Le secteur du pétrole et du gaz en Indonésie

L’industrie pétrolière et gazière ne représente plus que 2,8% du PIB de l’Indonésie, dont elle reste néanmoins un important pourvoyeur de devises. Les gisements en cours d’exploitation, souvent anciens, sont en voie d’épuisement et les réserves identifiées, importantes, sont difficiles à valoriser (offshore profond dans l’est de l’archipel). L’investissement des compagnies étrangères, qui disposent des capacités financières et techniques nécessaires au développement du potentiel hydrocarbure, est entravé par un cadre réglementaire et fiscal qu’elles jugent peu attractif.

 1. La production d’hydrocarbures est en déclin.

 Le pays connaît depuis le début des années 1990 un déclin structurel de sa production pétrolière, doublé d’un faible taux de remplacement des réserves (actuellement de 47%). La production pétrolière du pays de 881 000 barils/jour en 2016 ne représente plus que 52% du niveau atteint en 1991. Les réserves prouvées de pétrole qui s’élevaient à 3,3 Mds de barils en 2016 ne représentent que 10 années de production au rythme actuel. Ce recul de la production, associé à une hausse continue de la demande (1,8%/an en moyenne), a conduit le pays à devenir importateur net de produits pétroliers depuis 2004 (la production ne représente que 54% de la consommation de 1,6 Mb/j). L’Indonésie, qui avait réintégré l’OPEP en 2015 (après son départ en 2009) pour se rapprocher d’investisseurs stratégiques, a quitté à nouveau l’organisation en novembre 2016, marquant son refus de se plier à la réduction de la production décidée par le cartel.

 Les principaux gisements indonésiens de gaz naturel sont également en déplétion. Les réserves prouvées sont toutefois importantes : 2 900 Mds de m³ soit 41 années de production. Le taux de remplacement des réserves (également élevé comparé au pétrole) est tombé à 90% en 2015 (contre 127% en 2012). La production de gaz naturel, en déclin depuis 2010, a chuté de 19% à 70 Mds m3 en 2016. Le pays est un exportateur net de gaz naturel (la consommation représente 54% de la production et est dirigée essentiellement vers la production d’électricité). Compte tenu de l’augmentation de la consommation de gaz, en particulier pour la production électrique, l’Indonésie devrait devenir importateur net à partir de 2022.

 Cette situation a eu des répercussions économiques. La part du pétrole et du gaz dans le PIB est tombée à 2,8 % en 2017 (contre 5,7% il y a cinq ans). Les taxes et dividendes issus du secteur poursuivent leur baisse. En 2016, ils se sont élevés à 5,8 Mds USD, (-40% en g.a). Leur part dans le PIB et dans les revenus de l’Etat est passée entre 2014 et 2016 de 2,9% à 0,7% et de 20% à 5,6% respectivement.

2. L’exploration est techniquement complexe et onéreuse

 L’éloignement géographique des nouvelles ressources et le manque d’infrastructures de transformation et de transport rendent difficiles les opérations d’exploration/production. 75% des ressources connues sont localisées dans la partie ouest de l’Indonésie (Sumatra Nord, Natuna-îles Riau, Kalimantan Est, Mer de Java). Des réserves importantes pourraient être localisées dans la partie orientale de l’Indonésie, mais l’exploration y est très complexe (offshore profond dans la plupart des blocs identifiés) ; une éventuelle mise en production nécessiterait par ailleurs des investissements importants (51%  des capacités de raffinage sont localisées à Java, tout comme 8 des 9 pipelines existants). Les infrastructures gazières de transport (environ 4300 km) et de distribution (environ 8000 km) sont mieux pourvues mais les capacités de stockage et de conversion (3 usines de liquéfaction et 3 usines de regazéification) sont limitées.

 Le niveau d’investissement dans l’industrie poursuit sa chute (19 Mds USD en 2013 à 10 Mds USD en 2017) et reste fortement lié à l’augmentation des coûts de production. L’exploration ne représentait que 6% du total en 2017. Une hausse significative du niveau d’investissement est toutefois pressentie pour 2018 (14,5 Mds USD).

 3. L’environnement réglementaire ne favorise pas la participation des investisseurs étrangers

 Le secteur du pétrole et du gaz est réglementé par la Loi 22/2001 qui distingue les activités amont « upstream » (exploration-production) et les activités aval « downstream » (transformation, transport, distribution, stockage, vente). Si le secteur upstream reste un monopole d’Etat, le secteur downstream est libéralisé depuis 2001. Ainsi, Pertamina - entreprise publique responsable de la fourniture de pétrole pour la consommation locale - n’a plus le monopole de la vente au détail des produits pétroliers depuis 2004 (licences attribuées à Shell, Petronas, Total) mais demeure le distributeur principal des carburants. Pertamina s’est lancé dans les énergies renouvelables (Pertamina Geothermal Energy - PGE) et souhaite développer ses activités à l’étranger (acquisition de Morel & Prom en 2016).

 Le gouvernement indonésien devrait finaliser le regroupement de toutes ses activités pétrolières et gazières au premier semestre 2018 au sein d’une holding opérée par Pertamina. La restructuration a pour objectif de centraliser les activités de transport et distribution de gaz naturel, jusqu’à présent relevant de deux entreprises publiques distinctes (Pertagas, filiale de Pertamina, et Perusahaan Gas Negara (PGN) jusqu’alors le principal exploitant du réseau de distribution et de transmission de gaz naturel), au sein d’une même entité en vue d’une rationalisation des activités, notamment gaz.

 Jusqu’en 2017, l’essentiel de la production de gaz et de pétrole était réalisée par des entreprises étrangères :

 L’américain Chevron était le premier producteur de pétrole avec 30% de la production nationale ; Exxon Mobil arrivait en seconde position (25%) suivi de Pertamina (10%). Total se positionnait au quatrième rang (7%).

 Total se situait au premier rang de production de gaz de naturel avec 20% de la production. Il était suivi du britannique BP avec 14%. L’arrivée à échéance de la concession de Total fin 2017 et la reprise de ses activités par Pertamina devrait faire de l’entreprise publique le premier producteur de gaz en 2018.

 Alors que le pays a un besoin impératif d’investissements, tant dans l’amont que dans l’aval, afin de faire face à la croissance de la demande, les compagnies pétrolières internationales continuent à rencontrer des difficultés dans un contexte où les autorités indonésiennes souhaitent accroître la part de la société nationale, Pertamina, dans la production d’hydrocarbures. 

 Les investisseurs étrangers sont ainsi soumis à différentes contraintes tant du point de vue des ressources humaines (difficulté de recrutement du personnel expatrié et manque de formation de la main d’œuvre locale), des formalités contractuelles, du régime fiscal, ou de la complexité des procédures d’acquisition foncière. Les mesures incitatives demeurent timides à ce stade et s’adressent principalement aux activités aval (incitations fiscales). L’introduction en janvier 2017 d’un nouveau système de partage des revenus de la production concernant le secteur amont (gross-split scheme) ne satisfait pas les investisseurs étrangers.