Tweet
Sonatrach : la fiscalité ne suffit pas pour attirer les investisseurs pétroliers
lequotidien-oran
par Reghis Rabah
Consultant, économiste pétrolier
Jeudi 24 octobre 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.
lequotidien-oran
par Reghis Rabah
Consultant, économiste pétrolier
Jeudi 24 octobre 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.
Commentaire