LA DYNAMIQUE ORGANISATIONNELLE DANS L’INDUSTRIE DES HYDROCARBURES

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PRESENTATION DE L’INDUSTRIE DES HYDROCARBURES

Le XVIIIe siècle constitue la pierre angulaire de l’ère industrielle moderne que, deux siècles plus tard, l’industrie énergétique a donné son élan. Et l’année 1859 marque le début du développement de cette dernière. C’était l’année où fut découverte en Titusville la matière noire qui s’enflamme très vite au contact du feu : l’hydrocarbure. Depuis, cette matière n’a sans cesse pris de l’importance jusqu’à constituer une filière industrielle tout entière à l’heure actuelle.

LA GENESE ET LA FILIERE DES HYDROCARBURES

Le sens commun attribue aux hydrocarbures le nom de carburant sous sa seule forme liquide servant aux moyens de locomotion, or cette matière constitue une source énergétique considérable pour former un secteur tout entier.

La matière

Les hydrocarbures proviennent du sous – sol sous diverses formes. Matières de couleur souvent noire, elles sont constituées d’une multitude de molécules d’atomes de carbone et d’hydrogène, ces différentes molécules sont caractérisées par le nombre et la structure des atomes de carbone. La chimie minérale distingue quatre grands types d’hydrocarbures en fonction de la nature des liaisons atomiques entre atomes de carbone :
· les alcanes ou paraffines, ce sont les molécules dont la chaîne d’atomes de carbone est composée de liaisons simples, c’est une «chaîne aliphatique » saturée, son nombre de carbone ne dépasse pas une vingtaine,
· les diènes ou alcynes, ce sont les molécules qui contiennent plus d’une double liaison dans la chaîne aliphatique. L’acétylène et les butaliènes figurent dans ce groupe,
· les alcènes ou carbures ethyléniques, ce sont les molécules dont la chaîne d’atomes de carbone contient une liaison double. L’ethylène, le butène et l’isobutène occupent ce groupe,
· les chaînes aromatiques, ce sont les molécules dont la chaîne d’atome de carbone contient au moins un «cycle benzenique ». Le nombre de carbone dans sa structure atomique est de six au maximum. Le benzène et naphtalène comptent parmi ce groupe.
Ainsi, l’hydrocarbure est issu de la décomposition de matières organiques végétales et animales. Ces particules se déposent en même temps qu’une sorte de boue. Le milieu d’accumulation est confiné : lacs, lagunes, deltas, ou lagons. Le milieu étant peu oxygéné, des réactions réductrices transforment la matière organique en kérosène. Au fur et à mesure du recouvrement de ce mélange de boue à kérosène, la transformation en hydrocarbures commence. Elle débute vers la température de 60°c, ce qui correspond à un enfouissement des matières organiques d’environ 1500 à 2000 mètres sous le sol. La vitesse de transformation augmente jusqu’à 100°C puis, au-delà de cette limite, diminue progressivement. En tout état de cause, ces transformations sont très lentes et s’étendent sur plusieurs millénaires.
La matière organique en décomposition est en quelque sorte coincée dans la roche qui s’est formée au moment de son enfouissement ou roche mère. Les hydrocarbures en formation sont moins denses que la roche qui l’entoure. Ils peuvent donc migrer vers la surface à la condition qu’ils ne soient pas arrêtés dans sa progression par des roches imperméables par exemple. Si tel est le cas, les hydrocarbures sont alors stoppés dans sa remontée et se concentrent pour former des poches. Ces poches constituent des «pièges », comme les experts les appellent, sont à l’origine des gisements d’une taille quelconque.

La filière

L’hydrocarbure avant d’être consommé subit plusieurs opérations successives. Elles commencent par l’exploration jusqu’à la distribution et qui fait intervenir plusieurs acteurs. Mais à chacun de ces stades interviennent des acteurs de diverses natures.
L’exploitation constitue le premier stade où on sonde l’existence ou la présence d’indices d’un gisement quelconque dans le sous – sol ou sous la mer si l’exploitation s’opère en off – shore. Puis vient la phase de développement consistant à monter le dispositif permettant d’extraire le minerai à un certain rythme. Ce stade est le plus long et le plus onéreux, absorbant ainsi une plus grande partie de l’ensemble des capitaux investis.
La production est l’opération destinée à extraire l’huile de sa poche. Elle consiste à pomper puis à stocker le brut.
Une fois la production terminée, il faut transporter le brut. Le transport est nécessaire dans la mesure où le plus souvent le lieu d’extraction est différent du lieu du raffinage. Parfois même, plusieurs dizaines de milliers de kilomètres de distance les séparent. Ainsi, la distance peut être, selon les cas, couverte par une pipe – line ou bien par les tankers. Le pipe – line est un type de transport pour le brut qui se trouve sur le sol afin d’acheminer l’huile vers une raffinerie ou pour un embarquement. Ce mode de transfert est le plus fréquent dans les pays producteurs. Alors que les tankers sont utilisés pour le transport en mer du brut d’un pays à un autre. Ces navires peuvent déplacer des dizaines de milliers de tonnes d’hydrocarbures. Quant aux produits raffinés, les compagnies utilisent les camions citernes.
Le raffinage constitue la dernière transformation que subit le brut avant sa mise en vente. Il consiste à rendre le brut, avec l’emploi de produits chimiques variés, propre à l’usage des moteurs et des consommateurs. Cette opération n’a lieu que grâce à la distribution, dernière étape de la chaîne. Il s’agit ici de mettre à la disposition du consommateur final le produit élaboré. Les stations services et les supermarchés assument ce rôle surtout dans les pays développés.
Et ces différentes opérations tant par leur complexité que les contraintes qu’elles exigent font nécessairement intervenir d’innombrables agents. Mais, il semble que les acteurs dans cette industrie sont connus de tout le monde. Pourtant, les actualités ne véhiculent que ceux qui occupent le premier plan comme l’OPEP et certaines grandes compagnies. Or une analyse approfondie de cette industrie met en exergue la présence de beaucoup d’autres agents qui jouent un rôle tout aussi déterminant que ces premiers. Et l’objet de cette deuxième partie est de dégager les relations industrielles de ces acteurs en vue de mettre l’accent sur leur comportement qui façonnent l’évolution et l’avenir même d’une industrie aussi vitale pour l’économie mondiale. Ainsi, est – il essentiel de procéder à l’identification de ces différents acteurs.
Les pays producteurs, ce sont eux qui détiennent les plus grosses réserves d’hydrocarbures et en disposent l’usage. Il est intéressant de distinguer deux groupes de pays qui produisent les hydrocarbures. D’un côté les pays qui exploitent ses réserves mais dont la production est totalement absorbée par les besoins énergétiques nationaux, donc, leur produit n’intègre pas le marché mondial. Par conséquent, il ne joue qu’un rôle secondaire dans l’industrie mondiale. C’est le cas des Etats-Unis par exemple.
De l’autre côté, existent des pays à la fois producteurs et exportateurs nets .d’hydrocarbures, c’est à dire les pays membres de l’OPEP ( Lybie, Venezuela, Arabie Saoudite, Iran, …) et certains pays qui ne sont pas membres de cette organisation tels que la Russie et le Mexique. Ces pays producteurs détiennent le pouvoir sur les réserves mais ne disposent pas de capitaux tant matériels (financière et technique) qu’humain(les experts) suffisants pour son exploitation. Pourtant avec l’évolution, ces pays bouleversent la scène pétrolière mondiale et influencent directement le marché mondial des hydrocarbures.
Les compagnies pétrolières sont leurs interlocuteurs directs. Elles s’occupent de l’exploitation des gisements d’hydrocarbures depuis l’exploitation jusqu’à la distribution. La plupart de ces compagnies sont d’origine occidentale et disposent des capitaux et savoir – faire nécessaires.
Ensuite, les sociétés parapétrolières, qui apportent des prestations de services dans la production de savoir – faire et certains travaux d’exploitation. Par ailleurs, elles contribuent à la réalisation de certaines innovations pour le compte des compagnies pétrolières.
Enfin, les pays consommateurs qui forment la demande mondiale d’hydrocarbures. Ils subissent les décisions de tous ces premiers acteurs, ainsi ce sont les acteurs passifs de cette industrie. II-

APERCU HISTORIQUE

L’industrie des hydrocarbures est née aux Etats – Unis avec la découverte du colonel Drake en 1859, en Pensylvanie, de la première source. Il n’est pas étonnant que la première cinquantenaire de cette industrie soit essentiellement américaine ; avec la présence remarquable de John D. Rockfeller et de sa compagnie Standard Oil of New Jersey. Les compagnies américaines, sous la pression de la concurrence qui aboutit à la saturation du marché intérieur américain, cherchent de nouvelles régions dans le but d’étendre leurs activités. Cette extension commence par le Mexique et n’en finit que jusqu’au fin fond de la Mer du Nord.
Ce tournant historique de cette industrie n’est rendu possible que grâce à un besoin énergétique croissant. D’une part, il coïncide avec le développement industriel de l’Europe occidentale au XIXe siècle et d’autre part l’expansion de l’industrie automobile l’a favorisé. Par conséquent, la bataille pour cette première source d’énergie mondiale est le fait des grandes compagnies américaines et européennes. Ainsi, la course au contrôle des gisements fait rage du début du XXe siècle jusqu’aux années soixante dix.
Pendant cette période, les compagnies font la chasse aux gisements les plus prolifiques au niveau du globe. Pour ce faire, elles s’engagent avec l’Etat propriétaire des ressources à une exploitation des gisements contre le versement d’une proportion, en nature ou sous forme monétaire, de la production extraite. Ces versements ou redevances payés à l’Etat propriétaires constituent les « royalties ».
En 1914 au Mexique, ces royalties représentaient 10% de la production. Et vers les années 1928 avec la découverte de la zone prolifique du Moyen – Orient, les compagnies s’y déplacent où les royalties étaient de l’ordre de 5% à 9% de la production. De ce fait, ces royalties représentent un coût pour les compagnies.Mais avec le temps et le déroulement plutôt sans litige de la production, les compagnies veulent garder une plus grande part de la rente pétrolière en cachant les véritables chiffres de la production extraite. En outre, le nombre de gisements prolifiques s’accroît, l’offre sur le marché mondial augmente provoquant une chute des prix. Parallèlement, la rente tirée du pétrole constitue la seconde ressource de revenus des Etats propriétaires. Ces derniers, conscients de leur position dans l’industrie se regroupent et donnent naissance au plus grand Cartel mondial : l’Organisation des Pays producteurs et Exportateurs de Pétrole ( O.P.E.P) en 1960. Sa fonction était au départ informationnelle en vue de faire connaître la revendication des pays membres auprès des compagnies. Ces dernières continuent de tenir sa position dans l’arène économique mondiale et dicte sa loi sur le partage des revenus de la production. Pourtant, le chiffre d’affaires et les bénéfices réalisés en Europe les placent au premier rang de la capitalisation boursière.
Les pays propriétaires veulent une révision du partage des revenus, mais cette action ne fait qu’accentuer l’asymétrie d’information à leur dépend. Ce qui alourdit la tension entre ces acteurs et le point de rupture est atteint aux débuts des années1970 avec la nationalisation des compagnies pétrolières, opérant dans leur territoire, par ces Etats.
Expulsées de leur terrain de chasse, ces compagnies organisent une nouvelle ère du pétrole à partir des zones off – shore de la Mer du Nord et d’Alaska. Elles organisent d’abord le boycotte de la production des pays propriétaires puis s’intègrent pour exploiter les zones difficilement accessibles et de nouvelles régions de la planète : Afrique, Asie, Océanie.
Puis la scène diplomatique internationale prend un virage par la reconnaissance de l’Etat d’Israël avec l’aide des Etats – Unis et certains pays occidentaux. Ce qui pousse les pays arabes producteurs d’hydrocarbures à fermer les vannes d’hydrocarbures à destination de ces pays. Par la suite, en 1973, le monde a connu la plus grande crise économique de son histoire après celle de 1929 : le choc pétrolier des années 1970. Ce choc ne fait que renforcer la mobilité des acteurs et favorise l’exploitation et la recherche de technologie propice aux zones d’accès difficile comme l’Alaska et la Mer du Nord.

D’ETATS PROPRIETAIRES AUX PAYS PRODUCTEURS

L’industrie des hydrocarbures est souvent exposée surtout dans la presse, comme un jeu qui met aux prises trois groupes de protagonistes : les pays producteurs, les pays consommateur et les compagnies internationales. Mais ce jeu paisible jusqu’à un certain temps a été bouleversé, au début des années soixante dix.
Une série d’événements a frappé la coopération de ces différents acteurs et balayé ensuite les anciennes règles du jeu. La nouvelle ère de cette industrie a fait son apparition.
Cette nouvelle ère n’a pas été le fruit du hasard, il est le produit d’une longue évolution qui a soudain abouti à un point de rupture parmi ses intervenants. Ce chapitre traite de ces bouleversements depuis l’origine et en démontre ensuite les raisons et enfin aborde son issue.

LES LIAISONS CONTRACTUELLES, DEBUT DES RELATIONS MARCHANDES DANS L’INDUSTRIE DES HYDROCARBURES

Les principales parties impliquées dans l’industrie des hydrocarbures possèdent leurs atouts, d’où naissent les droits respectifs. Les pays propriétaires ont dans leur sous-sol le gisement d’hydrocarbures, de l’autre côté les compagnies pétrolières détiennent les moyens capitaux(humain, technique et financier) nécessaires à leur exploitation. De là naissent les relations marchandes pour la mise en valeur de ces ressources par le moyen contractuel.

Les contrats d’exploitation

Après la première guerre mondiale, la coopération entre les pays propriétaires des ressources d’hydrocarbures et les compagnies internationales se matérialise par des contrats. Mais la nature de ces contrats du point de vue économique, évolue jusqu’au début des années 70. Cette évolution coïncide avec les rapports de forces entre les acteurs.

Un transfert de compétence aux compagnies :

Au début de la décennie vingt, comme les pays propriétaires ne disposaient ni d’une connaissance suffisante ni du capital adéquat pour l’exploitation de ces ressources ; les contrats d’exploitation ne constituent qu’une forme de passation de pouvoir en matière d’exploitation du gisement au profit de la compagnie. L’échange est organisé de façon à permettre à l’activité de production de démarrer contre le versement d’une rente régulière, les royalties, au pays propriétaire. Et un spécialiste britannique de la question G. wells a noté les attributs de ces contrats : « leurs principales caractéristiques étaient la longue durée, habituellement soixante ou soixante dix années, soit jusqu’aux environs de l’an 2000 ; […] Mais plus importants que tout, quand le pétrole avait été trouvé, ils donnaient aux sociétés le pouvoir de déterminer le chiffre de la production et de là le montant de son prix de vente ». Les sommes versées à l’Etat propriétaire ne représentent pour la société que le coût du droit de propriété sur le gisement. Ainsi en 1922, 10% de la production constitue une redevance pour l’Etat vénézuélien et en Irak 4 shillings par tonne intérieurs à 10% de la valeur des hydrocarbures extraites.
De ce fait, les ressources d’hydrocarbures des Etats propriétaires leur apparaissent, après la seconde guerre mondiale comme une richesse nationale susceptible, de façon significative, à contribuer au développement économique du pays. Et le contrat devient alors progressivement un instrument de partage du surplus entre d’un côté le pays propriétaire et de l’autre les compagnies.

La phase de revendication :

Depuis le début et jusqu’à un certain temps où l’Etat ne fait que respecter ses engagements, une surexploitation des gisements et la course entre les compagnies pour les obtenir d’un côté. Et le fait que c’est la part croissante de source de revenu pour l’Etat de l’autre, ont amené ce dernier à remettre en cause les contrats.
Ainsi, le Venezuela commence très tôt à prendre conscience de ce problème et en 1943 instaure une loi minière à la place de celle de1922 : le système de rendus. Il consiste à raccourcir la durée des contrats et en une modification de la fiscalité.
Ainsi, il stipule que les permis de recherche sont écourtés à trois ans, après cette période la moitié des surfaces initiales doit être rendue au gouvernement. La durée des concessions est ramenée à quarante ans et le régime fiscal modifié. La rente minière par an est quadruplée par rapport à celle de 1922 et le taux de redevance passe du dixième au sixième de la production. Puis en 1948, le pays instaure une loi pour le partage à égalité des bénéfices : principe du «fifty – fifty ». L’Arabie Saoudite lui emboîte le pas en 1950 et, quatre an plus tard, la quasi-totalité des contrats conclus dans les pays du Moyen – orient adopte le même principe. La suite de l’histoire est celle d’une appropriation croissante, par les Etats propriétaires, du surplus engendré par l’exploitation de leurs ressources d’hydrocarbures. Le partage du profit est estimé à 69% pour l’Etat et 31% pour les compagnies pétrolières en 1964, puis ces taux suivent respectivement 72% pour l’Etat en 28% pour la compagnie, et ces travaux finissent en 1970 à 82% et 18% respectivement pour l’Etat et la compagnie.
Ainsi, le partage est déterminé par le rapport de force entre les Etats propriétaires et les compagnies. Conscients que les compagnies sont enfermées dans les relations établies les Etats modifient à leur avantage les contrats. Les termes contractuels et fiscaux ne sont plus respectés mais dépendent du gré du pays propriétaire qui pourrait conduire à la fin de la coopération. Ce qui a amené les deux parties en présence à formuler de nouvelles modalités de formules.

Les contrats de concession :

Parmi les nouveautés de l’organisation des relations entre les deux parties figurent les contrats de concession. Ce type de contrat présente une certaine marge de sécurité par rapport au précédent. En effet, au lieu d’être une procuration pour l’exploitation des ressources d’hydrocarbures, ce contrat organise à l’avance le partage des bénéfices à travers trois mécanismes fiscaux. Dans tous les cas, c’est la compagnie qui conserve le droit de propriété sur les ressources extraites et donc les recettes, et les différents mécanismes fiscaux consistent en des transferts vers l’Etat.
Le premier mécanisme de transfert consiste en un paiement fixe T, indépendant de la qualité produite, que la compagnie verse à l’Etat. Ce paiement regroupe les dépenses initiales consenties pour obtenir le droit d’explorer la superficie de terrain, plus un loyer annuel requis pour cette superficie.
Le second mécanisme constitue la redevance « r » que la compagnie verse à l’Etat. Elle est proportionnelle aux recettes du projet, et obéit donc à un taux « φ »de redevance défini par le contrat. Elle peut être payée à l’Etat soit en devises, soit en nature sous forme d’une certaine proportion de la production.
Le troisième mécanisme de transfert constitue « i » l’impôt sur les bénéfices. Le taux d’imposition sur les bénéfices est généralement propre à la fiscalité pétrolière. Et afin d’éviter les réductions de bénéfices comptables permises par les techniques de consolidation, l’Etat peut exiger qu’il soit prélevé champs par champ. Les règles comptables d’amortissement des investissements sont variables selon les pays et comportent de nombreuses ramifications selon la nature des investissements dont le taux est donné par la relation : soit p le prix de vente des produit, et q la quantité produite ; le revenu tiré de la production est donc évalué à S=R-CT(q) CT = C(q) + CT, le coût total encouru ; = C(q) + r + i +T → S = R-CT T = S = R – C(q) – r – i – T pour la compagnie et on en déduit le revenu en faveur de l’Etat : SE = I tel que, I = r + i + T.

Limites des contrats de concession :

Dans une relation d’échange, le comportement de chaque acteur vise à s’approprier de la plus grande part possible du surplus. Ce qui l’amène à cacher certaines informations dont l’autre partie est censée ne pas détenir. De ce fait l’agent, représenté par la compagnie, détient des informations qu’il ne révèle pas car procurant un certain avantage pour ses activités. Et Ayoub de distinguer dans une relation coopérative de telle sorte deux sortes d’acteurs :
– l’acteur passif, le pays propriétaire et.
– l’acteur actif la Compagnie.
L’auteur attribue à chaque agent des fonctions séparées : « dans le système des concessions, l’Etat hôte se contentait de taxer les sociétés étrangères sans être bien informé sur la véritable dimension de l’assiette fiscale. Non producteurs eux-mêmes, ces Etats étaient considérés comme les «partenaires dormants » qui, généralement, ignoraient la valeur réelle des coûts et des prix. Premièrement des coûts, parce que les sociétés étrangères étaient les seules à explorer et à produire du pétrole dans ces pays et, par conséquent, les seules à détenir l’information sur la dimension des réserves et sur les coûts réels de remplacement d’un baril produit»11.
Du fait que d’un côté la compagnie assure seule la production et à connaître ses variables et de l’autre les clauses du contrat sur le partage du surplus, elle a intérêt à révéler un prix de vente très faible et qu’elle supporte un coût unitaire élevé. Et rien n’oblige la compagnie à annoncer à l’Etat propriétaire le véritable profit moyen réalisé après la vente.
Et de ce fait, après la seconde guerre mondiale, ce partage du surplus et par voie de conséquence la relation marchande est contestée par les Etats propriétaires. Cette contestation se traduit par des modifications de certaines règles du partage. Ainsi le Venezuela, en 1948, a augmenté le taux d’imposition sur les bénéfices à 50%. Ce taux a gagné d’autres pays et en 1954 se généralise à l’ensemble des pays producteurs. Après l’accord de Téhéran en 1971, il a atteint 55%, et le taux de redevance à 12.5%
Or tout ceci ne fait que pousser les compagnies, du fait de la diminution de ses gains à sous-évaluer davantage son prix de vente et à surévaluer le coût que les économistes traduisent par « tricher »12. Par la suite, l’Etat a encore essayé de durcir sa fiscalité, et le processus continue indéfiniment jusqu’au point où il utilise son pouvoir de marchandage pour rompre le contrat de concession.
Ainsi avec les contrats de concession, l’asymétrie d’information due à la volonté de tricher de l’agent a pu conduire à dégager un partage inégal du revenu et même à une rupture du contrat. Ce qui explique l’inefficacité de ces contrats. Et pour pérenniser les activités productives les acteurs ont introduit une innovation organisationnelle dans leurs relations.

LA NATIONALISATION

La nationalisation marque la rupture de la coopération industrielle entre acteurs de différents niveaux. Et c’est aussi, du fait de la spécificité des investissements, une meilleure solution d’internaliser les transactions pour l’Etat.
En effet, le coût généré par la transaction marchande, la coopération avec la compagnie, s’agrandit du fait que l’asymétrie d’information persiste aux dépends de l’Etat propriétaire. Ainsi, les pertes dans le partage se matérialisent par l’annonce de plus en plus amoindrie sur la vente et le coût gonflé par les compagnies associé à des coûts de transaction croissants pour connaître le taux d’imposition à appliquer face au comportement du partenaire.
La nationalisation correspond alors à une solution plus efficace d’internalisation des opérations en vue de maximiser le revnu de l’Etat et pour supprimer les coûts de transaction.

La disparition des coûts de transaction

La section précédente a permis de démontrer que la relation marchande, par le biais d’une coopération contractuelle génère des inefficacités. D’abord, la compagnie réalise des investissements spécifiques dans l’Etat propriétaires. Ensuite, elle a la parfaite connaissance des informations pour conduire efficacement l’échange à l’opposé de l’Etat propriétaire. Elle se déleste aussi d’une grande partie des risques sur lui, alors qu’il y est averse. Mais simultanément, elle est exposée au risque de ne pas pouvoir s‘approprier les gains de l’échange, engendrés par les efforts qu‘elle consent. Enfin malgré cette situation, les pouvoirs de marchandage sont aux mains de l’Etat propriétaire.
Et il suffit que l’Etat propriétaire prenne en charge l’exploitation de ses ressources d’hydrocarbures pour que ces inefficacités disparaissent. D’abord parce que le capital nécessaire pour l’exploitation est maintenant disponible : le matériel technique est sur son territoire, la plupart des ouvriers sont ses citoyens, les rentes minières accumulées sont suffisantes pour le financement de l’opération. Ainsi, il n’y a plus de marchandage pour la définition du prix d’échange, car les transactions sont internalisées. Secundo les investissements spécifiques, ainsi que les gains engendrés par les efforts de l’exploitant, ne font plus l’objet d’un partage ex- post. Ensuite la réalisation de l’échange ne dépend plus du marchandage à information asymétrique. Enfin, une mauvaise réparation des risques entre les parties n’est plus susceptible d’altérer la réalisation de l’échange parce que toute
aversion au risque disparaît automatiquement.

Les motifs d’internalisation

La nationalisation ne répond pas seulement à un objectif d’accaparer la plus grande part des revenus tirés des hydrocarbures ou à une simple suppression du coût de transaction. Mais, elle constitue aussi un moteur pour le développement des pays propriétaires. En effet, ces Etats étaient, au début de l’industrie des hydrocarbures au «stade primaire »,selon Rostow, du développement et commençaient à s’ouvrir à l’échange international. Et leur développement requiert des capitaux énormes, or ils n’ont qu’une seule source principale de devises au début de la décennie 1970 : les hydrocarbures.
Les hydrocarbures servent à un double levier pour une politique de développement : d’abord comme source de financement et puis comme source d’énergie et de matières premières.

Financement du développement des pays propriétaires :

Les hydrocarbures produits et exportés constituent une source de financement considérable pour les pays producteurs. En effet, à tous les niveaux de l’industrie, de la production en passant par le transport jusqu’à la distribution, un profit et des rentes peuvent être prélevés. L’ensemble de ces profits et rentes forme ce que les spécialistes appellent par «surplus économique». Et l’objet de rapports marchands entre les acteurs de cette industrie est le partage de ce surplus que A.Chevalier énonce en ces termes : «l’appropriation et l’affectation de ce surplus »13.
En fait la nationalisation de l’industrie des hydrocarbures sur son territoire permet à l’Etat propriétaire :
– de récupérer une bonne partie du surplus et de maîtriser par conséquent l’affectation de ce surplus par rapport à la stratégie de développement.
– de contrôler le rythme de la production souhaité et du flux de financement dont il a besoin. Ce rythme est consigné dans le plan de production dont la durée dépend de la politique de développement, de l’évolution des structures du marché
– de mettre les ressources produites au service du développement économique national. Un pays producteur de brut qui a nationalisé le secteur des hydrocarbures devient, sur le marché mondial, un vendeur de brut lui assurant une source de devises confortable. Et aussi longtemps que l’hypothèse des coûts croissants se vérifie, les pays producteurs ont dans une position favorable : leur rente minière et par conséquent leur capacité de financement augmente régulièrement.

Les hydrocarbures comme sourde d’énergie et de matières premières :

Le pétrole et le gaz naturel sont d’abord des sources d’énergie et le développement économique implique une forte consommation d’énergie. Le fait de posséder de l’énergie présente pour un pays en développement le double avantage de ne pas avoir à l’importer, donc d’économiser des devises, et de la payer moins cher que s’il fallait l’importer. Car à cette époque le prix sur le marché international du brut est de dix à vingt fois supérieur à son coût de production.
Dans la fabrication de produits industriels, l’énergie est un intrant qui peut représenter jusqu’à 30% du coût total de fabrication des articles. Si un pays en développement a la possibilité d’offrir à son secteur productif national un prix de l’énergie aussi bas que possible grâce à sa ressource du sol, il peut s’industrialiser plus rapidement et disposer d’une plus grande compétitivité que les autres pays même les plus développés.
En outre à l’intérieur d’un pays qui a pris le contrôle de son industrie énergétique, le prix de l’énergie est fixé le plus bas possible tel que le pays peut bénéficier de tous les effets externes. On peut donc fixer le prix de l’énergie jusqu’à son coût de développement, qui représente le coût réel de l’énergie pour le pays considéré. Or la théorie néo – classique stipule que l’égalisation du prix au coût marginal permet de maximiser le profit lorsque les coûts sont croissants et le surplus économique lorsqu’ils sont décroissants. Si le prix de l’énergie est fixé au niveau de son coût en développement, le pays optimise l’utilisation de son énergie, ce qui améliorera à la chaîne la situation de l’industrie nationale dans son ensemble de l’avant vers l’amont.
En effet, toute économie nationale est fondée sur la firme, organisation visant le profit, grande consommatrice d’énergie et de capitaux. Or si le prix de l’énergie est faible, chaque firme de l’économie bénéficie d’économies d’échelle considérables et reste très compétitive sur le marché mondial dans divers secteurs. Ce qui favorisera non seulement la situation économique globale mais aussi la situation sociale.
Ceci est dû au fait qu’une politique de prix faible de l’énergie favorise au maximum l’utilisation interne de l’énergie, la création d’emplois, la diffusion du progrès technique et la baisse des coûts de production. Et l’intensification du réseau de distribution qui en résulte intervient de manière efficace dans l’exploitation et la création des richesses nationales.
Mais le résultat immédiat de cette nationalisation est le boycotte par les compagnies pétrolières du brut provenant des pays producteurs. Cependant presque la totalité du secteur aval reste entre leur main du transport jusqu’à la distribution. Du coup, le brut des pays producteurs ne trouve pas de débouché, une raréfaction de progressive dans les pays consommateurs se produit. De ce fait, la chute de l’offre globale sur le marché mondial n’a qu’une seule répercussion envisageable: le début de la hausse des prix. Ainsi d’après la figure3 le début des années soixante dix enregistre la montée du prix compris entre 15% et 18% le baril.
Mais cette série de nationalisations mène l’industrie des hydrocarbures dans un environnement de plus en plus incertain, dans la mesure où les compagnies pétrolières internationales expropriées organisent une nouvelle ère à laquelle elle est plongée jusqu’à l’heure actuelle.

RAPPROCHEMENT DES PAYS PRODUCTEURS

La nationalisation constitue une étape de la revendication des pays propriétaires des ressources. Mais le problème repose sur le prix même du brut. Depuis le milieu des années 1950,une baisse consécutive du prix affiché s’est opérée. Et c’est contre ces chutes que les pays propriétaires se concertent collectivement aboutissant à la création de l’OPEP en 1960.
A son début, cinq pays fondent l’organisation des pays producteurs et exportateurs de pétrole à savoir : l’Iran, l’Irak, le kowëit, l’Arabie Saoudite et le Venezuela. L’action de l’OPEP est d’abord axée sur le problème de prix. Mais elle s’étend progressivement au fur et à mesure de l’évolution du contexte mondial car elle s’applique après à mettre au point un système fiscal commun puis à tenter de contrôler la production.
Au niveau du prix, les pays membres :
– contestent la façon dont les compagnies fixent les prix,
– revendiquent la stabilité des prix et sa protection contre toute fluctuation,
– exigent la consultation des pays propriétaires avant toute modification intervenue sur le marché.
A cette époque, des prix différents sont à distinguer :
¨ le prix de cession, c’est le prix commercial convenus entre deux agents indépendants représentant la valeur commerciale des bruts. Il constitue la base du prix et des cours ce qui le rend le principal inconnu dans les relations industrielles,
¨ le prix de transfert, c’est le prix entre deux compagnies associées, il est souvent confidentiel ;
¨ le prix affiché, c’est le prix auquel la compagnie et l’Etat propriétaires concluent pour la vente du brut. A partir de ce prix se fixe les diverses taxes, ce qui fait qu’il constitue le prix de référence du marché.
En ce qui concerne la fiscalité, la révision des taux ainsi que sa structure ont été demandées. En effet, le chacun pour soi régnait sur la fiscalité à appliquer. Chaque pays a son système fiscal, le taux d’imposition et sa structure étaient différents, ce qui constitue un frein à l’uniformisation des produits bruts. Mais ce n’est qu’en 1962 qu’un effort de fiscalité généralisée a été entrepris pour l’ensemble des pays membres.
Laissée aux mains des compagnies pétrolières, la production échappe à toute mesure. Ce qui ne concorde pas avec l’objectif de réforme fiscale. Et dès 1960, l’OPEP entreprend des études pour examiner la possibilité de mettre sur pied un mécanisme de contrôle de la production. Dans ce domaine comme dans celui du prix, le marché constitue une limite infranchissable. Car restreindre la production à cette époque équivaut à renoncer à une partie des recettes fiscales.
Ainsi, les pays producteurs revendiquent une amélioration des conditions qui leur sont faites. Au niveau individuel, la force des revendications est liée à la prise de conscience de la situation où chaque pays est plongé et aux moyens dont ils disposent pour s’en sortir. Tandis qu’au niveau collectif, il est évidemment tentant de faire une tentative d’entente entre les pays producteurs, seule solution contre la tendance à la baisse des prix. Cette action se heurte toutefois aux forces du marché où l’offre tend à être supérieure à la demande conjuguée avec une faible barrière à l’entrée.

Issue des différents accords :

Et les contestations aboutissent en 1974 à la conclusion d’un accord dit «accords de Téhéran » qui portent sur les points suivants :
– taux d’imposition minimum 55%.
– uniformité des prix affichés : augmentation de 33 cents par baril pour tous les pays du golfe et 52 cents pour les autres pays.
– harmonisation des différentiels de qualité : augmentation de 2 cents par baril par degré API au-dessus de 40° API et diminution de 1,5 cents par baril en dessous.
– suppression de tous les rabais.
– clauses de variation des prix :
•augmentation annuelle de 1,5% des prix affichés pour couvrir le taux d’inflation des biens importés.
• augmentation annuelle de 5 cents par baril pour refléter l’augmentation du cours mondial des produits pétroliers.
•augmentation de 2 cents par baril pour couvrir partiellement la différence dans les frais de transport.
– stabilité des taux d’imposition et des prix affichés de base pour une période de cinq ans.
Cet accord est une étape importante pour la normalisation des relations industrielles que, plus tard, la dévaluation de fait du dollar remet à nouveau en cause.
Ce phénomène affecte le marché mondial et frappe durement les pays producteurs. De ce fait, une dégradation de leur pouvoir d’achat est prévisible ainsi que de leur revenu national. Celui – ci est d’autant plus difficile à résoudre que chaque pays exportateur n’a pas été touché uniformément par les changements de parité.
Les pays exportateurs veulent une augmentation des prix affichés comprise entre 7% (taux de dévaluation du dollar) et 12% (taux moyen relatif de dévaluation du dollar) mais les compagnies proposent une indexation des prix affichés sur les prix des produits industriels exportés, déflaté d’une prime d’inflation.Etlesnégociationsaboutissentfinalement à l’accord de Genève en 1972 qui prévoit une augmentation générale de 8,49%
des prix (affichés). En outre des dispositions sont prises pour des ajustements du taux de change du dollar.
Ainsi, le prix affiché augmente de 8,49% le prélèvement fiscal des pays producteurs d’un surplus et le coût réel pour les compagnies pétrolières aussi. De ce fait, les accords amplifient l’accroissement des coûts et officialisent le passage des coûts décroissant, aux coûts croissants. Pour les compagnies internationales, ces accords doivent planifier dans le long terme, la hausse des prix du brut sur le marché mondial.
Mais la décennie 1990 constitue un tournant pour ces accords. Ainsi, pendant la période 1990 à 1997, les prix se sont stabilisés, dans une fourchette de 15$ à 18$ le baril, en dépassant les 20$ en 1996, l’année 1998 a été marquée par une baisse conséquente du prix qui est tombé à 9,5$/b la fin de cette année. En termes réels, le prix est descendu en bas de celui du prix de 1973. Les raisons de ce phénomène sont attribuées d’abord à l’accord de Djakarta en 1997 où l’OPEP a accepté une augmentation de la production de 25 à 27 millions de barils par jour soit de 10% par rapport à la production globale. Ensuite, elle est due à la crise asiatique où la demande a chuté de 1,2 millions de baril par jour et enfin au niveau élevé des stocks dans les pays OCDE.
Depuis sa création les actions de l’OPEP sont concentrées sur le maintien du prix et lorsque l’objectif est atteint, certains pays ne respectent pas leur quota induisant toute stratégie de réduction volontaire de l’offre en échec. Mais ce niveau du prix de 1998 amène les pays membres à réagir et à prendre conscience de la nécessité de la solidarité. Mais le fait est que si l’OPEP réduit son quotas, une appréciation du cours s’observe sur le marché mondial dont les pays non membres profitent en accroissant leur production. Cette contrainte de marché pour l’OPEP fragilise l’adhésion de ses membres.
De ce fait, une stratégie visant à réduire l’offre globale sur le marché est nécessaire. A cet effet, l’accord de la Haye en 1999, dans lequel l’OPEP fait appel à des pays non – membres, aboutit avec le concours de la Norvège, du Mexique et de la Russie à s’étendre pour baisser le plafond de production de 2,1million de baril par jour. Cet accord a conduit à une réduction effective de la production.
Par conséquent, le marché pétrolier a enregistré une reprise des cours à partir du troisième trimestre de l’année 1999 pour atteindre une cotation plus élevée à plus de 30$ par baril au cours de l’année 2000. Une année plus tard, l’OPEP a mis en place un nouveau mécanisme de prix qui consiste à augmenter ou à réduire automatiquement sa production de 500 000b/j si les prix sortent de la fourchette fixée comprise entre 22$ et 28$ par baril pendant vingt jours consécutifs.
Ainsi, grâce à la solidarité et à la cohésion de l’ensemble des pays producteurs que le marché enregistre ou non ses fluctuations. La dynamique des prix du marché dépend donc de l’état de relations entre pays producteurs.

Table des matières

Partie I : EVOLUTION DES INSTITUTIONS ECONOMIQUES
Chapitre I : Mode d’allocation décentralisé de ressources
I – Marché
Distribution
Du point de vue des acteurs
II – La firme
Le coût
Evolution de la fonction de la firme
Chapitre II : Mode de gestion centrales des ressources
I – Intervention de l’Etat
Intervention directe
Intervention indirecte
II – La planifiction
Planification impérative
Planification souple
III- La coopération
L’alternative de la coopération
Cadre théorique de la coopération
Diverses formalités de la coopération
Partie II : LA DYNAMIQUE ORGANISATIONNELLE DANS L’INDUSTRIE DES HYDROCARBURES
Chapitre III : présentation de l’industrie des hydrocarbures
I – La genèse et la filière des hydrocarbures
II – Aperçu historique
III- situation géographique
IV – contraintes et risque
Chapitre IV : D’Etats propriétaires aux pays producteurs
I – les liaisons contractuelles, début des relations industrielles dans l’industrie des hydrocarbures
Les contrats de concession
Les contrats de partage de production
II – La nationalisation :
La disparition des coûts de transaction
Motifs d’internalisation
III – Rapprochement des pays producteurs
Raison et mission de l’OPEP
Issue des différents accords
Chapitre IV : stratégie des firmes
I – la tendances vers l’intégration verticale
Nature des opérations de production
Intégration verticale
II – le phénomène de concentration horizontale
La coopération : solution stratégique
Le contrôle et le partage de la production
Chapitre VI : Evolution de l’industrie des hydrocarbures dans les pays consommateurs : cas de Madagascar
I – situation économique du pays
II – la période de domination étatique
Dépendance à l’égard des importations
La fixation des prix et la rémunération des acteurs
III – réorganisation du secteur aval
Organisation du secteur pétrolier
Analyse du marché malagasy
Conclusion
Référence bibliographique

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