La compagnie nationale des hydrocarbures, Sonatrach, a signé, avec le groupe pétrolier et gazier américain ExxonMobil, un Mémorandum d’Entente (MoU) pour engager des discussions conjointes sur les opportunités potentielles d’exploration et de développement en Algérie, a-t-elle indiqué dans un communiqué.
La signature de ce Mémorandum d’entente « montre l’intérêt des parties à évaluer les options de collaboration à la suite de la récente promulgation de la nouvelle loi algérienne sur les hydrocarbures », a commenté Sonatrach dans son communiqué. Jeudi dernier, le groupe algérien avait signé deux MoU avec la société russe Zarubezhneft et la société turque Turkiye Petrolleri Anonim Ortakliôi (TPAO). Un mois auparavant, à la mi-mars, la compagnie nationale avait signé un MoU avec la compagnie pétrolière américaine Chevron.
La signature de ces Mémorandums d’entente « confirme le dynamisme retrouvé du domaine minier algérien, dans le cadre des nouvelles dispositions attractives introduites par la loi sur les activités hydrocarbures », se réjouit la Sonatrach. Entrée en vigueur en janvier dernier, la nouvelle loi sur les hydrocarbures, qui a maintenu la règle 51/49 et le monopole de Sonatrach sur l’activité transport par canalisation, a réduit de plus de 20% la pression fiscale supportée par Sonatrach et ses partenaires, la portant de 85% à 60-65%.
Cette baisse sensible de la pression fiscale est tirée de la réduction des trois impôts principaux que compte le régime fiscal algérien relatif aux hydrocarbures, que sont la redevance sur la production, la taxe sur le Revenu pétrolier (TRP) et l’Impôt complémentaire sur le résultat (ICR).
En ne supprimant aucune taxe et en réduisant seulement ces trois taxes, « nous sommes passés à un poids fiscal autour de 60-65%, ce qui correspond à la moyenne mondiale en la matière », avait indiqué le P-dg de Sonatrach, Toufik Hakkar,
Outre la fiscalité, la nouvelle loi a introduit une autre réforme de fond portant sur l’aspect institutionnel, en clarifiant, pour la première fois, les rôles du ministre de l’Énergie, de Sonatrach et des Agences ALNAFT (Agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures) et ARH (Autorité de régulation des hydrocarbures).
La loi des hydrocarbures 05-07 modifiée et complétée prévoyait une trentaine de cas où ALNAFT était obligée d’avoir l’accord du ministre. Mais avec la nouvelle loi, le ministre n’intervient que pour les décisions stratégiques relatives à la politique générale du secteur et non pas dans les questions techniques.
L’autre grande réforme apportée par la nouvelle loi, est le retour à l’ancien système de partage de production, instauré par la loi des hydrocarbures 86-14 qui avait permis de réaliser les grandes découvertes des années 1990.
Dans un système de partage de production, le partenaire étranger n’a aucun contact direct avec l’administration fiscale ou les autres administrations, 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 en contrepartie d’une part de la production pétrolière, négociée avec Sonatrach, qui n’est pas tenue, en revanche, de supporter les risques avec son partenaire.
Sachant que l’ancienne loi (la 05-07) prévoyait un seul type de contrat peu flexible et qui ne répondait pas à toutes les formes de projets.
Mais après l’échec de ce modèle, l’Algérie est revenue aux trois types de contrats contenus dans la loi 86-14, et que la 05-07 avait supprimés.
Outre le partage de production, la nouvelle loi prévoit le retour au « contrat de participation », où Sonatrach et la compagnie pétrolière partenaire ont les mêmes droits et obligations en termes de prise de risque, de dépenses, de rémunération, de payement de la fiscalité et de partage de production également.
Le troisième contrat réintroduit par la nouvelle loi est le contrat de services à risques, qui sera pratiqué lorsque Sonatrach ne souhaite pas que son partenaire partage avec elle la production. Ainsi, l’investisseur étranger investit, supporte les risques avant qu’il ne soit rémunéré en fonction de sa performance, en cash et non pas en contrepartie d’un partage de production. Ce type de contrat est notamment pratiqué pour développer des gisements difficiles à exploiter ou améliorer la récupération des gisements matures.
Le choix de l’une des trois formules dépendra de la nature des périmètres proposés à l’exploration et l’exploitation, mais aussi de l’investisseur lui-même.
R. E.
