CAIRN.INFO : Matières à réflexion

1 L’évolution de l’économie algérienne, depuis l’indépendance du pays en 1962, est le plus souvent décomposée en quatre phases. La première, qui s’étend de 1965 au milieu des années 1980, est une phase d’expansion et d’enthousiasme liée à la mise en place du modèle de développement algérien ; la deuxième (1986-1990) est une phase brève, qui dure à peine plus de cinq ans, et au cours de laquelle l’épuisement du modèle devient perceptible, modèle assimilé à celui des économies planifiées des pays du « bloc de l’Est ». La troisième phase correspond à une crise profonde du système et à une transition économique « à l’algérienne »  [1], et s’est prolongée tout au long des années 1990 jusqu’au début du XXIe siècle. Enfin, la phase actuelle est celle de la globalisation de l’économie algérienne. Comme on peut l’observer dans le tableau 1, à chacune de ces phases correspond une politique énergétique et des conditions différentes d’exploitation du secteur algérien des hydrocarbures.

2 Nous décrirons dans cet article comment, à la faveur des réformes du secteur des hydrocarbures qui ont fait de l’Algérie un pays plus gazier que pétrolier en termes de production – ce qu’elle était potentiellement du point de vue des réserves –, les gisements algériens et Sonatrach se sont progressivement intégrés dans l’espace géo-gazier de la Méditerranée occidentale. Nous étudierons en particulier les relations énergétiques hispano-algériennes qui, quasiment inexistantes lorsque l’Algérie était avant tout un pays pétrolier membre de l’OPEP, sont aujourd’hui très intenses. Dans cette perspective, et après avoir décrit brièvement les deux premières phases mentionnées ci-dessus, nous expliquerons le changement profond qu’ont connu les relations énergétiques hispano-algériennes au cours des années 1990. Les raisons de ce changement ont été, en Algérie, la transition du pétrole vers le gaz et, en Espagne, la transition vers les centrales à cycle combiné. En l’état actuel des choses, l’avenir de ces relations reste ouvert, vu que l’Algérie s’est déjà dotée des instruments juridiques nécessaires pour faire de Sonatrach une entreprise commerciale de dimension mondiale, tandis que l’Espagne y fait obstacle.

Tableau 1

Evolution des lois algériennes sur les hydrocarbures

PHASE I PHASE II PHASE III PHASE IV
Avant 1986 Loi 86-14 Loi 91-24 Loi 05-07 Ordonnance
06-10
Structure de
marché
Monopole Monopole Monopole Fin du monopole
Types
d’accords
autorisés
Joint Ventures Contrats de
partage de
production
(CPP)
Contrats de
partage de
production
(CPP)
Tous types
d’accords
ou de
concessions
Pas de
concession,
ce qui signifie
un retour à la
situation créée
par la loi 91-24
Contrats de
services à
risques (CSR)
Contrats de
services à
risques (CSR)
Joint Ventures Joint Ventures
Accords
autorisés
pour :
Nouveaux
gisements
pétroliers
Nouveaux
gisements
pétroliers
Nouveaux
gisements
gaziers
Tous les domaines
Tous les
gisements
pétroliers
SONATRACH Unique
opérateur
Participation
minimale de
51%
Participation
minimale de
51%
Participation
optionnelle.
Fourchette de
20 à 30%
Participation
de 51%. Retour
à la situation
créée par la loi
91-24
Approbation
des accords
Conseil des
ministres.
Négociation
avec la
SONATRACH
Conseil des
ministres.
Négociation
avec la
SONATRACH
Conseil des
ministres.
Négociation
avec la
SONATRACH
ALNAFT, Autorité de régulation,
sous tutelle du ministère de
l’Energie
Transport,
oléoducs et
gazoducs
SONATRACH
droits
exclusifs
SONATRACH
droits
exclusifs
Transport
réservé à
SONATRACH,
mais
financement
étranger
autorisé
Fin de l’exclusivité de
SONATRACH
figure im1
Arbitrage Local Local International International
Fiscalité* Baisse des redevances (taux de
10 à 20%) et des impôts sur le
résultat (réduction maximale
de 42%) et profit oil dans le
CPP en fonction du « facteur
K »**
Impôts prévus
au Titre
VII (taxe
superficiaire,
redevance,
taxe sur
le revenu
pétrolier
(TRP) , impôt
complémentaire
sur le résultat
(ICR) et sur
les biens
immobilisés)
Maintien de
la situation
antérieure
et taxe sur
les profits
exceptionnels,
de 5 à 50%
lorsque le prix
du baril de
pétrole > 30$
figure im2

Evolution des lois algériennes sur les hydrocarbures



2005 et août 2006).
* Le Facteur K est le ratio dépenses différées / Produit Intérieur Brut estimé. Il est fixé dans les appels
d’offres et détermine, avec deux autres facteurs, la part de « bénéfices » revenant aux consortiums étran
gers dans les CPP.
** L’information que nous donnons ici varie selon les sources consultées. Elle doit donc être prise avec
prudence.
élaboré par l’auteur à partir des lois successives sur les hydrocarbures, Petroleum economist (mars

Phase I : Pétrole, discipline de l’OPEP et relations énergé tiques limitées avec l’Espagne

3 La première phase est marquée par une législation sur les hydrocarbures élaborée essentiellement en fonction de facteurs internes. D’une part, la légitimation politique du régime passait par une maximisation des recettes publiques pour leur redistribution à la population ; d’autre part, la politique d’industrialisation accélérée du pays nécessitait d’importantes ressources en devises pour « brûler les étapes » dans la construction du tissu industriel. La conjoncture énergétique mondiale était alors favorable. En effet, dans les années 1970 et au début des années 1980, cette conjoncture a été marquée par l’essor du pétrole brut comme source d’énergie primaire, en particulier aux Etats-Unis, en Europe et au Japon, par une prédominance des États producteurs dans l’amont pétrolier et par une tendance à la hausse des cours du brut.

4 Dans ce contexte, la politique énergétique algérienne s’est établie sur les deux piliers suivants : d’une part une législation sur les hydrocarbures (voir tableau 1) que l’on pourrait qualifier de « nationaliste » et, d’autre part, une politique d’alliances sur la scène pétrolière mondiale, à travers son adhésion à l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP), afin d’optimiser les recettes d’exportation.

5 Comme il ressort du tableau 1, l’Algérie est alors un pays essentiellement pétrolier.

Tableau 2

Production et exportation d’énergie primaire de l’Algérie

1980 Production d’énergie primaire 70587
(MTEP)
1990
107309
2000
153224
2004
170646
2007
177904
Brut et condensat (%) 80,32 54,23 42,06 47,91 39,49
Gaz (%) 19,57 45,72 57,88 52,04 60,51
Exportations (MTEP) 56344 83978 124125 136891 138470
Brut et condensat (%) 77,50 41,20 33,08 44,12 34,36
Gaz (%) 12,26 40,53 54,96 47,99 65,64
Exportations/Production (%) 79,82 78,26 81,01 80,22 77,83
figure im3

Production et exportation d’énergie primaire de l’Algérie


Ministère de l’Énergie et des Mines.

6 Au cours de cette première phase, les relations énergétiques entre l’Espagne et l’Algérie sont quasiment inexistantes. Dans les premières années qui ont suivi l’indépendance, les relations entre les acteurs énergétiques des deux pays sont limitées. Repsol, à l’époque Hispanoil, était implanté dans l’exploration et le développement en Algérie depuis les années 1960 (joint venture). Par ailleurs, Catalana de Gas (aujourd’hui Gas Natural), grâce à la ténacité de son remarquable président, Pere Durán Farell, réussit en 1969, soit en pleine période dite de desarrollismo en Espagne, à faire venir à Barcelone le premier navire méthanier en provenance d’Algérie. Toutefois, en dépit de ces initiatives isolées, les relations commerciales sont très faibles : en 1980, seulement 2 % des exportations totales de pétrole de l’Algérie étaient destinées à l’Espagne.

Phase II : Épuisement du modèle OPEP, timide réforme législative et transition vers le gaz

7 La deuxième phase est la conséquence immédiate de la chute des prix du pétrole et de la fin des effets positifs des deux premiers chocs pétroliers sur le revenu national algérien. Sur le plan intérieur, la chute de la rente pétrolière provoque une grave crise qui met fin au régime de parti unique en 1989 et débouche sur la tenue des élections législatives avortées de 1991. À l’extérieur, le paysage énergétique mondial change et entre dans une phase marquée par une substitution lente mais progressive du gaz au pétrole, par une forte baisse des cours du pétrole brut, en valeur nominale et en valeur réelle, et, enfin, par une perte d’influence des États producteurs sur la scène pétrolière internationale, les conditions étant réunies pour que les grands conglomérats énergétiques – transnationaux et privés – reprennent le chemin de la reverticalisation « universelle » du secteur (contrôle global de l’extraction, du transport, de la production et de la commercialisation des biens énergétiques).

8 Les conséquences de ces changements ne se font pas attendre. À partir de 1986, la législation sur les hydrocarbures traduit la nécessité de s’adapter à la nouvelle situation. Cette année-là, une nouvelle loi sur les hydrocarbures est promulguée (voir tableau 1), qui autorise de nouveaux types de contrats avec les investisseurs étrangers et allège la fiscalité. Cette réforme est encore timide, car si elle témoigne du besoin de financement de l’Algérie, elle continue à limiter l’activité des investisseurs étrangers, qui se voient exclus des gisements de pétrole que Sonatrach exploite et commercialise déjà, ainsi que de tous les gisements de gaz et de l’ensemble des activités liées au transport et à la commercialisation des hydrocarbures (l’aval pétrolier), monopole de Sonatrach.

9 Cette situation entraîne les premiers changements. Dès 1990, on observe une modification de la structure de la production et des exportations d’hydrocarbures de l’Algérie. Comme on peut l’observer dans le tableau 2, la part de la production et des exportations de gaz a considérablement augmenté et dépasse même celle du pétrole brut. Depuis les années 1990, l’Algérie est par conséquent un pays plus gazier que pétrolier.

Phase III : Une législation qui permet de connecter le gaz algérien à l’électricité espagnole

10 Au début des années 1990, il apparaît évident que la législation n’est plus en phase avec la réalité du secteur, qu’elle n’est plus adaptée ni à l’époque ni à la profonde crise économique que connaît l’Algérie. C’est pourquoi, en 1991, la loi sur les hydrocarbures (voir tableau 1) est de nouveau modifiée. Cette nouvelle législation et l’évolution de la scène énergétique mondiale modifient considérablement le paysage énergétique algérien de la fin du siècle. Ce changement s’explique non pas tant par la nouvelle baisse de la fiscalité que par trois éléments que contient la nouvelle loi et qui permettent : i) aux investisseurs étrangers non seulement d’opérer sur les gisements déjà exploités par Sonatrach mais aussi, et surtout, d’opérer sur les gisements de gaz ; ii) aux compagnies étrangères, avec toutefois l’autorisation de Sonatrach, d’opérer dans le transport des hydrocarbures ; iii) en cas de litige, de recourir à l’arbitrage international.

11 Ces trois changements, qui renforcent notablement la position de l’Algérie comme principal producteur de gaz en Méditerranée occidentale, interviennent au moment où deux pays voisins, l’Espagne et l’Italie, commencent à transformer leur modèle de consommation d’énergie primaire. Nous nous intéresserons ici uniquement au cas de l’Espagne.

12 Au cours des années 1990, quatre phénomènes se produisent - trois en Espagne et un au niveau européen - qui, sans qu’on puisse affirmer qu’ils sont la conséquence des changements législatifs intervenus en Algérie, s’accordent parfaitement avec l’esprit de la loi 91-24.

13 En Espagne, un choix politique très fort est d’abord fait en faveur du gaz et des centrales à cycle combiné qui, dès le début du XXIe siècle, place le pays au premier rang européen en termes de capacité de regazéification et de cogénération, et au troisième rang mondial, juste après le Japon et la Corée du Sud. Ensuite, l’option prise en faveur du gaz algérien, en particulier par Catalana de Gas sous la direction de Duràn Farell, aboutit, en 1996, à la construction du GME qui transporte aujourd’hui 11 milliards de mde Hassi R’Mel à San Roque (Andalousie), via le Maroc. Naît ainsi le premier grand projet intégré hispano-algérien dans le segment intermédiaire [2]. Enfin, le secteur de l’énergie électrique connaît sa première grande vague de privatisations et de restructuration. Il s’ensuit que les grandes entreprises comme Repsol ou Cepsa, à l’instar des majors internationales, tendent vers la reverticalisation et s’orientent vers la recherche de gisements à l’étranger. Parallèlement, d’autres entreprises de moindre dimension, comme actuellement Gas Natural, Endesa, Iberdrola et Unión FENOSA, s’engagent dans un processus de concentration de la propriété et de diversification de leur activité qui a favorisé la naissance de bon nombre des alliances entre compagnies gazières et électriques que compte l’Espagne aujourd’hui. Il est maintenant impensable que le système électrique espagnol fonctionne sans cette source d’énergie.

14 En 1995 est lancé le processus de Barcelone. Quoique les hydrocarbures ne figurent pas explicitement dans les trois volets du partenariat euroméditerranéen (et que la mise en œuvre de l’accord d’association Algérie-UE ne date que de septembre 2005), cela va donner un cadre institutionnel aux projets des acteurs énergétiques de la région : d’abord, l’implication active de la Banque européenne d’investissement (BEI) dans le financement des grandes infrastructures énergétiques ainsi que le classement de plusieurs projets d’infrastructure énergétique comme projets prioritaires par la DG Énergie et Transports de l’UE, ensuite, l’émergence, dans le cadre du partenariat euro-méditerranéen, de structures institutionnelles qui regroupent les intérêts des acteurs énergétiques de la région, les deux plus importantes étant l’Observatoire méditerranéen de l’énergie (OME), qui rassemble les compagnies énergétiques du Sud et du Nord de la Méditerranée, et le Forum euro-méditerranéen de l’énergie, qui réunit acteurs gouvernementaux et acteurs privés du secteur.

15 Il s’ensuit que le secteur énergétique algérien entre dans le XXIe siècle dans des conditions bien différentes de celles d’il y a trente ans. Pour preuve, la présence grandissante des compagnies étrangères dans les activités de production et d’extraction de pétrole brut et de gaz en Algérie, comme le montre le tableau 3.

Tableau 3

Participation des compagnies étrangères à la production et aux recettes d’exportation de l’Algérie (%)

1995
Brut et condensat en
association 1,85
1996
7,14
2000
18,33
2001
20,34
2002
30,16
2003
40,28
2004
43,42
2005
46,84
2006
48,10
2007
48,10
GPL en association 0,00 3,29 12,50 11,11 11,11 12,50 22,22 22,22 25,00 33,33
GN en association 0,87 4,07 8,57 8,51 8,57 9,42 13,89 18,42 18,67 21,57
Recettes d’exportation
des partenaires n.d.
n.d. 5,55 5,52 9,65 9,15 9,80 10,40 9,86 6,53
figure im4

Participation des compagnies étrangères à la production et aux recettes d’exportation de l’Algérie (%)


Ministère de l’Énergie et des Mines et FMI, Algeria Statistical annex.

16 S’agissant du pétrole, le respect des quotas de l’OPEP par l’Algérie semble donc impossible, les compagnies étrangères étant de plus en plus présentes dans l’extraction d’hydrocarbures commercialisables [3].

17 En ce qui concerne le gaz, les réformes successives ont favorisé : a) la transformation de l’Algérie en un pays plus gazier que pétrolier ; b) l’arrivée d’investisseurs étrangers venus exploiter les gisements de gaz et s’associer à Sonatrach pour le transport en dehors du territoire algérien (lois de 1986 et de 1991) ; et c) la sécurisation des investisseurs étrangers grâce à la possibilité de recours à l’arbitrage international (loi de 1991), attirant ainsi dans le pays des entreprises « mineures » du secteur de l’énergie ou des compagnies d’électricité venues s’assurer un approvisionnement en énergie primaire sans intermédiaire.

18 Ce gaz est destiné aux voisins les plus proches de l’Algérie étant donné :

19

  • la part croissante du gaz dans la consommation énergétique européenne, qui favorise la constitution d’un microcosme [4] gazier régional car, dans le cas du gaz, et contrairement à ce qui se passe dans le great pool, le coût de transport est un facteur très important et le stockage est difficile.
  • les politiques énergétiques nationales mises en œuvre en Espagne (et également en Italie), qui ont facilité les alliances entre entreprises gazières et électriques.

20 C’est pourquoi, au début du XXIe siècle, lorsque commence en Algérie la quatrième phase évoquée plus haut, tous les éléments requis sont réunis pour une hypothétique intégration énergétique hispano-algérienne. D’un côté, l’Algérie accepte la législation internationale et ouvre ses portes aux investisseurs pour l’extraction et le transport du gaz ; de l’autre, la politique énergétique de l’Espagne mise sur l’approvisionnement en provenance d’Algérie pour la génération d’électricité, et la principale entreprise gazière espagnole décide d’investir dans des infrastructures de transport en vue de devenir, en Espagne, la première entreprise de commercialisation du gaz algérien. Par ailleurs, le Processus de Barcelone facilite la canalisation des ressources financières en faveur de cette intégration et favorise la création des structures institutionnelles nécessaires pour qu’elle se produise.

Phase IV : Les deux faces de la loi sur les hydrocarbures : expansion des intérêts espagnols et limitations imposées à Sonatrach en Espagne

21 C’est dans le contexte décrit au paragraphe précédent que doivent être interprétés les deux derniers changements législatifs, tels qu’indiqués dans le tableau 1, comme pouvant contribuer à une plus grande intégration énergétique hispano-algérienne. Si les données présentées ci-après corroborent en partie cette hypothèse, les obstacles opposés par l’Espagne -et l’Union européenne- à l’action de Sonatrach peuvent mettre fin à cette communauté d’intérêts et renforcer la composante nationaliste de la politique énergétique algérienne.

État actuel des relations énergétiques hispano-algériennes

22 La présence grandissante des entreprises espagnoles dans le secteur de l’énergie en Algérie s’est accompagnée d’une accélération de l’investissement direct espagnol. De fait, auparavant investisseurs de moindre importance, les entreprises espagnoles représentent aujourd’hui 12% du stock d’IDE cumulé depuis 1999 et occupent la troisième place, juste après les États-Unis et le Royaume-Uni [5]. Le tableau 4 retrace cette évolution – de la présence modeste de Repsol dans les années 1980, dans les activités d’exploration et de développement des gisements pétroliers, jusqu’aux accords passés avec CEPSA (1996) et, plus récemment, avec Gas Natural dans le secteur du gaz – et montre que de plus en plus d’entreprises s’intéressent à l’amont algérien. Repsol YPF, présent sur les gisements de pétrole et de gaz, demeure le principal acteur espagnol de l’exploration et du développement et vient d’annoncer la découverte d’un important gisement de gaz à l’est de Reggane. Ces dernières années toutefois, sont venues s’ajouter d’autres entreprises davantage spécialisées dans le secteur intermédiaire (Gas Natural) et dans l’aval (CEPSA). Tout indique donc que les entreprises espagnoles ont conclu des alliances avec Sonatrach pour les produits extraits et exportés d’Algérie vers l’Espagne, dans le cas du gaz, et vers le reste du monde, dans le cas du pétrole.

Tableau 4

Accords d’entreprises espagnoles avec Sonatrach dans l’activité amont en Algérie (% de participation dans le capital)

Repsol YPF GAS Natural CEPSA
Gassi Touil-Rhourde Nous
Repsol YPF (48 %)
Gassi Touil-Rhourde Nous Gas
Natural (32 %)
Berkine. 406a ORD Repsol YPF
(39,75 %), et RKF (100 %)
Gassi Chergui ouest Repsol YPF
(48 %)
Gassi Chergui ouest Gas Natural
(32 %)
Timimoun (Blq. 325a y 329),
CEPSA (11,25 %), Total (63,75 %))
Reggane (351c, 352c), Repsol
YPF (33,75 %), RWE (22,5 %),
Edison (18,75 %)
Béchar (Blq. 309b1, 310b1,
311b1, 319b1) CEPSA/Total
(20/80)
M’Sari Akabli 332a, 341a3,
339a1,337a1 Repsol YPF (45
%), RWE Dea (30 %)
TFT Total (35 %), Repsol YPF
(30 %)
Issaouane (BEQ, TIM, TFR) Repsol YPF
(55 %), Orange Nassau (15 %),
Samsung (20 %), Kyong-In (10 %)
figure im5

Accords d’entreprises espagnoles avec Sonatrach dans l’activité amont en Algérie (% de participation dans le capital)



élaboré par l’auteur à partir des données des entreprises et d’informations de presse de la sourcede données Factiva.

23 Comme le montre le tableau 5, l’un des secteurs qui a attiré le plus d’investissement dernièrement (seul le GME remonte à la décennie précédente) et dans lequel les entreprises espagnoles sont le plus solidement implantées, à l’exception de Repsol YPF pour l’instant, est le secteur du transport. Le cas de Gas Natural et de CEPSA, qui sont les promoteurs des deux gazoducs qui relieront l’Algérie à l’Espagne, est évident. Il est toutefois intéressant de mettre en évidence le pari que font les compagnies d’électricité espagnoles sur ce segment de la filière.

Tableau 5

Accords des entreprises espagnoles avec Sonatrach dans le segment intermédiaire (% de participation dans le capital et volume des achats de gaz) Achats de GNL à Sonatrach

GAS Natural CEPSA ENDESA IBERDROLA
GME Duràn Farrell
(9 mds m3/an)
MEDGAZ
(10 %/ 0,8 md m3/an)
MEDGAZ
(20 %/ 1,6 md m3/an)
MEDGAZ
(12 % / 1 md m3/an)
MEDGAZ
(20 % /1,6 md m3/an)
figure im6
figure im7

Accords des entreprises espagnoles avec Sonatrach dans le segment intermédiaire (% de participation dans le capital et volume des achats de gaz) Achats de GNL à Sonatrach



élaboré par l’auteur à partir des données des entreprises et d’informations de presse.

24 Ce tableau montre bien que les premiers demandeurs de gaz algérien ont créé des alliances et des entreprises conjointes avec l’offrant Sonatrach. La construction conjointe de gazoducs et la création d’entreprises de trading (tableau 6) révèlent que, sur ce segment, il existe une intégration microéconomique qui, bien que limitée, unit « l’amont Sonatrach » à la commercialisation du gaz en Espagne (cas de Gas Natural et de Cepsa) et à la génération d’électricité en Espagne (cas d’Iberdrola, d’Endesa et d’Unión FENOSA, récemment rachetée par Gas Natural). Ces alliances témoignent donc d’une complémentarité entre les activités de Sonatrach et celles des entreprises espagnoles du secteur de l’énergie. Cette complémentarité est aujourd’hui évidente sur le segment intermédiaire du transport, mais elle est moins visible sur d’autres segments de la chaîne énergétique.

25 Le tableau 6 présente une partie de ces segments où les alliances apparaissent moins clairement et concernent la présence de Sonatrach dans l’activité aval (commercialisation et raffinage en Espagne). Ce qui ressort tout d’abord de ce tableau, c’est que toutes les entreprises associées à l’activité de transport signent en échange des contrats de fourniture. Dans le cas des gazoducs, c’est là une condition stipulée dans les accords d’association. Pour le GNL, la situation est différente.

26 S’agissant des compagnies d’électricité Iberdrola et Endesa, ces contrats ont pour contrepartie une association avec Sonatrach qui peut être formulée en ces termes : « gaz algérien contre présence en Espagne et dans l’Union européenne ». Pour l’heure, ces projets ne sont pas majoritaires, mais, en l’état actuel des choses, cela signifie que Sonatrach détiendra une participation, indirecte certes, dans les complexes de Sagunto, Murgados et Bilbao (10% dans le cas de Reganosa).

27 Dans le cas de Cepsa, il s’agit d’une association avec des sociétés de transport, de cogénération et de commercialisation sur le territoire européen, qui s’accompagne d’une participation de Sonatrach de 30% dans Cepsa Gas Comercializadora et Gepesa et de 50% dans Sonacep.

28 En ce qui concerne Gas Natural, les informations sont contradictoires car, malgré son contrat portant sur 3,8 mds de m3/an, il n’est pas sûr que cette entreprise maintienne ce type d’activité GNL. De même, on ne sait pas encore ce qu’il adviendra des contrats que Sonatrach avaient conclus avec Unión Fenosa et qui, après le rachat de la compagnie espagnole, devraient la lier à Gas Natural.

Tableau 6

Présence de Sonatrach dans le capital des activités en aval en Espagne

REGANOSA
(10 %)
CEPSA Gas
Comercializadora
(30 %)
GEPESA
(30 %)
SONACEP
(50 %)
SONATRACH Gas
Comercializadora
(100 %)
BASF
SONATRACH
PROPANCHEM
S. A (49 %)
Endesa (21 %)
Unión Fenosa
(Gas Natural)
Cepsa (35 %) filiale de
Cepsa
Cepsa (50 %)
BASF España
(51 %)
Autres (48%) Autres (35 %)
figure im8

Présence de Sonatrach dans le capital des activités en aval en Espagne


élaboré par l’auteur à partir des données des entreprises et d’informations de presse.

29 Ce tableau met également en évidence la présence de Sonatrach dans le secteur pétrochimique à Tarragone, aux côtés de Basf. Il s’agit là du premier investissement de Sonatrach en Espagne qui, à l’époque, a laissé penser que telle serait la forme d’internationalisation privilégiée par la compagnie algérienne. Toutefois, compte tenu de l’importance acquise par le gaz dans les hydrocarbures algériens et dans le système de génération d’électricité en Espagne, il semble que Sonatrach s’oriente maintenant vers la commercialisation ou la cogénération avec des partenaires locaux.

30 Enfin, ce tableau fait apparaître une question très débattue dans les pays consommateurs, qui est de savoir si les pays producteurs cherchent à maintenir leur part de revenu national en investissant et en intervenant sur d’autres segments de la chaîne énergétique dans les pays consommateurs. Le nouveau type de contrat présenté dans le tableau 6 s’inscrirait dans cette stratégie, de même que les propos tenus par le ministre algérien de l’Énergie et des Mines, Chakib Khelil, à l’occasion de la dernière série d’appels d’offres, et selon lesquels les concessions seront accordées en échange d’accords sur l’activité aval. Ce n’est qu’à contrecœur, et après plusieurs mois de conflit, que la Commission nationale de l’énergie (CNE) espagnole a autorisé Sonatrach Gas Comercializadora à commercialiser 1 milliard de men Espagne. La première cargaison de 30000 mest arrivée à Barcelone le 7 avril 2009.

31 En résumé, au-delà des alliances portant sur les produits extraits et exportés, telles que présentées dans le tableau 4, il existe deux modèles d’alliances bien définis, comme le montrent les tableaux 4 et 6.

32 Le premier modèle est issu de l’accord le plus « ancien », qui a constitué la première forme d’intégration microéconomique dans la région, à savoir le gazoduc GME. Il s’agit là d’une intégration limitée qui unit « l’amont Sonatrach et associés » à la commercialisation du gaz de « Gas Natural » en Espagne. Ce modèle pourrait être mis en place avec l’entrée en service du gazoduc MEDGAZ. À l’avenir, ce type d’alliance d’entreprises pourrait faire du territoire espagnol une simple voie de passage pour les gazoducs.

33 Le second modèle est certes très proche du premier mais associe le transport par gazoduc à la fourniture de GNL et à la génération d’électricité, conjuguant les intérêts des compagnies d’électricité et ceux de Sonatrach en Algérie. Jusqu’à présent, ce type d’alliance inclut dans les contrats de fourniture de gaz la regazéification et la génération conjointe en Espagne. Il faut espérer qu’il en résultera une intégration du secteur gazier maghrébin au secteur électrique espagnol, le projet Reganosa pouvant en constituer un exemple, et également, suivant l’évolution des alliances au sein du secteur européen, une intégration du secteur gazier maghrébin au secteur électrique européen.

34 Par ailleurs, ces trois tableaux font ressortir une incertitude quant à deux autres modèles possibles de relations.

35 Le troisième modèle, dont l’application est remise à plus tard mais qui reste du domaine du possible, est issu d’accords portant sur des projets du type Gassi-Touil – soumis actuellement à l’arbitrage international – et associe l’extraction conjointe à la commercialisation conjointe. Dans ce cas, il n’apparaît pas clairement si la commercialisation concerne exclusivement le marché espagnol ou un marché plus vaste car, si les prévisions se vérifiaient, le projet de Gassi-Touil représenterait déjà à lui seul 20 % de la consommation en Espagne. De ce point de vue, les alliances de ce genre pourraient faire de l’Espagne la voie de la commercialisation du gaz provenant d’Afrique du Nord vers l’Union européenne. Les accords conclus par Cepsa et par Unión Fenosa (aujourd’hui Gas Natural), qui commercialise déjà 13,3 % de « son » gaz à travers des activités de trading international, semblent également aller dans ce sens.

36 Le quatrième modèle est celui de la société Sonatrach Gas Comercializadora, qui pourrait devenir une entreprise de commercialisation « espagnole » parmi d’autres lorsque seront réglées les difficultés que soulève la question suivante : quelle relation faut-il établir avec une entreprise à la fois fournisseur en aval et concurrent sur les marchés espagnol et européen de la vente ?

37 Enfin, il existe un cinquième modèle de relations, issu des alliances que les entreprises espagnoles peuvent conclure dans l’aval et dans le domaine des infrastructures énergétiques algériennes. Comme le montre le tableau 7, on distingue ici quatre types d’alliance : investissement dans l’industrie pétrochimique algérienne, investissement dans les centrales électriques, avec la possibilité d’intégrer l’énergie solaire, construction de câbles électriques et grands travaux d’infrastructures liées au secteur énergétique.

Tableau 7

Présence du capital espagnol dans l’aval en Algérie

Pétrochimie Électricité Infrastructures Énergie
POLYETHYLENE FERTIAL AMMONIAC JVC
ET JVP
CENTRALE
HYBRIDE Hassi
Rmel
Île Hassi Messaoud (Estudio
de Arquitectos de Barcelona
y Madrid)
Raffinerie Skikda (Técnicas
Reunidas)
Repsol Química
(33%)
Fertiberia
(66%)
Fertiberia (51%) Abengoa Thermosolaire-Cycle com
biné à Meghaier (appel
d’offres pour des entreprises
espagnoles)
MEDGAZ (Técnicas Reunidas)
Réseau électrique à
Constantine (Iberdrola)
Turbines pour cycle combiné
à Shariket Karhaba Koudiet
Eddraouch Spa (Iberdrola)
Projet de câble électrique
(Endesa et Iberdrola)
figure im9

Présence du capital espagnol dans l’aval en Algérie


élaboré par l’auteur à partir des données des entreprises et d’informations de presse.

38 À l’exception de la pétrochimie, où il semble se produire une certaine délocalisation de l’activité de l’Espagne vers l’Algérie –délocalisation dont on ne sait pas dans quelle mesure elle est liée aux coûts ou à la législation environnementale-, les investissements annoncés dans les trois autres domaines pourraient être à l’origine de nouvelles relations énergétiques avec l’Algérie, relations fondées sur ce qui constitue aujourd’hui le grand conglomérat espagnol d’entreprises spécialisées dans les énergies alternatives (solaire et éolien), la construction de grandes infrastructures et la génération d’électricité. C’est là une hypothèse plausible.

39 Ces cinq modèles possibles de relations présentent les trois implications importantes suivantes :

40

  • Les alliances qui aujourd’hui apparaissent clairement sont asymétriques et jouent en faveur de l’Espagne, du fait que, avec l’Italie, elle est le principal pays demandeur de gaz algérien (ces deux pays représentent près des 2/3 du total) et elle en est également la voie de passage vers les marchés consommateurs. Il s’agit là d’une situation de duopsone dans laquelle le pouvoir de marché est détenu par le demandeur de gaz.
  • Les alliances qui apparaissent actuellement comme possibles favoriseraient des relations énergétiques hispano-algériennes plus symétriques et plus équitables, dans la mesure où la participation détenue par les entreprises espagnoles dans l’activité amont et le segment intermédiaire serait « compensée » par celle que détiennent les entreprises algériennes dans l’activité aval. Par ailleurs, elles entraîneraient une intégration microéconomique complète et permettraient à Sonatrach de franchir l’étape nécessaire pour devenir un acteur mondial, partageant les mêmes intérêts que la majorité des entreprises énergétiques « occidentales ».
  • Le nouveau type d’alliances qui se dessine dans l’activité aval en Algérie semble relever davantage de relations centre-périphérie que de relations entre partenaires commerciaux, comme le sont actuellement celles entre les entreprises espagnoles et Sonatrach (il nous faut toutefois admettre que c’est là faire bien des conjectures). Il s’agit ici d’investissements réalisés par de grands groupes espagnols qui cherchent de nouvelles sources d’énergie primaire - dans le cadre d’un accord d’interconnexion électrique destiné à importer de l’énergie électrosolaire - et entendent, par la même occasion, satisfaire l’objectif obligatoire de l’UE de porter à 20% la part des énergies renouvelables dans la consommation. Le fait que la société New Energy Algeria (NEAL), filiale de Sonatrach et de Sonelgaz, a d’ores et déjà conclu des accords, ne doit pas faire oublier que ces deux entreprises ne disposent ni de la technologie ni des droits de propriété en matière d’énergie solaire et éolienne qui leur permettraient de se placer sur un pied d’égalité avec les entreprises espagnoles.

Intégration ou conflit ?

41 La situation décrite au paragraphe précédent, les revendications croissantes de Sonatrach afin d’obtenir l’autorisation de commercialiser le gaz en Espagne et en Europe, ainsi que le conflit de Gassi-Touil montrent bien qu’il existe un décalage entre la réalité et les changements législatifs intervenus en 2005 et 2006. Les changements apportés en 2006 ont suscité de la méfiance et expliquent, en partie, le retrait des entreprises espagnoles du projet de Gassi Touil. Certes, la proposition de modification de la loi 05-07 contient des réminiscences du nationalisme pétrolier, mais, dans les circonstances actuelles, les « nouveaux » risques sont limités alors que les changements en faveur d’une internationalisation croissante du pétrole et du gaz algériens sont nombreux. Il est vrai que la proposition d’une taxe sur les profits exceptionnels (s’appliquant de manière progressive à partir de 30 dollars le baril) peut, si elle est appliquée, affecter les profits des entreprises en pourcentage mais pas en volume. Toutefois, il n’y a aucune raison de penser qu’elle constitue un premier coup de frein à la politique d’ouverture et d’internationalisation suivie ces dernières décennies.

42 L’autre face de la loi 05-07, qui n’a pas fait l’objet d’une modification en 2006 et dont on ne parle pas, est cependant la plus importante. En effet, comme il ressort du tableau 1, cette législation ouvre la voie pour que Sonatrach devienne un acteur mondial dans la mesure où elle opère la séparation entre l’État, en tant que propriétaire des richesses du sous-sol du pays, et Sonatrach, en tant qu’entreprise nationale. Ainsi, l’État renonce de facto à la gestion directe du secteur des hydrocarbures. Autrement dit, il se verrait privé de la possibilité de gérer Sonatrach en parfaite conformité avec le critère politique et public de maximisation (à travers les revenus de la propriété et la fiscalité) de la part de la rente ricardienne dans le revenu national.

43 Elle modifie la fonction de Sonatrach, qui devient une entreprise « simplement » commerciale, et fait des hydrocarbures algériens une simple marchandise exportable. Elle ouvre ainsi la voie à une internationalisation croissante du secteur gazier algérien et rend possible son intégration dans des espaces géo-énergétiques, comme pourrait l’être l’espace méditerranéen.

44 En d’autres termes, cette loi constitue le cadre législatif permettant l’intégration microéconomique dont nous avons parlé. La nouvelle loi sur les hydrocarbures est une sorte de Janus juridique qui, suivant la face présentée, a un sens différent. Pour les entreprises espagnoles, Sonatrach est le Mr. Hyde qui s’abandonne à son instinct nationaliste, tandis que le législateur algérien s’emploie à en faire un Dr. Jekyll pleinement intégré au jeu des grands consortiums transnationaux. À l’heure actuelle, Sonatrach, comme le personnage de Stevenson, est encore les deux à la fois : une compagnie nationale pétrolière, avec tout ce que cela implique, et une entreprise commerciale à vocation internationale et transnationale. Le discours tenu par l’Espagne – et l’Union européenne - l’invite à jouer le « gentil » Jekyll mais, en même temps, les ingrédients nécessaires lui sont fournis pour préparer la potion qui la transformera en Mr. Hyde.

45 Trois hypothèses de comportement futur découlent de notre analyse des relations énergétiques hispano-algériennes actuelles, et seule l’une d’entre elles se présente comme un « vaccin » contre l’instinct nationaliste de Sonatrach.

46 Dans la première hypothèse, les relations actuelles sont maintenues, soit des relations fondées sur la logique pays producteur/pays consommateur, avec certaines alliances sur le segment intermédiaire. Dans ce cas, face à la perte de rente ricardienne entraînée par l’arrivée de consortiums transnationaux sur les gisements algériens, il faut s’attendre à ce que le législateur algérien pousse soit à une hausse de la fiscalité sur les produits extraits, soit à des alliances entre pays producteurs afin de faire monter les prix. Dans le contexte actuel, où les pétrodollars sont sollicités pour le financement des économies anciennement industrialisées, ce ne serait pas une mauvaise option pour l’Algérie, qui, à travers son fonds de stabilisation (47 milliards de dollars en 2008) converti en fonds souverain, pourrait ainsi compenser sa perte relative de pouvoir, comme pays pétrolier, sur la scène internationale.

47 Dans la deuxième hypothèse, Sonatrach se reverticalise et s’internationalise, suivant l’exemple des grandes compagnies pétrolières internationales. Sa source de bénéfices proviendrait ainsi de l’ensemble de la chaîne de valeur des hydrocarbures, en Algérie et à l’extérieur, ce qui :

48

  • assurerait le maintien de la position de Sonatrach comme l’une des premières compagnies énergétiques du monde, dotée d’une structure d’activités beaucoup plus équilibrée, diversifiée et adaptable aux changements de conjoncture ;
  • constituerait le meilleur vaccin contre le nationalisme énergétique de type OPEP, comme l’a montré le cas de PDVSA (Petróleos de Venezuela), avant l’arrivée au pouvoir de Chavez, avec la reverticalisation et l’internationalisation des compagnies pétrolières nationales ;
  • constituerait l’une des conditions nécessaires pour l’intégration réelle de l’espace géo-gazier de la Méditerranée occidentale.

49 La troisième hypothèse, que nous avançons avec précaution, est que le choix énergétique que les pays consommateurs de la Méditerranée occidentale font en faveur de l’Algérie porte non pas sur les hydrocarbures mais sur la délocalisation de leur production d’électricité - solaire, dans le cas de l’Espagne, nucléaire dans celui de la France. Cette option, qui pourrait avoir comme raison, entre autres, la délocalisation des coûts d’environnement, risquerait à terme d’entraîner une perte importante de la capacité d’influence de l’Algérie sur la scène énergétique méditerranéenne, avec des conséquences incertaines.

50 Il appartient à l’Espagne, l’un des premiers partenaires énergétiques de l’Algérie et l’un des principaux consommateurs du gaz algérien, de faire pencher la balance d’un côté ou de l’autre. Les alliances entre les entreprises espagnoles et la société algérienne Sonatrach, dont la consolidation se poursuit, pourraient constituer le noyau à partir duquel créer un « partenariat énergétique » hispano-algérien, comme l’a signalé la vice-présidente du gouvernement espagnol, María Teresa Fernández de la Vega, ce qui nous rapprocherait de la deuxième hypothèse envisagée. Pour cela, deux conditions doivent être réunies : d’une part, ne pas commettre d’erreur dans les négociations, comme cela a été le cas dans l’affaire Gassi-Touil où une plus grande flexibilité concernant les prix et les coûts aurait suffi pour parvenir à un accord et, d’autre part, ouvrir le marché espagnol à Sonatrach. Comme il a été avancé, telle pourrait être la base de relations énergétiques plus équitables entre l’Espagne et l’Algérie, qui éviteraient le risque de voir Sonatrach se transformer en Mr. Hyde. Les autres options, telles qu’elles sont prises aujourd’hui, feront ressortir cette facette et renforceront le nationalisme énergétique algérien. ?

Notes

  • [1]
    Au-delà du secteur des hydrocarbures, en règle générale, ces réformes ont été plutôt un ajustement qu’un changement de système.
  • [2]
    Habituellement le segment intermédiaire est inclus dans l’amont, mais, en termes analytiques, séparer ces deux segments apporte plus d’information. Ici, on considère comme segment intermédiaire les aspects relatifs à la commercialisation et au transport de marchandises telles le pétrole brut, le gaz naturel et le GNL.
  • [3]
    Ce processus est en train de se produire dans l’ensemble des pays de l’OPEP, avec certes une intensité et une visibilité variables, selon le volume des quotas de chaque pays et la part des accords de partage de la production.
  • [4]
    Dans le sens où l’on trouve, dans cet espace méditerranéen, à la fois les majors, les principaux producteurs et consommateurs, des pays de transit…
  • [5]
    Ministère de l’Energie et des Mines, Evolution du secteur de l’énergie et des mines 1962-2007, Alger, 2008, p. 51.
Aurèlia Mane Estrada
G.A.T.E., Universitat de Barcelona. L’analyse présentée dans cet article s’inscrit dans le cadre du projet de IGDGi “Actores e intereses en las relaciones exteriores de España con el mundo árabe y musulmán » (CSO2008-06232-C03-03/CPOL).
Cette publication est la plus récente de l'auteur sur Cairn.info.
Mis en ligne sur Cairn.info le 01/01/2011
https://doi.org/10.3917/come.071.0135
Pour citer cet article
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