la fracturation hydraulique, procédé, lui aussi non cité dans aucun de ses articles. Aucune incitation n'est offerte pour garantir la rentabilité des contractants pour les services à risque ou la participation voire même dans sa mise dans l'exploration des gisements en partage de production.
*Consultant, économiste pétrolier
Renvois :
01- Lire les détails de nos contributions :
https://www.lematindz.net/news/25633-hydrocarbures-pourquoi-lalgerie-doit-renouer-avec-le-regime-de-partage-de-production-ameliore-iii.html
http://www.berberes.com/nouvelles/entretien/5986-rabah-reghis-consultant-economiste-petrolier


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