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La prospection des hydrocarbures a débuté dans notre pays, dans sa partie septentrionale (Relizane, Chlef, Tébessa), il y a près d’une soixantaine d’années par les sociétés françaises

1ère partie La prospection des hydrocarbures a débuté dans notre pays, dans sa partie septentrionale (Relizane, Chlef, Tébessa), il y a près d’une soixantaine d’années par les sociétés françaises SN Répal et CFP (A) créées à la fin de la Seconde Guerre mondiale par le gouvernement De Gaulle, suite à la constitution de deux entités publiques : le BRP (bureau de recherches pétrolières) la RAP (régie autonome des pétroles) De celles-ci, en résulta la formation de cinq sociétés pétrolières, toutes opératrices en Algérie : CFP (A), filiale du groupe CFP (Compagnie française du pétrole) pour l’Algérie, SN Répal (Société nationale de recherche et d’exploitation du pétrole en Algérie) dont les actionnaires étaient l’Etat français à travers la RAP, à 60% ; et le gouvernement général en Algérie à 40% : CREPS (Compagnie de recherche et d’exploitation du pétrole au Sahara) dont les actionnaires étaient l’Etat Français à travers la RAP et la SN Répal aux 2/3 ; ainsi que la SHELL (Hollande) au 1/3 CEP (Compagnie d’exploitation du pétrole) devenue dans les années 1960 Petropar (Pétrole Participations) détenue par SHELL (2/3) et RAP (1/3) SNPA (Société nationale des pétroles d’Aquitaine). C’est dans la région de Relizane et de Chlef que furent formés les premiers foreurs algériens (fin des années 40) au sein de la SN Répal, tels que Hadj Reguieg et Abed Fedila, (Allah Yarhamhoum), qui rejoignirent la Sonatrach après les nationalisations de 1971, puis l’ENTP (Entreprise nationale des travaux aux puits) dans laquelle ils achevèrent leur carrière au début des années 1990, au poste de superintendant de forage. La découverte du premier champ pétrolier a été faite en 1949 par la SN Répal à Oued Guétrini (situé entre Sidi Aïssa et Sour el Ghouzlane). La mise à huile de ce champ fut réalisée par l’ingénieur Charles Delclaut, qui devint quelques années plus tard directeur de la production à la SN Répal . Au cours de cette période, les sociétés CREPS et CEP se font attribuer la concession sise au plateau du Tidikelt (In Salah, Berga, Aoulef ) et mirent en évidence le premier gisement de gaz au Sahara (et en Algérie) à In Salah. Puis la CREPS entreprit les travaux de forage sur l’anticlinal d’Edjeleh (à 70 km au sud est d’In Amenas), qui permirent, en février 1956, la découverte du gisement du même nom, et qui est donc le premier gisement de pétrole mis en évidence au Sahara. Par ailleurs, les sociétés SN Répal et CFP (A) explorèrent conjointement les concessions de Hassi R’mel (à une centaine de km au sud-est de Laghouat) et de Hassi Messaoud (à 80 km à l’est de Ouargla). La CFP (A) engagea le forage HR1 (Hassi R’mel 1 situé actuellement à l’intérieur de la base vie), qu’elle abandonna à la suite d’un incident technique. La SN Répal entreprit le sondage de MD1 (Hassi Messaoud 1), qui consacra, en juin 1956, Hassi Messaoud 3e gisement de pétrole au Sahara, après Zarzaitine 2e gisement découvert en mai 1956 par la CREPS. La CFP (A) fut désignée opératrice de Hassi Messaoud nord ; la SN Répal de la portion Sud. La SN Répal reprit le forage de HR1 en déviation, qui se révéla être producteur de gaz et qui consacra donc, en décembre 1956, Hassi R’mel 2e champ saharien de gaz (après In Salah) Comme on le constate donc, l’année 1956 fut très prolifique en découvertes majeures d’hydrocarbures : In Salah, Edjeleh, Zarzaitine, Hassi Messaoud et Hassi R’mel (dans l’ordre chronologique). Au cours de l’année 1957, la CFP (A) et la SN Répal constituèrent la SEHR (Société d’exploitation de Hassi R’mel) qui désigna la seconde nommée en tant qu’opérateur du champ de Hassi Rmel. Au lendemain de l’indépendance, le 31 décembre 1963, fut créée la société nationale Sonatrach dont les activités, initialement limitées au transport des hydrocarbures et à leur commercialisation, s’étendirent progressivement à l’ensemble des segments de la chaîne hydrocarbures, dès les dernières années de la décennie 60. Par ailleurs, c’est au début de l’année 1964, que fut produit le premier million de btu (british thermal unit) de gaz liquéfié, exporté par la CAMEL d’Arzew et provenant de Hassi R’mel, dirigé par Bachir Bahloul, chef de champ de la SN Répal, et l’un des tout premiers ingénieurs pétroliers algériens à avoir exercé au Sahara. Après 1956, de nombreuses autres accumulations d’hydrocarbures furent mises en évidence, tant pour le gaz (Alrar, Hamra, Rhourde Nouss) que pour le brut (Ohanet, El Borma, Mereksen, Stah, Tin Fouyé, Tabankort, Gassi Touil, Rhourde el Baguel, Haoud Berkaoui), notamment dans la décennie 1990, avec les importants gisements du bassin de Berkine, (Hassi Berkine Sud, Rhourde el Khrouf, Ourhoud, El Merk), découverts en partenariat et qui ont permis à l’Algérie de reconstituer ses réserves de pétrole au niveau de celles de la décennie 70. Il est à préciser que SH débuta les premières opérations d’exploitation pétrolière par ses propres moyens sur le champ d’El Borma le 22 septembre 1969, sous la direction du contremaître Eddaïkra Mohamed. Selon les sources auxquelles on s’adresse, les réserves prouvées récupérables de : pétrole brut, estimées entre 9 et 16 milliards de barils, seraient épuisées dans 15 à 30 ans au rythme de production actuel, si d’autres accumulations d’huile ne sont pas découvertes et si certaines règles d’exploitation sont observées ; gaz, évaluées à 4500 milliards de m3 auraient une durée de vie de 40 ans si on produisait 113 milliards m3 par an. Les espoirs encourageants suscités par l’exploration de nouveaux bassins sédimentaires à potentiel confirmé, pourraient se concrétiser par de nouvelles réserves additionnelles exploitables pendant un autre quart de siècle, aussi bien pour les hydrocarbures liquides que gazeux. D’où une espérance de vie globale qui verrait les ressources récupérables, dont la production a débuté dans les années 50 au siècle dernier, s’épuiser vers l’horizon 2050. Dans ce match vital, dont la durée globale égalerait tout au plus le siècle, que notre pays doit engager pour accéder au rang des pays à développement durable, c’est-à-dire moins dépendant de la fiscalité pétrolière et devant au moins assurer son autosuffisance alimentaire, dans ce match donc, la seconde mi-temps est déjà amorcée. Il faudra remporter ce défi dans le temps réglementaire, défini par la durée de vie des réserves prouvées, soit un quart de siècle, et ne pas compter sur les prolongations que peuvent laisser escompter des réserves probables additionnelles, même si celles-ci sont légitimées par le potentiel du domaine minier et par son degré élevé de sous-exploration. Cette durée de vie résiduelle, quelle que soit l’estimation que l’on fait de son amplitude, semble suffisante pour asseoir les fondements d’une économie indépendante des hydrocarbures, pour peu que les réformes indispensables soient résolument engagées et menées à leur terme. Cet intervalle de temps, qui nous sépare de l’épuisement des réserves d’hydrocarbures, dépend du mode d’exploitation des gisements et de la stratégie poursuivie par le ministère de l’Energie et des Mines. Trois questions se posent alors : le rythme actuel d’extraction du pétrole brut, soit 1,5 million de barils par jour (ou 75 millions de tonnes par an) est-il compatible avec une gestion rationnelle des réserves ? N’y a-t-il pas risque d’en réduire la durée de vie prématurément ; et permet-il une récupération de ces réserves et une conservation des gisements optimales qui ne compromettent pas les besoins des générations futures ? la rentabilité obtenue dans l’exportation du gaz naturel, principalement dans sa forme liquéfiée (GNL), justifie-t-elle la poursuite d’un programme de vente aussi ambitieux (85 milliards de m3) ? Ne faut-il pas limiter la production de gaz naturel pour l’usage exclusif du marché intérieur ? Le corollaire des deux interrogations précédentes concerne le programme d’exploration : si l’on doit réduire la production d’hydrocarbures (pétrole et gaz) afin d’optimiser la durée de vie des ressources et leur taux de récupération, ne faut-il pas réaménager, par voie de conséquence, ce programme d’exploration dans ses objectifs et dans ses modalités de réalisation ? Ces problématiques ont été évoquées à l’occasion de différents débats organisés ou rapportés par la presse, et qui relancent, in fine, la discussion autour de la nécessité de réviser la politique énergétique nationale actuelle sous la double perspective de la gestion optimale des hydrocarbures et de la dépendance de l’économie nationale de ces ressources non-renouvelables. La présente esquisse, de ces quelques éléments de réflexion, se propose de contribuer à ce débat et d’apporter d’autres réponses à l’ébauche d’une stratégie pétrolière différente. Il semble utile également, à la lumière de ces échanges de vues, d’apporter un autre éclairage et d’inscrire de nouveaux éléments au dossier relatif au régime de concession introduit dans la loi d’avril 2005 et abandonné dans la loi de juillet 2006, qui maintient le mode de partage de production dans les associations entre SH et les sociétés étrangères, avec prééminence des parts à l’entreprise publique algérienne. 1) Quelques évolutions marquantes dans l’industrie des hydrocarbures de ces dernières années Pour cela, je me réfère à la conférence animée récemment à Alger par Nordine Aït Lahoussine, consultant international et ancien ministre de l’Energie, et intitulée : « L’évolution du marché pétrolier et la refondation des relations entre sociétés nationales et multinationales ».(1) Au cours de cet exposé à caractère très informatif et suivi avec une attention soutenue par une nombreuse assistance, il m’a paru édifiant de relever un certain nombre d’enseignements saillants relatifs à la position acquise, aujourd’hui, par les sociétés pétrolières nationales (« National oil corporation » ou NOC). Il a été particulièrement souligné par le conférencier que « les NOC contrôlent désormais près de 90% des réserves mondiales de pétrole auxquelles s’ajoutent 75% des réserves de gaz naturel ». Les six majors (Exxon, BP, Shell, Chevron, Total, Conoco) ne contrôlent, aujourd’hui, que 5% environ des réserves pétrolières mondiales, alors qu’elles en détenaient 85% au début des années 70, avec une durée de vie moyenne de 13 ans. Avec la flambée du prix du pétrole de ces dernières années, les NOC ont acquis une nouvelle dimension économique et politique sur la scène pétrolière mondiale. La majorité d’entre elles déclarent disposer des moyens financiers et technologiques leur permettant de se passer du concours des multinationales, sauf peut-être pour certaines opérations requérant de nouvelles technologies, qu’elles peuvent, au demeurant, acquérir auprès de certaines sociétés spécialisées. Le conférencier note, par ailleurs, « qu’avec la résurgence du phénomène du nationalisme pétrolier dans plusieurs pays producteurs, on prête l’intention aux sociétés nationales de limiter l’appel au partenariat avec les multinationales ou à le rendre plus onéreux en durcissant les termes de leur participation. » Ainsi donc, alors que les sociétés nationales des pays producteurs d’hydrocarbures, à l’échelle mondiale, renforcent leur position en contrôlant 90% des réserves de pétrole, la Sonatrach, sous le forcing du ministre de l’Energie et en application de la loi d’avril 2005 réinstaurant le régime de concession aboli par les nationalisations de février 1971, allait offrir aux multinationales l’opportunité inespérée de détenir en pleine propriété 70 à 100% des réserves qu’elles viendraient à découvrir ! L’abrogation de cette loi mort-née, une année plus tard, a « remis les pendules à l’heure » de la tendance qui se dessinait à l’échelle mondiale, et a permis à la société nationale algérienne de maintenir en vigueur le contrat de partage de production qui lui assure une participation minimum de 51% et lui évite d’être l’exception à la règle dans les pays de l’OPEP principalement. Car si la loi d’avril 2005 était entrée en vigueur, le taux des réserves détenues par SH aurait décru jusqu’à devenir, à moyen ou long termes, inférieur à 50% avec toutes les conséquences qui en découleraient pour la société algérienne à imposer à ses partenaires une politique pétrolière d’inspiration nationale, sans omettre la perte d’outputs en termes réels et en parts de marché ainsi que les incidences négatives sur son bilan, sur ses états financiers avec la diminution du chiffre d’affaires, du bénéfice, de la capacité d’autofinancement et du ratio de renouvellement des réserves (2) Il y a lieu de rappeler aussi que l’un des motifs exposés par le ministre de l’Energie pour étayer son projet de loi en 2005 était la probabilité quasi certaine de voir le prix du pétrole chuter à des niveaux très bas, auquel cas il aurait fallu accroître la production pour maintenir le niveau des recettes. On sait ce qu’il advint d’une telle prédiction, ce prix ayant plus que triplé ces 4 dernières années ! On sait aussi que le ministre de l’Energie a vite fait de se reconvertir au patriotisme économique, en dévoilant sa nouvelle stratégie pour le secteur de l’énergie diffusée dans la presse nationale le 15 avril 2008. Les données rapportées ci-dessus par le conférencier lors de son intervention, indiquant sans ambiguïté qu’un rapport des forces nettement plus favorable aux sociétés nationales s’est instauré pour le contrôle des réserves d’hydrocarbures, confortent les autorités publiques dans leur décision de substituer la loi de juillet 2006 à celle d’avril 2005. Notes de renvoi (1) : conférence de M. Aït Laoussine du 22/05/08 publiée par El Watan Economie du 9 juin 2008. (2) : article de l’auteur publié par le Quotidien d’Oran le 10 septembre 2006 intitulé « Régime juridique pétrolier : un retour à la raison, mais d’autres évolutions sont nécessaires » 2e partie 2°) Production pétrolière et gestion optimum des réserves Par l’abolition salutaire de la clause instaurant le régime de concession dans la loi d’avril 2005, la dénationalisation des hydrocarbures a ainsi été évitée ; la loi de juillet 2006 désormais en vigueur a restauré la Sonatrach dans son droit patrimonial sur les ressources en hydrocarbures avec une participation majoritaire dans toute nouvelle accumulation d’hydrocarbures mise en évidence en partenariat. Cela étant, ce cadre juridique redevenu favorable à l’opérateur pétrolier public, n’est évidemment pas une condition suffisante en soi qui garantisse une saine exploitation des hydrocarbures ; et les développements qui suivent vont montrer qu’il y a lieu de s’inquiéter sur cette question fondamentale, car les précautions impératives à une exploitation rationnelle des gisements ne semblent pas être la première préoccupation des sociétés pétrolières. Pour l’illustrer, il faut d’abord préciser ce qu’on entend par « exploitation saine ou optimum des ressources d’hydrocarbures ». Le paramètre qui est le plus couramment usité est le taux de récupération des réserves prouvées Tr défini comme étant le rapport : Tr=Pc/Ri où Pc désigne la production cumulée de pétrole à un instant t, Ri étant le volume initial des réserves prouvées récupérables en place, qui peut faire l’objet de diverses évaluations et réévaluations, principalement dans les premières années de mise en production ; mais qu’on considère généralement relativement stable ou peu variable à partir d’une certaine époque. Il s’agit de voir comment évolue dans le temps le taux Tr, et déterminer sa valeur ultime Tu lorsque la production de pétrole est au stade final lorsque tous les procédés de récupération (primaire et assistée) ont atteint leur limite. A titre d’illustration, ce taux Tr est de l’ordre de 25 à 30%, avec l’espoir de parvenir à 40 - 5O% dans un futur plus ou moins lointain. Pour le gaz, il est généralement supérieur à 75% et peut avoisiner les 90%. Ce taux de récupération Tr, pour un gisement et un profil de production donnés, est primordialement fonction d’un ratio appelé GOR ou « gas oil ratio » qui est le rapport entre le volume de gaz et le volume de pétrole produits et mesurés en surface. Pour comprendre l’importance accordée à ce ratio, il faut rappeler que dans le réservoir, le pétrole contient du gaz dissous, et que ce gaz demeure dissous tant que sa pression de bulle reste inférieure à la pression du réservoir. Pendant le cycle de production, la pression du réservoir diminue ; et dès qu’elle devient inférieure à la pression de bulle, le gaz ne reste plus à l’état dissous, s’échappe et est produit en surface en même temps que le pétrole. C’est ce qu’on appelle couramment « le gaz associé », nommé également « gaz fatal », expression parfaitement justifiée au plan technique, sans aucune connotation métaphysique ou politique, signifiant que la présence de ce gaz est « fatalement » liée à celle du pétrole, et que, si l’on veut éviter de produire ce gaz, il ne faut pas produire le pétrole. Un volume donné Vf de pétrole brut avec son gaz dissous dans le gisement devient en surface Vs sans gaz dissous avec évidemment la relation : Vs « Vf (Vs inférieur à Vf). Le volume Vf s’est contracté (c’est le phénomène du « shrinkage » dans la terminologie anglo-saxonne) ; et le rapport Vf/Vs est appelé facteur volumétrique de formation (FVF). Il est clair que Vf/Vs est supérieur à 1. Concrétement, cela signifie que lorsque SH produit 1 million de barils par jour (Vs), le soutirage au niveau des gisements est bien plus grand (Vf). Lorsque le débit de l’huile dans le réservoir s’accélère (augmentation de Vf), la production dans les bacs de stockage Vs va augmenter aussi mais dans une proportion inférieure, car l’accroissement du volume de gaz libre qui en découle dans le gisement va influer sur le facteur volumétrique de formation qui va croître, de même que le GOR mesuré en surface. Optimiser la conservation du gisement revient donc, pour un profil de production Vs fixé, à soutirer de ce gisement un volume Vf (nécessairement supérieur à Vs) tels que l’écart (Vf-Vs) soit le plus faible possible, ou que, autrement dit, le facteur volumétrique de formation Vf/Vs soit le plus proche de 1 (tout en lui étant supérieur). Ainsi, dès que le GOR augmente, le FVF suit la même évolution, et le taux de production diminue. C’est la raison pour laquelle le contrôle du paramètre GOR est une règle de l’art primordiale, bien connue du personnel de réservoir engineering et de production, assurant que les opérations d’exploitation sont exécutées dans le respect de la conservation des champs pétroliers, dont le degré de déplétion doit être compatible avec une récupération optimale des réserves en place. Ce souci de conservation peut ne pas être partagé par un opérateur pétrolier qui dispose d’une concession limitée dans le temps, et qui pourrait n’être intéressé que par les bénéfices qu’il peut engranger à court et moyen termes. S’il n’est pas soumis à un contrôle sévère et régulier émanant d’une autorité de tutelle publique sourcilleuse sur ses prérogatives, il peut, par un rythme d’extraction accéléré des réserves en place, engendrer des préjudices qui peuvent s’avérer irréversibles pour le gisement, notamment pour sa durée de vie et pour son taux de récupération ultime. Il va de soi que cette prescription de limitation du GOR doit s’appliquer à tous les opérateurs pétroliers, surtout et y compris au premier d’entre eux, la Sonatrach, qui devraient produire avec un GOR estimé à 200 m3 de gaz maximum par m3 d’huile produits. Or, les informations émanant des champs pétroliers font état d’un GOR largement supérieur à 500 m3 de gaz par m3 d’huile, record historique dans l’exploitation pétrolière en Algérie ! Un tel niveau de production de gaz va irrémédiablement hypothéquer la durée de vie des réserves et leur taux de récupération. Si la société nationale SH ne donne pas l’exemple en s’astreignant scrupuleusement au respect des normes d’exploitation, pourquoi l’exiger des compagnies étrangères « qui n’ont pas à être plus royalistes que le roi ». Les procédures de suivi et de contrôle de l’exploitation des gisements d’hydrocarbures ont été mises au point dès l’année 1964 par la Direction de l’énergie et des carburants (DEC), sous tutelle du ministère de l’Energie. Ces procédures, auxquelles devaient se soumettre toutes les compagnies pétrolières, consistaient principalement à faire le suivi périodique des pressions de fond des puits producteurs (puits fermés et puits en débit), des pressions en tête de puits, des facteurs influant sur le taux de production tels que le GOR ; le WOR (« water oil ratio » pour évaluer le volume d’eau du gisement produit en surface), le FVF (facteur volumétrique de formation) de l’effluent injecté (eau ou gaz) dans le cas d’opérations de maintien de pression. Des campagnes d’essais de production des puits devaient être périodiquement exécutées pour la détermination du potentiel des puits et pour la conservation des gisements. A titre d’exemple, la CREPS, opérateur du gisement de Zarzaïtine, était contrainte par la DEC à limiter le GOR du réservoir dévonien F4 à 200 m3/m3 et à injecter 35 000 à 40 000 m3 d’eau par jour pour le maintien de pression. Ces obligations de la DEC ont été peu ou prou respectées dans leur intégralité, avant d’être plus ou moins perdues de vue. On peut en conclure que le niveau actuel d’extraction de pétrole brut algérien, soit 1,5 million de bbl/jour, couplé à la production de gaz associé de 500 m3 par m3, aura des répercussions néfastes sur la durée de vie des réserves et sur leur taux de récupération. Ces répercussions seront encore plus alarmantes lorsque le profil de production sera porté à 2 millions de bbl/j (soit 100 millions de tonnes par an) avec les mêmes champs que ceux qui sont en cours d’exploitation. 3°) Plaidoyer pour une politique gazière différente de celle du pétrole Sonatrach affiche l’ambitieux objectif d’exporter 85 milliards de m3 de gaz par an. Mis à part le fait de répondre aux besoins de consommation de ses clients étrangers, quel intérêt commercial cela représente-t-il pour l’Algérie ? Quel patrimoine gazier sera légué aux générations futures ? Pour répondre à la première question, il faut se rappeler que la rente gazière est reconnue étant moins importante que la rente pétrolière, ceci depuis toujours, quelle que soit l’évolution relative du coût des deux sources d’énergie fossile ; la rente au sens économique du terme, étant la plus-value obtenue après déduction à partir du prix de vente, de l’ensemble des frais d’exploitation et des charges d’amortissement. En effet : 3.1) le prix de vente du pétrole brut était de 120 US$ le bbl (baril) à fin avril 2008 ; celui du gaz naturel, fin octobre 2008, est de 6,80 US$ le million de btu (british thermal unit)(3), étant admis que la répercussion de l’indexation du prix du gaz sur celui du brut se fait avec 6 mois de décalage. Rappelons par ailleurs, qu’en termes de pouvoir énergétique, 1 bbl de pétrole # 5,8 mil btu de gaz. 3.2) Si on analyse la structure du prix de revient des deux sources d’énergie, on peut admettre qu’en première approximation un certain nombre d’inputs sont du même ordre de grandeur : il en est ainsi du coût de la prospection et du forage (bien que les réservoirs de gaz et de pétrole soient sensiblement à la même profondeur, un puits de gaz nécessitera un programme de forage plus lourd, donc plus onéreux), du traitement sur champ, du transport jusqu’à la côte. Ce qui diffère dans le cas du GNL, c’est : le prix des installations de liquéfaction au terminal départ dont on sait qu’elles sont très onéreuses : 3,9 milliards $ pour une capacité de 4,5 millions de tonnes de GNL (juillet 2008 pour la nouvelle usine d’Arzew). Pour un amortissement en 10 ans, cela représente un investissement de 1,64 $ le million de btu (il y a lieu de rappeler que 4,5 mil tonnes GNL = 6 milliards m3 gaz naturel et que 25,2 m3 gaz naturel = 1 mil btu). L’autoconsommation requise par le process de liquéfaction, estimée dans les nouvelles unités à 12% (elle était largement supérieure dans les années 70) soit 0,12 million btu de gaz naturel pour produire 1 million btu de GNL. L’indexation du prix du gaz naturel sur celui du pétrole doit nécessairement tenir compte du pouvoir thermique de chacune des deux sources d’énergie, de la structure du prix de revient de chacune d’elle, dont notamment l’investissement de liquéfaction spécifique au gaz et de la déperdition du gaz de service dont le coût « corrélé », pour un baril de pétrole à 120$, est de : (120/5,8) x 12% = 2,4 $ le million de btu. 3.3) Compte tenu de ces considérations pour que le gaz naturel dans sa forme liquéfiée ait un niveau de rentabilité en corrélation avec celui du pétrole, il faudrait qu’il se commercialise à : (120/5,8) +1,64+2,4 = 24,7 $ par million de btu. Le prix réel du gaz naturel étant de 6,80$ par million de btu, on en conclut que, dans les conditions actuelles du marché, il n’est pas suffisamment rémunérateur et que sa rentabilité commerciale est, à fin octobre 2008, (24,7/6,8) = 3,6 fois moindre que celle du pétrole lorsque celui-ci était à 120 $ le bbl. Ce qui aurait d’ailleurs conduit la Sonatach à entamer des négociations avec ses clients pour améliorer le prix de vente du gaz de 1$ par million de btu(4). Notons également ce qu’a déclaré le Premier ministre de la Russie, le 23 décembre dernier à l’ouverture du Forum des pays exportateurs de gaz à Moscou : « l’époque du gaz bon marché touche à sa fin. »(5) Courant novembre 2008, le prix du pétrole avoisine 60 $, soit une chute de 50% par rapport à son niveau d’avril dernier (et 60% par rapport à son plus haut niveau à 150 $ atteint au cours de la 2e quinzaine de juillet, lequel devait tendre vers 200 $ le bbl fin 2008, prédisait-on !) Dans 6 mois, soit fin mai 2009, on pourra évaluer le prix « corrélé » du gaz, dont le prix réel sur le marché n’est pas soumis à d’aussi amples fluctuations que celui du pétrole brut. En cette fin d’année 2008, pour un baril de pétrole à 40 $ et un prix du gaz autour de 7 $ le million de btu, et sans tenir compte du décalage de 6 mois entre l’indexation des deux sources d’énergie, le prix « corrélé » du gaz, selon la même démarche que celle décrite précédemment, devrait être de 9,3 $ le million de btu, soit « seulement » un tiers de moins que le prix du marché. Il semble donc que la tendance baissière de ce dernier bénéficie au gaz naturel dont le « gap » de rémunération se rétrécit, le rendant ainsi plus attractif. 3.4) Cette comparaison entre le prix des deux sources d’énergie est l’illustration que la rente gazière est nettement plus réduite que la rente pétrolière, même si la conviction en est acquise depuis longtemps dans la corporation des pétroliers et des gaziers et au-delà. L’on pourrait rétorquer que cela n’est pas dramatique, pour peu que le prix du gaz soit suffisamment rémunérateur et assure au moins une rente positive. Or, les informations publiées par la Sonatrach ne font état que des recettes de vente, comme si le chiffre d’affaires était le seul paramètre pour apprécier la rentabilité d’ une activité ! Quid des coûts d’exploitation et des charges d’amortissement ? Il est à espérer que la Sonatrach dispose d’un système d’informations de gestion fiable et d’une comptabilité analytique rigoureuse qui puisse permettre de mesurer la profitabilité de chaque activité en dressant le compte d’exploitation de chacune d’elle. D’où le plaidoyer pour une approche différenciée dans la stratégie à adopter pour les hydrocarbures gazeux par rapport aux hydrocarbures liquides, et l’abandon à terme des exportations de gaz et une production limitée à la satisfaction du marché intérieur. L’objectif visant à exporter 85 milliards de m3 de gaz devrait être révisé à la baisse, les engagements pris en ce sens vont « écrémer » les réserves en place et priver les générations futures d’un patrimoine sur lequel elles ont des droits inaliénables. Notes de renvoi (3) Revue hebdomadaire américaine Oil and Gas Journal du 27/10/08 (4) Le Quotidien d’Oran du 14/09/08 (5) El Watan du 24/12/08 3eme partie et fin 4°) La dépendance pétrolière Quel que soit leur volume, les réserves d’hydrocarbures sont une bénédiction pour le pays. Ce sont leur gestion et la finalité de leur exploitation qui peuvent susciter débat et qui pourraient faire dire aux générations futures que leur existence a été une malédiction, si l’économie nationale demeurait en permanence tributaire des recettes du pétrole et du gaz. La presse nationale, en rapportant diverses déclarations, fait état périodiquement de la controverse relative au niveau des réserves prouvées récupérables. Encore 15 ans d’exploitation ? 50 ans ? Indépendamment de la primauté qu’il faut accorder au principe de prudence pour ce genre d’évaluation, et plus particulièrement lorsqu’il s’agit du principal actif d’une société pétrolière et de l’unique source de revenus en devises, la problématique à débattre n’est pas tant dans la durée de vie résiduelle des ressources en hydrocarbures que dans l’impérative nécessité d’élaborer une stratégie économique devant assurer un développement durable lorsque la récupération ultime de ces réserves sera atteinte. Il y a lieu de débattre de ces enjeux et non pas focaliser l’attention sur la longévité de ces ressources hydrocarbures. Quels sont les indicateurs traduisant le degré de dépendance de l’économie nationale vis-à-vis des hydrocarbures ? Ils se résument comme suit : la fiscalité pétrolière représentait moins de 30% des recettes budgétaires totales en 1988 (6). Elle dépasse les 60% en 2007 avec un montant de 27 milliards d’euros, alors que les importations ont atteint cette année-là les 5 milliards de dollars US pour les produits alimentaires et 1,4 milliard de dollars pour les médicaments. 5°) Recommandation et conclusions soumises à réflexion Les motifs exposés précédemment plaident pour une révision de la stratégie actuellement appliquée au secteur des hydrocarbures, axée principalement sur : 5-1 : la réduction du rythme d’extraction du pétrole brut dans les gisements actuellement en cours de production, dont le niveau avoisine 1,5 million bbl/j, avec l’objectif d’atteindre 2 millions bbl/j. Cette réduction est justifiée par le respect des prescriptions de l’art dans l’exploitation des gisements, dont notamment le facteur GOR qu’il faudrait limiter à un seuil avoisinant 200 m3 de gaz par m3 de pétrole brut produits alors qu’il dépasse les 500 m3/m3. L’argument avancé selon lequel la plus grande fraction du gaz « associé » produit est réinjectée dans les gisements aux fins d’amélioration de la récupération primaire du brut, n’est pas fondé, car cette réinjection de gaz ne permet pas d’éviter la détérioration des réservoirs ni le déclin de la longévité des réserves en place, de leur taux de récupération ultime et par conséquent de la production cumulée de pétrole brut. Cette restriction de la production pétrolière est aujourd’hui à l’ordre du jour à l’OPEP, préoccupée par la baisse du prix du baril, conséquence des effets de la crise financière et de la récession économique qui affectent les pays industrialisés. Tant mieux donc si des considérations économiques exogènes à notre environnement national obligent les responsables du secteur des hydrocarbures à prendre des mesures de conservation interne, que les arguments techniques n’auraient pas réussi à faire prévaloir. 5-2 : La réduction des exportations de gaz naturel dont la rentabilité commerciale, très en deçà de celle du pétrole brut, n’est pas évidente en raison du niveau de rémunération du prix de vente actuel du gaz et de l’investissement particulièrement lourd requis par ces exportations. A moyen ou long termes, la production de gaz naturel devrait être circonscrite à la satisfaction des besoins locaux tant que les conditions économiques du marché mondial ne sont pas plus avantageuses pour l’exportateur. La chute du prix du pétrole semble favoriser ces conditions. Notons à ce sujet que la consommation nationale en gaz naturel a atteint les 25,6 milliards de m3 en 2007, soit 4,3% de plus qu’en 2006 ; et qu’elle devrait doubler dans les dix prochaines années pour se situer entre 50 et 67 milliards de m3 par an .(7) Ce niveau de la demande locale en gaz naturel, couplé à celui des exportations (85 milliards m3), exigera une production de l’ordre de 150 milliards m3 par an et asséchera les réserves prouvées récupérables en 30 ans si celles-ci sont évaluées à 4500 milliards de m3, alors que le tarissement de ces réserves n’aurait lieu que dans 100 ans si l’utilisation du gaz naturel était limitée aux seuls besoins domestiques (sur la base d’un niveau de consommation de 45 milliards m3 par an, soit 75% de plus que celui de l’année 2007 ). Ceci devrait inciter à la prudence et à la réflexion afin de mettre notre pays à l’abri du risque de devenir à long terme importateur de gaz naturel en prenant en compte les différés de production, comme par exemple celui du champ de Gassi Touil, dont l’exploitation, confiée à un groupement étranger en partenariat avec Sonatrach selon la procédure dite « BAOSEM » (Bulletin d’appels d’offres du secteur de l’énergie et des mines), accuse déjà un grand retard, occasionnant à l’entreprise nationale un manque à produire de 22 millions m3 de gaz par jour (12 pour Gassi Touil et 10 pour Rhourde Nouss) et de 2000 tonnes liquides par jour (1500 t de condensat et 500t de gaz de pétrole liquéfié GPL), soit 8030 millions m3 gaz par an (ou 319 millions de millions BTU) et 730000 t de liquide par an (ou 5 739 625 barils). Ce qui représente un préjudice annuel de 2230 millions de dollars pour le gaz (à raison de 7 $ le million btu) et 285 millions de dollars pour le liquide (à raison de 50 $ le baril), soit un préjudice global de 2,5 milliards de dollars par an pour l’ensemble des hydrocarbures gazeux et liquides. Il y a donc lieu de s’assurer, qu’en sus des considérations tarifaires évoquées ci-dessus, le besoin de consommation en gaz naturel ne dépasse pas le potentiel de production et que l’un et l’autre termes obéissent à l’équation classique du bilan matière (production = consommation) 5-3 : L’élaboration et la mise en œuvre, vis-à-vis des opérateurs pétroliers, de conditions plus restrictives fixant les modalités de mise en production des nouveaux gisements qui seraient découverts dans le cadre du programme d’exploration. Il faut notamment renforcer le pouvoir de décision des représentants de la puissance publique (dont notamment l’agence Alnaft). Il y a lieu également de réfléchir à l’option de substituer au « contrat de partage de production » « un contrat de service » avec les partenaires étrangers, afin de permettre à l’autorité algérienne de fixer en toute souveraineté le profil de production des nouveaux gisements découverts et de l’adapter en fonction des besoins de financement. 5-4 : Un choix plus judicieux des projets pétrochimiques, en ne privilégiant que ceux qui ont un effet d’entraînement indéniable sur l’intégration économique nationale, et particulièrement sur l’agriculture. Sonatrach a récemment conclu trois importants accords de partenariat avec des firmes étrangères pour produire 11 700 tonnes d’ammoniac et 10 450 t d’urée par jour, nécessitant des investissements de 5,5 milliards de dollars, dont 80% sont financés par des fonds algériens (4,2 par les banques publiques et 0,75 par Sonatrach) et 20% par les partenaires étrangers qui détiennent 51% des parts (8). Quel intérêt y a-t-il pour Sonatrach à participer à des projets dans lesquels le gaz, dont la consommation va atteindre près de 7 milliards m3 par an, est cédé au partenaire étranger à des conditions très avantageuses par rapport au marché international qui vont engendrer une forte pollution de l’environnement (l’ammoniac est un produit toxique qui menace les sources d’eau potable et l’écosystéme aquatique) et qui aboutissent à l’exportation de la plus grande partie de la production pétrochimique dont la commercialisation par des sociétés off-shore n’aura aucune incidence sur la fiscalité nationale. De plus, les projets pétrochimiques, d’une façon générale, ne sont pas réputés être créateurs d’un grand nombre de postes d’emploi. Sonatrach a-t-elle besoin d’arrondir, à ces conditions, son chiffre d’affaires devises qui a atteint 57 milliards de dollars en 2007 et qui va sensiblement croître en 2008 ? 5-5 : Conséquemment aux options préconisées ci-dessus, un réexamen des priorités économiques et sociales devant être financées par la rente des hydrocarbures, appelée à décroître certes, mais dont l’efficience peut être améliorée si on ne perd pas de vue que : la bonne gouvernance économique enseigne que « ce sont les ressources qui déterminent les emplois, et non le contraire ». La rentabilité des gisements de pétrole a bien été effective de 2001 à 2005 avec un prix moyen du baril qui a oscillé entre 25 et 55 $, puisque Sonatrach a bien réalisé des profits importants. Comment ne le serait-elle pas après 2009 si le prix chutait à son niveau de 2005 ? 5-6 : Un programme précis, cohérent et volontariste permettant à notre pays d’amoindrir sa dépendance des ressources d’hydrocarbures en approfondissant les réformes structurelles de l’économie nationale ; l’un des objectifs stratégiques prioritaires étant de réduire les importations agro-alimentaires ; la promotion des activités hors hydrocarbures étant moins impérative, ses recettes s’étant soldées seulement à 830 millions de dollars au cours du premier semestre 2008, et les entreprises concernées devant affronter la compétition mondiale et améliorer la qualité et le coût de leurs produits et de leurs services. Même si elles réussissent leur mise à niveau, il leur sera ardu d’augmenter considérablement leurs exportations. Par contre, le potentiel de réduction des importations agroalimentaires est bien plus vaste (44 milliards de dollars de prévisions pour 2010), plus aisé à réaliser car ciblant le marché intérieur et dont la finalité est bien plus stratégique pour l’autosuffisance alimentaire 5-7 : Une plus grande intensification des investissements dans les énergies renouvelables et notamment l’énergie solaire. 5-8 : Sur la base des prix en vigueur aujourd’hui (arrondis à 50 $ le baril de pétrole brut, et à 7 $ le million de BTU pour le gaz), les réserves prouvées récupérables d’hydrocarbures (que l’on va estimer à 15 milliards de bbl pour le pétrole et 4500 milliards m3 pour le gaz, soit 178,5 milliards de millions BTU) peuvent être évaluées à : pour le pétrole : 15x50 # 750 milliards dollars pour le gaz : 178,5x7 # 1250 milliards dollars Soit au total : 2000 milliards dollars Dans un contexte mondial de raréfaction à plus ou moins long termes des réserves d’hydrocarbures et de prédiction de prix valorisant, l’estimation monétaire des ressources du sous-sol algérien pourrait sensiblement croître si l’augmentation du prix de vente unitaire des hydrocarbures, facteur exogène dont le contrôle échappe à la décision de l’autorité publique, demeure supérieure au taux de déplétion des gisements, facteur endogène dont la maîtrise résulte de l’application des règles de l’art dans l’exploitation de ces champs. La recherche de l’optimum de production des hydrocarbures, dans le respect du potentiel des gisements, assurera à ce fonds de 2000 milliards dollars, « souverain » par excellence puisqu’il est la propriété de la collectivité nationale, un rendement bien meilleur et plus sûr que le placement de réserves de change additionnelles qui viendraient épaissir les ressources actuelles estimées à plus de 150 milliards dollars à fin 2008 et dont l’utilisation a récemment fait débat. Comment ne pas rendre celui-ci incontournable lorsqu’il s’agit d’une richesse bien plus conséquente dont la gestion conditionne l’ avenir des générations futures et celui de millions de jeunes citoyens et citoyennes, dont le destin est lié à celui de leur pays et seulement à leur pays ? Notes de renvoi : (6) A. Benbitour : « Radioscopie de la gouvernance algérienne ». (7) El Watan du 10/12/08. (8)Journal électronique « Tout sur l’Algérie » du 23/11/08


Krissat Abdelaziz, El Watan, 17-01-2009