Les hydrocarbures et le Liban

Le 29 janvier 2018 n’est pas un jour ordinaire au pays du Cèdre, puisqu’il marque la signature de deux contrats d’exploration-production d’hydrocarbures offshore – entre l’état Libanais et un consortium international alliant les groupes pétroliers suivant : le français Total (opérateur), l’italien ENI et le russe Novatek – définissant les modalités techniques, juridiques, financières et fiscales de l’exploitation des Blocs 4 et 9.

Commençons par l’amont pétrolier. Les contrats dont nous parlons englobent les deux phases de l’amont pétrolier à savoir l’exploration et la production. De quoi s’agit-t-il ?

L’exploration pétrolière est la phase de « recherche » ou de « prospection » de zones porteuses d’hydrocarbures (liquides ou gaz) techniquement et économiquement exploitables. Cette prospection se fait en plusieurs temps, que, par souci de simplification, nous allons réduire à trois :

(i)                Une étude géologique qui permet de géo-localiser (latéralement et verticalement), à l’aide entre autres de comparaisons avec des bassins similaires, des zones potentielles d’intérêts. Pour cela, certaines conditions doivent être réunies. Notamment, une roche poreuse et perméable, nommée « Réservoir », avec une probabilité de contenir de la matière organique ayant subi avec le temps, et grâce à la pression et la profondeur, une mutation chimique la transformant en hydrocarbures (molécules de carbones et d’hydrogènes associés), ainsi qu’une roche imperméable, nommée « Couverture », la surplombant évitant ainsi que la matière liquide ou gazière ne remonte à la surface ;

(ii)               (ii) Une étude géophysique permettant de délimiter avec plus ou moins de finesse les frontières de ce réservoir. Le système ici est identique à celui d’une radiographie médicale : Des ondes mécaniques sont envoyées au sous-sol, afin d’évaluer la réponse de l’intensité de leurs réflexions. Réponse qui est plus ou moins importante selon si la différence entre deux milieux lithographiques détenant leurs propres propriétés pétro-physiques est grande ;

(iii)             Le forage de puits d’exploration et la réalisation de tests de puits, nécessaires pour, d’un côté confirmer la présence d’hydrocarbures, et de l’autre permettre d’affiner les analyses antérieures. Le résultat habituel à l’issue de ces trois étapes est l’élaboration d’un modèle 3D dit « géologique » ou encore « statique » du réservoir sous-terrain.

Ceci étant dit, il conviendrait de parler également d’une phase intermédiaire entre l’exploration et la production qui est celle du développement du champ. Phase durant laquelle le modèle statique devient dynamique (à l’aide de tests de puits plus poussés) et où des simulations de production du champ sont souvent réalisées. Le but étant ici d’aboutir à un niveau optimal de production future tout en prenant en compte les contraintes économiques. Cela permet de déterminer ce que l’on appelle les « réserves » d’hydrocarbures. Celles-ci sont égales à une estimation (plus ou moins probable) de la somme de la production future économiquement exploitable, et constituent pour les états producteurs ainsi que pour les majors pétroliers un actif hors Bilan d’une importance primordiale sur lequel ils ne manquent pas de communiquer lors des clôtures annuelles.

La production pétrolière est la dernière phase de l’amont pétrolier. Elle est l’aboutissement des recherches et études antérieures, et correspond à l’étape de la vie d’un champ où les puits produisent des quantités de bruts jusqu’à épuisement. En cas de réussite, la date de début de production est appelée « first oil » ou « first gas ». En cas d’échec, le projet n’atteint pas la phase de production, et aucun bénéfice n’est généré. Cette production est, dans un premier temps, naturelle puisque la simple différence de pression entre la roche en profondeur et le fond du puits entraine mécaniquement le fluide vers la surface. Elle est ensuite « poussée » par l’injection d’eau, dont la densité est supérieure aux hydrocarbures, ou de gaz, ou même par l’injection de produits chimiques cherchant à améliorer la perméabilité ou la porosité du réservoir. C’est durant cette phase que l’état pétrolier et les sociétés se partagent les bénéfices qu’entraine la vente de la production, après des phases préliminaires n’ayant engendrés que des coûts pour les sociétés pétrolières durant plusieurs années.

Suite à ce petit glossaire de l’amont pétrolier,  je vous propose de découvrir le mécanisme contractuel adopté par les autorités libanaises et le consortium. Ce qui a été signé pour les deux blocs est un « Contrat de Partage de Production » (CPP). Ce système contractuel est apparu pour la première fois dans les années 60s et est fort répandu dans l’industrie depuis les années 80s. Il est en général à l’avantage du pays producteur (au détriment des entreprises étrangères), contrairement à l’autre système communément répandu lui aussi, nommé « Convention ». Notez bien le « en général » car il est évident que les taux de répartition des charges et produits entre l’état et les entreprises sont d’une importance primordiale pour évaluer les droits aux hydrocarbures de chacun. Néanmoins, le CPP affirme la primauté de l’état sur la détention des droits miniers.

Les principes d’un CPP sont les suivants : Les parties liées sont l’état (ou la société d’état) et le(s) société(s) pétrolière(s) dont l’une est opératrice et les autres partenaires. Les sociétés pétrolières financent les travaux d’exploration et de développement, et si ceux-là aboutissent à la production et la commercialisation d’hydrocarbures, les sociétés se font remboursées les coûts engagés à travers ce qu’on appelle le « cost oil ». Cette part de la production en baril qui sert à rembourser l’opérateur et ses partenaires des coûts engagés durant les phases préliminaires (CAPEX) et durant la phase de production (OPEX)  est plafonnée par un pourcentage de la production totale nommé « cost stop ». Cela évite que, durant la période de recouvrement des coûts, l’état ne touche aucun pourcentage de la manne pétrolière. La part de la production restant après déduction du « cost oil » se prénomme « profit oil ». Elle permet de rémunérer les différentes parties (l’état et les sociétés étrangères) à hauteur de leurs pourcentages de participations et tel que défini contractuellement. En plus de ces deux paramètres, il faudrait inclure les redevances minières (royalties en anglais) qui sont un pourcentage prélevé par l’état sur la production avant la répartition en « cost oil » et en « profit oil ». Par conséquent, les deux sources de revenus pour l’état (ou la société d’état) sont selon ce schéma (i) les royalties et (ii) la part de l’état dans le « profit oil ». Ainsi peuvent être calculés mensuellement les droits aux hydrocarbures des différentes parties liées par le CPP. Cependant, le contexte de prix ultra-volatil de l’industrie pétrolière rend impossible l’estimation exacte des droits de chacun à l’avance. Voici un exemple qui nous permettra d’en comprendre la raison : Admettons, qu’au mois M, les sociétés aient à recouvrer 5m$ grâce au mécanisme de « cost oil ». A prix de baril égal à 100$/bbl le volume de « cost oil » nécessaire serait de 50Kbbl, tandis qu’au prix, plus proche du cours actuel de brut, de 50$/bbl, celui-ci s’élèverait à 100Kbbl. Ainsi lorsque le cours du baril est élevé, le « cost oil » a un volume plus faible, ce qui est favorable à l’état car dans ce cas la production génère une quantité plus importante de « profit oil » (dont elle récupèrera une partie).

Le moyen le plus sûr et le plus rapide pour comprendre le fonctionnement d’un CPP est de prendre le cas libanais.

Commençons premièrement par les taux de participation des différentes entreprises (i.e. la part de chacun dans les coûts et les revenus à venir) : Total détiendra 40% et sera opérateur, tandis qu’Eni aura 40% et Novatek 20%. Cela signifie que Total gérera le projet, en accord avec les deux autres partenaires, et que les coûts seront avancés par le groupe français et refacturés aux deux autres. Les bénéfices futurs aussi seront partagés à cette hauteur. De plus les rapports pour l’état libanais se feront prioritairement avec celui-ci.

Deuxièmement, la phase d’exploration a été définie suivant plusieurs critères et obligations. Celle-ci durera au moins cinq ans, et est sujette à deux potentielles extensions d’un an chacune, voire de plus si cela est approuvé par le conseil des ministres libanais. La première période de cinq ans est quant à elle divisée en deux phases : Une phase 1 de trois ans, et une phase 2 de deux ans. Des « obligations de travaux » sont déterminées pour chacune de ces phases. Pour les deux phases, l’obligation pour les sociétés est d’abord de traiter et d’interpréter les données géophysiques que l’état libanais lui procurera (l’acquisition géophysique étant déjà réalisée), et ensuite de forer un puits d’exploration (par phase donc).

Troisièmement, en cas de découverte commerciale, la phase de production est définie à 30 ans, et est déterminée par les mécanismes financiers suivant:

(i)                Les redevances minières (royalties) seront, au cas où l’hydrocarbure sera du gaz de 4%, et en cas de pétrole entre 5% et 12% sur la quantité de production. Ce qui signifie que plus la production, et donc les revenus, seront élevés plus ils seront taxés par l’état ;

(ii)               (ii) Le « cost oil » est plafonné par un « cost stop » de 60%. Ainsi, les coûts récupérables des sociétés pétrolières ne pourront en aucun cas excéder une part net de royalties supérieure à 60% de la production;

(iii)             (iii) la part étatique du « profit oil » oscille entre 30% et 55% en fonction d’un ratio égal à la trésorerie cumulée / les CAPEX cumulés. Plus ce ratio est élevé, c’est-à-dire plus le projet est rentable et mature, plus la part de l’état sera importante. Tout cela ne permet pas, vous l’aurez compris, de déterminer les droits qu’aura l’état libanais tous les mois ou tous les trimestres sur ses hydrocarbures, mais il donne tout de même un ordre de grandeur.

Il est important que le citoyen libanais soit un tant soit peu informé sur ce qui sera au centre de la vie industrielle, économique et politique du pays durant les prochaines années. Puisque l’on s’attend à un « first oil/gas » dans les cinq années à venir, c’est-à-dire à l’horizon de 2023, les conséquences seront palpables rapidement et le potentiel derrière (de création d’emplois, de croissance de l’économie, et d’amélioration de la vie quotidienne) est énorme. Bien sûr, tout cela dépendra de la gestion que fera notre gouvernement de la manne pétrolière/gazière. Certains parlent déjà de la création d’un fonds souverain. Cela serait d’une sagesse, à laquelle l’état libanais ne nous a pas habitués.

La recette pour que la balance penche plutôt du bon côté est simple : une gestion transparente et intelligente des revenus pétroliers se matérialisant par un réinvestissement habile dans l’économie du pays. Si, à l’aide du gaz ou du pétrole à venir, l’autorité libanaise n’amène pas l’électricité, l’eau et un réseau de transports convenables au pays et à ses citoyens dans les premières années de la production, cela sera, sans aucun doute, le signe avant-coureur que la gestion est calamiteuse, et que le pays persistera sa chute et consolidera sa faillite. Ceci étant, ne crions pas à la catastrophe de sitôt, puisque l’histoire du Liban, pays producteur d’hydrocarbures ne fait que commencer. Et puis nous aurons toujours le temps de redresser la barre.

Source: Libnanews

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