Énergie essentielle au développement et à la croissance des économies industrielles contemporaines, le pétrole est une ressource stratégique fondamentale, mais toutefois épuisable à terme, et donc, non renouvelable. Le 19 février 2008, pour la première fois de l’histoire, le baril de pétrole a dépassé à New York, le seuil symbolique des 100 dollars américains, ce qui représente un record absolu. La tension est forte sur l’offre de l’or noir qui ne semble plus suffire à la demande, d’autant plus que pour certains spécialistes, la perspective prochaine de voir se tarir les gisements de cette ressource stratégique, renforce encore plus la probabilité d’un pétrole moins abondant et durablement cher. Les propos de Didier Houssin de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) confirment par ailleurs cette vision pessimiste. Selon-lui, les stocks de pétrole diminuent continuellement, pour ne plus représenter « que 51 jours de la demande future, le plus bas niveau depuis cinq ans ». Entre 1996 et 2006, l’augmentation des réserves de barils de pétrole représentait 159,2 milliards, alors qu’elle se situait à 171,6 milliards de barils la décennie précédente.
La croissance de la demande énergétique dans le monde, qui est principalement due à l’essor économique fulgurant des économies en transition (principalement la Chine, dont l’augmentation de la consommation énergétique est de 8,4 % en 2006), combinée à la saturation des capacités de production des pays producteurs, en plus de l’insuffisance des industries de raffinage dans les pays consommateurs, constituent différents facteurs qui, pris dans leur ensemble, expliquent en partie la tension sur l’offre des hydrocarbures qui prévaut actuellement. Pour d’autres, comme Daniel Yergin, président du Cambridge Energy Research Associates (CERA), la situation actuelle correspond à un « retour vers le futur », puisque les tensions géopolitiques sont « au centre des inquiétudes sur l’offre pétrolière » (Jean-Michel Bezat, Le Monde, 4 janvier 2008).
Il ne fait aucun doute que la forte fluctuation du marché des cours du pétrole peut être subséquente à des incertitudes à la fois géopolitiques, financières, techniques et environnementales, mais en ce qui nous concerne, c’est la lutte de plus en plus acerbe qui se joue entre les différents acteurs de la scène pétrolière pour un accès sûr aux derniers gisements de l’or noir, qui nous intéresse plus particulièrement.
Les compagnies internationales de pétrole (International Oil Company - IOC), bien connues sous le nom de majors, sont des compagnies privées que l’on distingue généralement des compagnies nationales de pétrole (National Oil Company - NOC), dont le capital est détenu à plus de 50 % par leur État d’origine. Parmi les NOC, certaines sont la propriété intégrale de leur État d’origine, comme la Saudi Aramco (Arabie saoudite), PDVSA (Venezuela) ou Pemex (Mexique), alors que d’autres sont partiellement ouvertes aux capitaux privés, comme la compagnie Petrobras, dont seulement 32,2 % du capital est détenu par Brasilia, mais la majorité des droits de vote (55,7 %) est contrôlée par l’État brésilien. Quant à la société Gazprom, elle est détenue à 51 % par l’État russe. Les structures et les stratégies de chaque NOC sont extrêmement diversifiées, et ce, principalement en fonction des intérêts des État qui les contrôlent (pour une analyse plus détaillée de la typologie des NOC, voir Oil and Gas Journal, vol. 105, no 12, 26 mars 2007).
Maîtresses de la production mondiale, les NOC le sont aussi des réserves de pétrole. Les compagnies nationales dont les pays d’origine sont membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP), possèdent près des trois quart des principaux gisements de pétrole au monde, dont plus de 61 % proviennent du Moyen-Orient. Pour leur part, les grandes majors (Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, BP, Total et Chevron Texaco), ne contrôlent qu’environ 3 % des réserves mondiales de barils équivalent pétrole (Ernst & Young Global Oil and Gas Center, 18 janvier 2008). La production de pétrole de l’OPEP équivaut en 2006, à 41,7 % de la production mondiale, alors que celle de l’OCDE qui regroupe les cinq majors, est de 23,3 % (BP Statistical Review of World Energy 2007).
Le tableau de la page suivante démontre que, fait nouveau depuis des années, les IOC sont désormais majoritaires dans les 10 premières compagnies pétrolières mondiales en termes de production. Mais ce constat ne doit toutefois pas nous faire oublier que dans ce classement global des différentes sociétés pétrolières, au nombre des 25 premières, 14 sont intégralement ou quasi-intégralement détenues par leur État d’origine, tandis que 4 autres sont contrôlées par l’État, mais ouvertes aux capitaux privés.
Les IOC occupent toujours un rôle déterminant dans le secteur de l’énergie, mais elles ne peuvent cependant plus être considérées comme les seuls acteurs décisifs. Depuis quelques années, en comparaison avec les NOC, les grandes majors ont un résultat net élevé (20 milliards $US de résultat net pour le 3e trimestre de 2007), elles font en plus des efforts importants en matière d’investissement et engrangent des bénéfices records. Mais, à l’inverse des NOC, elles sont limitées par les volontés de rentabilité financière imposées par leurs actionnaires, ont une position relativement modeste en termes de production et un faible niveau de réserves. Actuellement, la grande majorité des IOC pompe « chaque jour plus d’hydrocarbures qu’elles n’en acquièrent par leurs découvertes ou des rachats de gisements à d’autres compagnies (Jean-Pierre Séréni, Le Monde diplomatique, mars 2007).
Lors de la dernière réunion extraordinaire de l’OPEP, tenue le 1er février 2008, les pays membres de l’organisation ont décidé de maintenir les quotas de production (hors Irak) à leur niveau actuel (29,67 millions de barils de pétrole par jour - bpj) puisque, « rien n’indique, selon le ministre saoudien de l’énergie, Ali al-Naïmi, que les conditions du marché aient changé, que l’économie ait besoin de plus de pétrole » (Jean-Michel Bezat, op.cit.). L’AIE croit cependant qu’en 2008, la croissance de la demande mondiale de pétrole sera de 2,1 millions bpj, alors que pour l’OPEP, cette dernière sera de 1,3 million bpj.
Dans une certaine mesure, ces prévisions se contredisent et laissent planer un doute sur le climat futur du marché pétrolier : les États producteurs affirment que la demande ne sera pas significativement plus importante pour l’année à venir et, conséquemment, ne veulent pas produire plus, alors que l’AIE, représentant principalement les États demandeurs, croit plutôt le contraire.
Grâce à la propriété d’immenses réserves de ressources énergétiques en plus de l’élévation de leur puissance financière suite à la hausse des prix du pétrole et du gaz en 2003, les NOC ont dorénavant une influence incontestée dans le monde énergétique. Beaucoup de pays producteurs de pétrole répondent à la forte préoccupation des pays de la communauté internationale pour s’assurer une sécurité des approvisionnements en se réappropriant leurs ressources énergétiques. Ils tendent ainsi à se réserver l’amont de la production avec un accès unique de leurs NOC à l’exploration-production.
Mais, si les compagnies nationales ont désormais une puissance absolue en termes de réserves énergétiques, quel est donc le rôle que peuvent jouer les IOC dans une stratégie de sécurité des approvisionnements ? Pour reprendre les propos de Jean-Michel Bezat, est-ce que ces anciens titans de l’industrie énergétique connaîtront le même sort que celui des « dinosaures », il y a 65 millions d’années ? Certains voudraient le croire, alors que d’autres démontrent tout à fait le contraire. Qu’en est-il réellement ?
Les volontés d’intégration des pays sud-américains pourraient constituer un blocage important pour le développement futur des IOC dans la région. Les différentes rencontres articulées pour le développement de mécanismes d’intégration régionale (Union des Nations Sud-Américaines, Communauté andine ou Mercosur), notamment en ce qui a trait à la question de l’énergie, ne semblent cependant représenter jusqu’à présent que des forums politiques où aucun programme d’action concret n’est adopté (voir Eduardo Gudynas, Ircamérica, 6 août 2007). Les questions d’intégration sud-américaines ne sont donc pas encore un facteur pouvant contribuer à amplifier le problème d’accès aux ressources en hydrocarbures auquel les IOC sont confrontées.
LA DIPLOMATIE ROSE SUD-AMÉRICAINE
La volonté des États de mieux asseoir leur contrôle tant sur les matières premières que sur l’énergie est largement due à l’augmentation massive du prix de l’or noir qui se répercute sur tous les niveaux de la production économique. Les États espèrent ainsi élargir leur assiette fiscale et profiter de la manne pétrolière pour mieux répartir la richesse intérieure, celle-ci débordant souvent sur des projets socio-économiques.
En Amérique latine, le phénomène n’est pas nouveau. Des vagues de nationalisation successive ont souvent laissé les majors dans l’embarras lorsque leurs biens n’ont pas été carrément expropriés, souvent sans compensation. L’exemple bolivien remonte à 1937 lorsque le gouvernement de David Toro Ruilova s’en prit à la Standard Oil Corporation. Les investissements reprirent au milieu de la décennie des années 50, mais les sociétés furent nationalisées à nouveau en 1969 pour finalement reprendre leurs activités quelques années plus tard. Dans les années 40, ce fut au tour du Vénézuélien Peres Alfonso d’instituer la règle du partage 50/50. Durant les années 70, ce pourcentage fut porté au-delà de 50 % par Carlos Andres Perez avant que ce dernier ne décide tout simplement de nationaliser les sociétés pétrolières étrangères. L’Équateur n’a pas échappé non plus à la tentation d’accroître ses redevances sur l’exploitation de ses ressources naturelles.
La « diplomatie pétrolière » conduite par Hugo Chavez, élu président du Venezuela en 1998, a tout de même des répercussions importantes dans le domaine des hydrocarbures (création d’une entreprise pétrolière régionale, Petroamérica, indépendante des grands monopoles transnationaux, création de l’organisation Petrocaribe afin d’assurer la coordination et la gestion de la production, du transport et de la fourniture de pétrole dans l’arc caribéen, signature en 2005 d’un accord de coopération économique et technique avec l’Iran, établissement d’accords bilatéraux avec, entre autres, l’Argentine, la Bolivie et le Brésil). Chavez a, de plus, révisé à la hausse la fiscalité pour l’exploitation du pétrole et a imposé aux 31 des 32 majors présentes dans le cinquième pays producteur de brut au monde, de se transformer en sociétés mixtes, où l’État est majoritaire (au moins 60 % du capital). En décembre 2005, plusieurs IOC se sont vues accuser de fraudes fiscales et ont dû s’acquitter d’une forte amende (224 millions $US pour les compagnies Total, Repsol YPF et Teikoku Oil).
Ces nouvelles conditions contractuelles ont eu des incidences négatives sur les taux d’investissements dans la région, mais n’ont toutefois pas complètement fermé l’aval des ressources pétrolières vénézuéliennes aux IOC. À titre d’exemple, après le décret de création de l’Entreprise Mixte PetroCedeño en novembre 2007, Total et la PDVSA ont conclu que la compagnie française, qui détenait une participation de 47 % dans Sincor, devient actionnaire de PetroCedeño à 30 %, aux côtés de la PDVSA (60 %) et de Statoil (9 %). Total recevra une compensation payée en pétrole pour le transfert de 16 % de sa participation à la PDVSA (www.total.com, 8 février 2008).
En Bolivie, les autorités ont emprunté en 2006 une voie similaire à celle d’Hugo Chavez en renationalisant les industries de gaz et de pétrole. Le président Morales avait par ailleurs donné 180 jours aux compagnies étrangères (incluant des NOC comme Petrobras) présentes en Bolivie pour trouver un accord avec le gouvernement sur la nouvelle répartition des revenus. À défaut, les compagnies devaient quitter le pays. Les 10 compagnies ont finalement signé un accord avec le gouvernement bolivien, ce qui représente un succès incontestable pour Evo Morales. Pour la compagnie espagnole Repsol, la modification du régime fiscal des IOC qui porte à 50 % les impôts et royalties sur la production d’hydrocarbures, signifie qu’elle doit réduire d’un quart ses réserves mondiales estimées à 1,25 milliard de bep (52 % de ses réserves de gaz naturel, soit 659 millions de bep se trouvent en Bolivie) (L’Expansion.com, 26 janvier 2006). Dans ces nouvelles conditions de rentabilité beaucoup moins favorables qu’auparavant pour les compagnies étrangères, les investissements dans le secteur des hydrocarbures en Bolivie notent des replis très importants.
Dans l’ensemble, la ferveur du nationalisme économique énergétique ne s’est jamais démentie, tant au Venezuela, qu’en Bolivie et en Équateur, mais aussi dans d’autres pays de la région, comme l’Argentine ou le Pérou. La nouveauté tient au fait que celle-ci intervient au moment où les tensions sur la demande d’or noir sont fortes et son prix très élevé. Faut-il s’attendre à un retour du pendule si les conditions économiques changent ou qu’une récession mondiale s’installe durablement ? En attendant, Exxon s’est adressé aux tribunaux américain, anglais et hollandais pour obtenir un gel de 12 milliards des avoirs vénézuéliens. Ce montant pourrait servir à dédommager Exxon pour le cas où la procédure d’arbitration souhaitée aboutirait à une décision favorable à son égard. Entre-temps, le Venezuela considère la procédure comme du « terrorisme judiciaire », tandis que la tension monte de part et d’autre, ce qui est une façon d’amener les deux parties à la table des négociations. Chose certaine, les autres sociétés pétrolières suivent de près l’évolution de ce dossier qui ne connaîtra aucun dénouement avant plusieurs années. Pour Caracas, la menace de couper ses approvisionnements pétroliers aux États-Unis est d’autant moins crédible que ses exportations globales de pétrole comptent pour 30 % dans la constitution de son PIB et pour 50 % de son assiette de revenus. Il s’agit donc là d’une arme à double tranchant.
LE NATIONALISME RUSSE
En ce qui concerne la Russie, la situation reste paradoxale. L’année 2005 consacre une reprise en mains par l’État de ses ressources énergétiques : il redevient actionnaire majoritaire de Gazprom (51 %), fusionne Gazprom avec Sibneft, et Yungansknefetgaz est rachetée par Rosneft (qui appartient à 100 % à l’État). Vladimir Poutine exige aussi le remboursement d’arriérés en taxes aux IOC présentes dans le pays, en plus de limiter leur participation dans les plus grands projets d’exploitation gaziers et pétroliers annoncés. Les cas de contrats conjoints de production (PSA-Production Sharing Agreements) sont de plus en plus rares, même s’ils subsistent quelques pétrolières, comme Total et Statoil, qui sont associées à l’exploitation de gisements dans des endroits inhospitaliers (Chtokman) et qui devront de plus, céder leur participation à Gazprom à la fin de la première période d’exploitation.
Shell et BP se sont aussi vues obliger de se retirer de l’exploitation de certains champs de pétrole et de gaz russes, dont les bénéfices seront plutôt octroyés à des compagnies près du pouvoir central, comme Lukoil et Gazprom. Cette dernière est par ailleurs aujourd’hui le plus grand producteur, propriétaire et exportateur de gaz au monde. La capacité verticale de production de Gazprom - en aval, comme en amont - lui confère un statut extrêmement compétitif dans le marché énergétique mondial.
La Russie épouse les lignes directrices des grandes sociétés multinationales en voulant intégrer les activités de ses sociétés depuis l’aval jusqu’à l’amont, rachetant des pipelines, des installations portuaires et d’autres infrastructures de raffinage. Son contrôle sur ses ressources en amont reste cependant entier et il existe peu d’exemples où pour des raisons fiscales et environnementales les majors n’ont pas été évincées, avec, il est vrai, compensation pour les investissements déjà consentis. Il s’agit donc d’un nationalisme économique pur dans le cadre du respect des lois du libre-échange.
L’INSÉCURITÉ CHINOISE
Dans un autre ordre d’idées, étant confrontées à une croissance importante de la demande intérieure et à une production domestique en baisse, les compagnies nationales de la Chine (notamment PetroChina, SINOPEC, China National Offshore Oil Corp. - CNOOC et China National Petroleum Corp. - CNPC) et de l’Inde (Oil and Natural Gas Corp. - ONGC) poursuivent pour leur part des stratégies proches de celles développées par les majors : elles doivent engager une politique active d’acquisition à l’étranger. Elles se sont donc progressivement internationalisées pour être en mesure de fournir du pétrole et du gaz à leur marché national. Mais, à l’inverse des IOC, ces dernières peuvent réaliser des acquisitions en fonction de critères plus souples d’investissements, ce qui leur procure un avantage comparé net. Elles acceptent désormais de former des alliances ou des joint ventures avec des IOC ou d’autres NOC lorsqu’elles ont besoin de technologies de pointe et l’expertise des majors pour le développement de nouveaux gisements. À telle enseigne, des investissements chinois de l’ordre de 4 à 6 milliards de dollars au Venezuela, ce qui lui permettra d’être associée au développement des sables bitumineux de la région d’Orinoco. D’autres partenariats sont réalisés avec des compagnies spécialisées dans l’exploitation offshore voire avec d’autres pays détenteurs de matières premières en échange de projets de développement à caractère socio-économique. La stratégie chinoise associe donc les lois du libre marché à l’ouverture à des partenariats avec l’ouest, tout en restant fort compétitive sur le plan des ressources. Malheureusement pour Beijing, ses réserves de pétrole sont faibles par rapport à ses besoins, ce qui explique en grande partie son insécurité croissante en matière d’approvisionnement.
Selon ce qui vient d’être avancé, certaines NOC rivalisent désormais avec les majors pour prendre position sur tous les marchés pétroliers (incluant aussi Petrobras du Brésil et Statoil de la Norvège), alors que d’autres sont plutôt au service de la politique de leurs États propriétaires, comme c’est le cas au Venezuela ou en Bolivie, ou encore, utilisées comme levier dans les négociations pour asseoir leur puissance sur la scène internationale, comme c’est le cas pour la Russie. Les compagnies privées deviennent de leur côté des contractuels pour le développement des ressources en hydrocarbures, un rôle auparavant tenu par les compagnies de service.
Au contraire du Moyen-Orient, dont les États producteurs d’hydrocarbures membres de l’OPEP, n’ouvrent que partiellement aux majors l’accès à leurs ressources stratégiques et cherchent avant tout à maximiser la rentabilité financière de leurs ressources stratégiques. Le golfe de Guinée fait pleinement partie du segment concurrentiel de l’industrie pétrolière internationale, où les IOC peuvent librement se livrer bataille. Les gouvernements africains, du fait des difficultés financières auxquelles ils sont confrontés, sont très favorables aux investissements étrangers et ont, de ce fait, assoupli les législations et les régimes fiscaux applicables aux IOC. Toutefois, l’exploitation offshore des ressources de la région exige la maîtrise d’une technologie de pointe dont l’ampleur des investissements nécessaires oblige les opérateurs à monter de vastes consortiums afin de partager les coûts et les risques des opérations. La Chine et, dans une moindre mesure l’Inde, y sont d’ailleurs en compétition féroce avec les majors dans la recherche de nouveaux gisements à exploiter.
Bien souvent, et ce, dans l’ensemble des différentes régions où se trouvent les pays producteurs, même si les compagnies nationales veulent ouvrir leur amont, elles ne le peuvent pas toujours, faute de maîtrise technologique et de capacités de financement suffisantes. La situation de la compagnie nationale mexicaine Pemex est à ce titre, révélatrice. La compagnie finance environ le tiers du budget fédéral et ne peut investir que la moitié de ce qui serait nécessaire au renouvellement de ses réserves qui se situent pour la majorité dans l’offshore. Les zones de production qui restent à explorer deviennent de plus en plus difficiles d’accès, ce qui entraîne des défis technologiques plus grands et les coûts des projets d’exploitation de gisements peuvent devenir astronomiques, comme le démontre la facture du grand projet de Sakhaline 2, dans l’extrême-Orient russe, qui est passée de 10 à 22 milliards $US, et celle de Kashagan au Kazakhstan, qui est passée de 30 à 140 milliards $US (Le Monde, 4 janvier 2008).
En fin de compte, il est certain que les décisions commerciales et les stratégies des NOC vont avoir une incidence notoire sur les marchés gazier et pétrolier dans les années à venir. Les buts et les priorités des compagnies nationales diffèrent généralement de ceux des IOC, mais cela ne signifie pas pour autant que des alliances ou des consortiums ne seraient pas bénéfiques pour l’un et l’autre des camps. De fait, les IOC travaillent de plus en plus avec les NOC comme premier contractant sur des projets en fournissant une assistance technique, une expertise en matière de gestion de l’exploitation des champs pétroliers, en plus d’apporter le financement nécessaire à l’exploitation.
À l’avenir, les IOC et les NOC vont collaborer et se rivaliser sur deux fronts : le premier sera celui du marché international, alors que les compagnies nationales peuvent être concurrentes et à d’autres moments partenaires avec les IOC et le second, celui des marchés spécifiques à chaque nation, où les NOC représentent l’État et où les majors sont pour leur part plus que jamais des contractants et des partenaires et de moins en moins des entrepreneurs dans le développement des ressources du pays hôte.
Marilou GRÉGOIRE-BLAIS
Professionnelle de recherche
Chaire de recherche du Canada en relations internationales
Département de science politique, UQAM
