Trinité-et-Tobago wt/tpr/S/151/Rev. 1 Page




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3)Hydrocarbures

i)Caractéristiques du secteur

1.Le secteur des hydrocarbures domine l'économie trinidadienne. Il représente environ le tiers du PIB et constitue de loin la principale source de recettes en devises.6 La part du secteur dans le PIB est tombée du niveau record de 42,1 pour cent en 1980 à 34,1 pour cent en 2004, mais elle s'est accrue durant la période à l'étude. En 2004, la valeur ajoutée du secteur a été engendrée à hauteur d'environ 59,8 pour cent par les activités d'extraction de pétrole brut et de gaz, 17,6 pour cent par la production de pétrole raffiné et de gaz condensé et 22,3 pour cent par la fabrication de produits pétrochimiques et autres. Soutenu par une production nouvelle et par la hausse des cours mondiaux, le secteur devrait poursuivre son essor dans les années à venir, notamment dans le domaine du gaz naturel liquéfié (GNL) et des produits pétrochimiques.

2.La majeure partie de la production énergétique trinidadienne est exportée. Le secteur génère plus de 37 pour cent des recettes publiques et 85,8 pour cent des exportations de marchandises. La valeur des exportations d'hydrocarbures s'est établie à environ 4,4 milliards de dollars EU en 2003, soit l'équivalent de 40 pour cent du PIB; les exportations de carburants ont totalisé 3,5 milliards de dollars EU (tableau AI.1). Les États-Unis sont le principal marché d'exportation de la Trinité et Tobago pour le pétrole brut et le gaz naturel; en 2003, leur part des exportations totales était de 100 pour cent et 86 pour cent, respectivement. Parmi les autres marchés d'exportation pour les hydrocarbures figurent l'Espagne, le Japon et d'autres pays des Caraïbes. Le secteur de l'énergie joue un rôle crucial dans le compte des transactions courantes de la balance des paiements (voir le chapitre I, section Balance des paiements).

3.Par ailleurs, le secteur de l'énergie génère d'importants flux d'investissements. Il absorbe la majeure partie des entrées d'investissement étranger direct (IED) du pays. En raison de la forte participation étrangère dans le secteur et de son intensité capitalistique, l'IED est sa principale forme de financement: entre 1999 et 2004, l'IED cumulatif s'est établi à environ 4,97 milliards de dollars EU. Le secteur ayant une forte intensité en capital, sa contribution à l'emploi est modeste; en 2004, cette contribution représentait à peine 3,4 pour cent de l'emploi total.

4.En 2004, les réserves prouvées de pétrole et de gaz étaient évaluées à environ 4 500 millions de barils d'équivalent pétrole, dont plus de 80 pour cent de gaz naturel. On estime que les ressources en hydrocarbures sont suffisantes pour encore 40 années de production au rythme actuel.7 Stimulée par la vigueur des cours mondiaux, la production de pétrole brut est en hausse depuis 2001; elle a atteint 134 089 barils/jour en 2003 (tableau IV.6). La Trinité-et-Tobago possède l'un des plus grands gisements naturels d'asphalte du monde.8 Selon les derniers chiffres disponibles, en 2003 la production d'asphalte a atteint 25 518 tonnes dont 83,6 pour cent ont été exportés.



Tableau IV.6

Production de pétrole brut et de gaz naturel, 1999-2004




1999

2000

2001

2002

2003

2004

Pétrole bruta



















Exploration (mètres)

41 995

33 139

45 910

20 593

28 941

29 063

Production journalière moyenne (barils)

125 164

119 354

113 523

130 626

134 089

122 902

Production totale (milliers de barils)

45 685

43 680

41 469

47 824

49 117

44 982

Importations (milliers de barils)

28 607

35 195

30 524

32 241

33 186

22 771

Exportations (milliers de barils)

20 357

19 118

18 323

24 895

26 002

20 467

Gaz naturel (millions de pieds cubes/jour)



















Production

1 281,0

1 498,0

1 596,0

1 826,0

2 594,0

2 938,0

Consommationb

1 004,6

1 255,0

1 304,3

1 771,2

2 325,2

2 640,1

dont:



















Fabrication de produits pétrochimiques

596,3

618,5

661,0

693,8

731,1

846,5

Production d'électricité

183,3

186,5

193,3

219,2

230,1

239,4

GNL

225,0

450,0

450,0

858,2

1 364,0

1 415,3

a Y compris les condensats.

b Le terme "consommation" renvoie aux ventes de gaz naturel et n'englobe pas l'autoconsommation.
Source: Ministère de l'énergie et des industries énergétiques et Banque centrale de la Trinité-et-Tobago.

5.Le secteur énergétique de la Trinité-et-Tobago se caractérise par la présence de grandes sociétés internationales ou de leurs filiales. Toutefois, l'État conserve une activité importante dans le secteur par l'intermédiaire de grandes entreprises publiques telles que la Société pétrolière de la Trinité-et-Tobago (PETROTRIN), la Société nationale du gaz (NGC) et la Société nationale de commercialisation du pétrole (NPMC), ainsi que par une participation minoritaire dans les entreprises privées nationales PRIMERA et MORAVEN. La PETROTRIN et la British Petroleum sont les principaux producteurs de pétrole brut et assurent chacune 44 pour cent de la production totale. Jusqu'à 2004, la British Petroleum était le seul exportateur de pétrole brut; en 2005, un consortium regroupant la BHP Billiton, Talisman et Total s'est lancé dans l'exportation. La PETROTRIN, propriété intégrale de l'État, apporte la plus forte contribution au PIB en plus d'être le troisième pourvoyeur d'emplois directs.9 La NPMC assure la commercialisation des carburants pétroliers, des huiles de graissage, du gaz de pétrole liquéfié et du gaz naturel comprimé, des produits bitumineux et des produits spécialisés pour véhicules automobiles; bien qu'elle ne détienne plus le monopole de la distribution et de la commercialisation des produits pétroliers, elle possède le plus vaste réseau de stations-service de la Trinité-et-Tobago. L'UNIPET (société nationale) participe elle aussi à l'activité de distribution.

6.La Trinité-et-Tobago est dotée d'une importante industrie de raffinage du pétrole. La PETROTRIN possède et exploite la seule raffinerie opérationnelle du pays (située à Pointe-à-Pierre), qui assure le raffinage de produits pétroliers pour la consommation locale et l'exportation.10

7.En plus d'utiliser les sources locales, la Trinité-et-Tobago importe du pétrole brut pour maintenir la production de sa raffinerie à un niveau optimal. En 2004, les importations de pétrole brut se sont chiffrées à 22,5 millions de barils, soit environ 60 pour cent de la production de la raffinerie. La majeure partie des importations effectuées au titre d'accords de traitement provient de la Barbade. Un accord conclu avec le Venezuela a été résilié en 2004. Les importations de produits pétroliers sont soumises à un taux de droit NPF de 11 pour cent en moyenne, les taux spécifiques allant de zéro pour cent à 30 pour cent; les produits ayant une plus forte valeur ajoutée, tels que les huiles et l'asphalte raffinés, sont frappés de droits plus élevés. Les importations de pétrole brut s'effectuent en franchise de droits.

8.La production de gaz naturel connaît encore une croissance rapide, tout comme celle des produits pétrochimiques connexes (tableau IV.6). Plus de 90 pour cent de la production sont aux mains des multinationales du pétrole et du gaz. En 2004, la société BP Trinidad and Tobago LLC, principal producteur de gaz et fournisseur de gaz naturel, a assuré 54 pour cent de la production gazière totale tandis que la British Gas Trinidad Limited (BG) et EOG Resources Trinidad Limited (EOGR) en fournissaient respectivement 20,3 pour cent et 18 pour cent. Les activités de production sont ouvertes à la concurrence, mais la Société nationale du gaz (NGC), entreprise publique, détient le monopole juridique de l'achat, de la transmission et de la vente du gaz naturel.11 Jusqu'à la fin de 2004, elle était également chargée du développement de l'aval gazier, mais cette responsabilité a été transférée à la Société nationale de l'énergie. La NGC négocie des contrats d'achat de gaz avec les fournisseurs, selon les besoins, et des contrats distincts d'approvisionnement en gaz avec les consommateurs. Les fournisseurs peuvent bénéficier d'incitations au titre de la Loi sur les incitations fiscales (article 3) iii)).

9.En 2004, la société Atlantic Liquefied Natural Gas Company (ALNG) a été le principal utilisateur du gaz naturel extrait puisqu'elle a absorbé environ 56 pour cent des ventes totales. La majeure partie du gaz qui lui est livré sert à produire du gaz naturel liquéfié; certains liquides de gaz naturel sont également produits à son usine et acheminés vers la Phoenix Park Gas Processors Limited (PPGPL), coentreprise regroupant la NGC et des sociétés locales et américaines, en vue de la séparation en propane, butane et essence de gaz naturel. La demande de gaz émanant de l'ALNG a sensiblement augmenté en 2002 et 2003 par suite, notamment, de l'ouverture de deux nouveaux trains de liquéfaction. Le reste de la production gazière est vendu par la NGC à divers clients; en 2004, il a été utilisé dans l'industrie pétrochimique (68,1 pour cent du total cette année-là), la production d'énergie (20 pour cent), la production de fer et d'acier (6,9 pour cent), le traitement du gaz (2,1 pour cent) et d'autres activités de production dont le raffinage (3 pour cent). Au sein de l'industrie pétrochimique, les principales utilisations concernent l'ammoniac, le méthanol et l'urée, qui absorbent respectivement 59 pour cent, 40 pour cent et 1 pour cent des ventes totales.

10.Il y a trois usines de gaz naturel liquéfié en exploitation; deux d'entre elles appartiennent intégralement à des sociétés pétrolières internationales, et l'État détient dans la troisième une participation de 10 pour cent, par l'intermédiaire de la NGC.12 Un quatrième train de liquéfaction, l'ALNG Train IV, dans lequel la NGC détient une participation de 11,1 pour cent, devrait entrer en exploitation à la fin de 2005. La Trinité-et-Tobago est le cinquième exportateur mondial de gaz naturel liquéfié. Les autorités prévoient que cette quatrième usine, d'une capacité annuelle de 5,2 millions de tonnes, portera la production nationale à environ 15 millions de tonnes par an. Plus de la moitié de la production gazière nationale est exportée directement sous forme de gaz naturel liquéfié, ce qui dénote une évolution majeure par rapport à la situation décrite dans le cadre de l'examen précédent; les exportations de gaz naturel liquéfié étaient alors inexistantes. Les États-Unis sont le principal marché d'exportation de la Trinité-et-Tobago pour le gaz naturel liquéfié (98 pour cent des exportations en 2004); 73 pour cent des importations américaines de gaz liquéfié étaient d'origine trinidadienne en 2004.

11.Le gaz naturel est la principale matière première de l'industrie pétrochimique. La production de cette industrie a augmenté de manière constante; sa valeur est passée de 2 182  millions de dollars TT en 2000 à 3 144,4 millions de dollars TT (chiffre estimatif) en 2004. Au milieu de 2004, de nouvelles usines d'ammoniac et de méthanol sont entrées en exploitation, ce qui a entraîné une forte hausse de la production. Le centre névralgique de l'industrie pétrochimique trinidadienne est la zone industrielle de Point Lisas. Le capital privé étranger joue un rôle prépondérant dans l'industrie, et la majeure partie de la production est exportée, principalement vers les États-Unis. La Trinité et Tobago est le principal exportateur mondial d'ammoniac et de méthanol provenant d'un site unique. Les prix du méthanol, de l'ammoniac et de l'urée ont sensiblement augmenté entre 2002 et 2003.

12.La plupart des sociétés manufacturières dont l'activité est liée au pétrole sont implantées dans la zone industrielle de Point Lisas dont la gestion est confiée à la Société de développement du port industriel de Point Lisas (PLIPDECO), dans laquelle l'État détient une participation majoritaire.13

ii)Objectifs de la politique sectorielle

1.Le Ministère de l'énergie et des industries énergétiques (MEEI) est chargé de la gestion et de la réglementation du secteur de l'énergie ainsi que des aspects commerciaux et opérationnels des industries étatiques reposant sur le pétrole et l'énergie. Il supervise un éventail d'activités comprenant la formulation et l'application des lois et règlements qui régissent l'industrie pétrolière. En outre, il partage avec le Ministère des finances la responsabilité de recouvrer les recettes pétrolières de l'État.14

2.L'objectif central qui sous-tend l'action des pouvoirs publics est d'assurer une gestion efficace et efficiente du secteur de l'énergie et des minéraux. Dans cette perspective, diverses initiatives ont été prises au fil des ans pour réduire la participation directe de l'État dans le secteur, pour rationaliser et restructurer les sociétés pétrolières étatiques et pour réviser la fiscalité pétrolière. Au titre des objectifs intermédiaires, le MEEI se propose d'intensifier les activités de prospection et de production, notamment en eau profonde, et de développer les industries d'aval reposant sur le gaz naturel. Le gouvernement applique aussi une politique consistant à attirer des investissements étrangers pour explorer et accroître les réserves d'hydrocarbures et à promouvoir les activités de traitement du gaz. Un autre aspect de la politique gouvernementale dans le secteur de l'énergie concerne les efforts déployés pour maximiser le contenu local et la participation locale dans toutes les activités du secteur. À cette fin, il a été créé un Comité permanent du contenu local, et une Politique-cadre sur le contenu local et la participation locale dans le secteur énergétique a été publiée en octobre 2004. Les autorités indiquent que cette politique, élaborée par le Comité permanent, était en cours de mise en œuvre au mois de mai 2005.

3.La Société nationale de l'énergie de la Trinité-et-Tobago (NEC), entreprise publique, est responsable des projets et du développement infrastructurel dans le secteur de l'énergie. Elle est également chargée du développement de l'aval gazier, attribution auparavant dévolue à sa société mère, la NGC.

4.En 2000, le gouvernement a créé le Fonds intérimaire de stabilisation des recettes (connu sous le nom de Fonds de stabilisation des revenus pétroliers), dans lequel sont versés les excédents de recettes pétrolières par rapport à un cours de base de 25 dollars EU le baril (voir le chapitre I). Le Fonds fonctionne sur une base intérimaire; la législation appelée à sanctionner sa mise en œuvre permanente est en attente d'approbation (milieu de 2005).


iii)Cadre juridique et incitations

1.À la Trinité-et-Tobago, les activités d'exploration et de production pétrolières sont régies principalement par la Loi sur le pétrole de 1969 (chapitre 62:01) et ses modifications, le Règlement sur le pétrole de 1970 et ses modifications et la Loi sur la fiscalité pétrolière de 1974. En vertu de la Loi sur le pétrole, les ressources pétrolières des terres domaniales et des zones sous-marines appartiennent à l'État, et les droits connexes sont dévolus au Président. Les propriétaires de terres privées peuvent exercer des droits pétroliers sous réserve des dispositions de la Loi sur le pétrole.

2.La Loi sur le pétrole de 1969 a défini un cadre permettant l'octroi de licences/contrats pour la conduite d'activités pétrolières dans des zones terrestres et sous marines. Le MEEI est chargé de déterminer les secteurs géographiques se prêtant à la prospection et à la production, et il accorde les droits de prospection et de production par voie d'appel d'offres. Les licences/contrats peuvent être de différents types, comme le prévoit le Règlement sur le pétrole.15 Le MEEI octroie également des licences pour le raffinage, la liquéfaction du gaz naturel, les oléoducs/gazoducs, le transport (autrement que par oléoduc/gazoduc), la commercialisation et les produits pétrochimiques.

3.Les demandes de licence peuvent être présentées de manière spontanée ou en réponse à un appel d'offres. Dans le cas d'une procédure d'appel d'offres, l'adjudicataire doit négocier avec l'État un contrat de partage de production (CPP) ou une licence. La plupart des nouveaux contrats pétroliers et gaziers sont des CPP, c'est-à-dire des contrats en vertu desquels le titulaire assume tous les risques de prospection ainsi que les coûts de développement et de production, en contrepartie d'une part spécifiée de la production résultant de ces activités. La part de production est spécifiée dans chaque CPP et peut varier d'une année à l'autre en fonction du coût de production, du prix de la production et d'autres facteurs. L'État reçoit des paiements en espèces au titre des CPP, mais aucune redevance ne s'applique. Entre 1995 et 2002, 15 CPP ont été signés dont deux au cours de la période à l'étude (en 2002). En mai 2004, le gouvernement a annoncé l'adjudication de neuf blocs; dans trois cas, les adjudicataires se sont vu offrir la possibilité de mener des négociations avec le MEEI pour conclure des CPP relativement à leurs blocs respectifs.16 Toutefois, aucun nouveau CPP n'a été signé jusqu'ici.

4.Le régime fiscal applicable à l'industrie pétrolière est défini par la Loi sur le pétrole, la Loi sur la fiscalité pétrolière, la Loi sur les prélèvements et subventions applicables à la production pétrolière, la Loi de l'impôt sur le revenu (aide à l'industrie), la Loi sur l'impôt des sociétés et la Loi sur le prélèvement chômage. Le régime est fondé sur un système à deux niveaux comprenant trois impôts sur le revenu/les bénéfices des sociétés: l'impôt sur les bénéfices pétroliers (PPT), qui correspond à 50 pour cent des bénéfices imposables, la taxe supplémentaire sur le pétrole (SPT) et le prélèvement chômage. Il existe également trois impôts reposant sur la production: une redevance, un prélèvement sur la production pétrolière et un impôt pétrolier (tableau IV.7).

5.Les sociétés engagées dans la production gazière sont soumises à un régime d'imposition différent. Elles versent des redevances à un taux qui est négocié avec le gouvernement et qui s'établit généralement à 0,015 dollar TT par millier de pieds cubes si le gaz est consommé localement et à 0,02 dollar TT s'il est exporté. On estime que cela équivaut à moins de 0,3 pour cent de la valeur du gaz naturel en termes ad valorem.17 Les sociétés productrices de gaz et les sociétés pétrochimiques paient un impôt sur les bénéfices au taux standard de 35 pour cent, ainsi que l'impôt pétrolier. Ce taux d'imposition s'applique également aux activités de commercialisation du pétrole, qui ne sont pas assujetties à la Loi sur la fiscalité pétrolière.

6.Des incitations sont offertes en vue de stimuler l'investissement, notamment dans les projets d'exploration et les systèmes améliorés de récupération du pétrole. Outre les dégrèvements figurant au tableau IV.7, la Loi de l'impôt sur le revenu (aide à l'industrie) prévoit des déductions en capital, s'il y a lieu, tandis que la Loi douanière, la Loi sur la taxe à la valeur ajoutée, la Loi sur l'impôt des sociétés et la Loi de finances de 2004 comportent divers dégrèvements et allègements.18 La Loi de l'impôt sur le revenu (aide à l'industrie) autorise des déductions en capital aux fins du calcul de l'impôt sur les bénéfices pétroliers pour les activités de production. Des exemptions de droits d'importation et de TVA sont également accordées aux termes de la Loi douanière et de la Loi sur la TVA (chapitre III).



Tableau IV.7

Fiscalité pétrolière à la Trinité-et-Tobago

Catégorie fiscale

Contenu

Déduction et dégrèvement

Redevance

12,5% de la valeur de la production totale de pétrole




Impôt sur les bénéfices pétroliers

50% des bénéfices imposables

i) 100% des dépenses engagées dans le cadre d'activités de reconditionnement, d'entretien ou de réparation sur les puits achevés et les voies de transbordement admises

ii) 100% des dépenses d'immobilisation engagées dans le cadre d'un projet relatif à l'huile lourde

iii) dépenses engagées à l'égard d'un puits improductif ou d'un puits de développement improductif avec l'autorisation du Ministre


Taxe supplémentaire sur le pétrole (SPT)

Échelle mobile fondée sur le prix du pétrole brut, le taux d'imposition allant de zéro, lorsque le prix est inférieur à 13,01 dollars EU le baril, à un maximum de 38% (45% dans le cas des opérations offshore) lorsque le prix est supérieur à 49,50 dollars EU le baril

La SPT est calculée sur la base du revenu brut généré par le pétrole brut, moins les dégrèvements pour versements de redevances et des dépenses diverses engagées dans les activités de prospection et de développement.



i) 50% du coût des activités à caractère géologique et géophysique

ii) 100% des frais directs de forage des puits de prospection

iii) versements de redevances

iv) 100% des dépenses d'immobilisation engagées pour le forage de puits et pour l'acquisition d'installations et de machines en vue d'un programme de récupération d'huile lourde en mer par procédé thermique

v) 40% des investissements irrécupérables engagés dans le cadre d'un forage et 40% des investissements récupérables engagés dans le cadre d'une activité de développement

vi) dégrèvement pour productivité: si la production excède 90% de la production moyenne de l'année précédente, réduction de 20% sur le taux de la SPT pour l'excédent de production

vii) dégrèvement pour petits puits: 20% de réduction sur le taux de la SPT pour les gisements produisant moins de 200 barils par jour par puits


Prélèvement sur la production pétrolière (PPL)

À concurrence de 3% du revenu brut provenant de la vente de pétrole brut; permet de subventionner les produits pétroliers sur le marché intérieur




Impôt pétrolier

Taux fondés sur la production pétrolière de l'année précédente. Il s'agit d'un paiement servant à couvrir les charges administratives du MEEI.




Prélèvement chômage

5% des bénéfices imposables

i) charges d'exploitation et d'administration

ii) redevance

iii) prélèvement sur la production pétrolière

iv) taxe supplémentaire sur le pétrole



Prélèvement au titre du Fonds vert

2% des ventes





Source: Ministère de l'énergie et des industries énergétiques; TIDCO.

7.La charge fiscale des activités pétrolières du secteur de l'énergie s'est alourdie durant la période considérée. La part d'impôt du secteur par rapport à la valeur ajoutée totale est passée de 64 pour cent en 1998 à 76 pour cent en 2003. Les recettes publiques provenant du secteur de l'énergie représentaient plus de 40 pour cent du total des recettes durant l'exercice 2003, en hausse par rapport aux 31 pour cent de 2002. Le quart des recettes publiques totales de l'exercice 2003 provenait de l'impôt sur les bénéfices pétroliers et de la taxe supplémentaire sur les bénéfices pétroliers, contre 16 pour cent en 2002. Les redevances représentaient moins de 6 pour cent des recettes.

8.Les prix des produits pétroliers sur le marché intérieur sont subventionnés grâce au prélèvement sur la production pétrolière. La marge brute pour certains produits est fixée par ordonnance ministérielle. L'Ordonnance de 2003 concernant le prélèvement sur la production pétrolière et la subvention connexe (marge brute) a fixé la marge brute pour l'essence (sauf le supercarburant sans plomb), le kérosène et le carburant diesel à 0,07 dollar TT le litre pour les sociétés privées et 0,12 dollar TT le litre pour les sociétés d'État. Les marges relatives au supercarburant sans plomb sont respectivement de 0,08 dollar TT et 0,15 dollar TT le litre. Après la détermination de ces marges intervient la fixation des prix de gros et de détail. D'après l'Ordonnance de 2003 (modification) portant fixation des prix des produits pétroliers, les prix de détail – taxes incluses – du carburant diesel, du kérosène et de l'essence allaient de 1,50 dollar TT à 3,00 dollars TT le litre (soit d'environ 0,24 dollar EU à 0,48 dollar EU le litre).

9.Le système de fixation des prix du gaz naturel à la Trinité-et-Tobago est un hybride de différents modèles.19 Pour le gaz naturel liquéfié, le prix est directement lié aux cours du gaz sur les principaux marchés de consommation: tant le prix f.a.b. (vente) que le prix à la production (tête de puits) du gaz de l'ALNG sont déterminés par un système de marge garantie reposant sur les cours en vigueur aux États-Unis et en Europe (Espagne). En dehors du gaz naturel liquéfié, c'est-à-dire pour la production que la NGC vend aux usines pétrochimiques, aux industries énergétiques et aux industries lourdes et légères, le prix à la production (tête de puits) est fixé par voie de négociation autonome avec les producteurs. Des régimes de prix différentiels prévalent selon l'utilisation finale et le secteur. Pour l'industrie pétrochimique, la NGC applique un mécanisme de prix lié aux produits, en vertu duquel elle partage le risque de prix du marché avec ses clients de l'industrie en permettant que le prix du gaz matière première fluctue en fonction des prix des produits. Dans le cadre d'une formule de prix liée aux produits, un prix de référence du gaz est lié à un prix de référence des produits à base de gaz: la fluctuation des prix des produits (ammoniac et méthanol) entraîne une hausse ou une baisse du prix du gaz.


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