Le Premier ministère formé par un gouvernement provisoire pour, nous dit- on, des affaires courantes, vient d'initier la semaine dernière un conseil des ministres restreint pour adopter tel qu'il est l'avant projet de loi sur les hydrocarbures qui prévoit le retour au régime de partage de production et, ce à la demande « urgente » de Sonatrach.

Ont assisté à ce mini conseil , les ministres des Finances, Mohamed Loukal, de l'Énergie, Mohamed Arkab, de l'Industrie, Djamila Tamazirt, du ministre Secrétaire général du Gouvernement, ainsi que du Président-directeur général (PDG) de Sonatrach, Rachid Hachichi. Ils ont procédé à l'examen de la nouvelle stratégie de développement des hydrocarbures en Algérie, à long, moyen et court termes, et dont Sonatrach constitue «le cœur battant», lit-on dans le communiqué. La fin de semaine, le premier ministre réunit l'ensemble de son gouvernement pour valider l'avant projet de la loi qu'il va soumettre au conseil des ministres sous la présidence du chef de l'Etat dans les prochains jours. Jusqu'ici rien d'extraordinaire sinon cette urgence du management de Sonatrach pour un code pétrolier à même de drainer des partenaires pour lui venir en aide et, partant lit ?on dans son document rendre attractif le domaine minier Algérien. Ce qui est plutôt étonnant, c'est cette sortie du premier ministre, qui au lieu de demander des comptes à l'équipé en poste de l'entreprise sur cette baisse drastique de la production, s'est mis subitement à les féliciter mais pour quelles performances ? Plus grave, même les chiffres avancés dans le document du mastodonte cachent mal son désarroi. La question que pose le citoyen lambda est : pourquoi cette complaisance généralisée et à qui profite t- elle ? Combien même, la constitution dans son article 104 alinéa 3 confère au chef de l'Etat intérimaire toutes les prérogatives de l'article 91 sauf les aliénas 7 et 8, dans la pratique une équipe à ce niveau devra se contenter des affaires courantes et laisser certaines d'autres au président légitiment élu de les débattre dans son programme.

1- D'abord de l'alerte lancée par l'Organisme Nationales des Statistiques(ONS)

Dans son dernier rapport, l'ONS stresse sur le trou de la production des hydrocarbures. La croissance lit ?on dans ce rapport du secteur des hydrocarbures s'est caractérisée par une baisse de -7,7% au 1er trimestre 2019, contre -2,4% durant la même période de l'année écoulée. Elle était, rappelons le, de + 7,7% en 2016. Lorsqu'on sait ce que représente les gisements du pétrole et du gaz pour la contre partie de leur exportation pour l'entrainement des autres secteurs, les spécialistes en ont fait une autre lecture que celle de ces organes de presse sensés donner l'information telle qu'elle se présente et surtout dans l'ordre qu'on veut qu'elle le soit.

2-Une baisse «dramatique» du gaz algérien vers Italie

Dans son bilan du premier semestre 2019, le géant italien ENI, principal client gazier de l'Algérie révèle la baisse «dramatique» des exportations Algérienne vers l'Italie durant ces premiers mois de l'année en cours. (01) Ces volumes y compris le gaz naturel liquéfié (GNL) qui étaient de 6,48 milliards de m3 durant la même période en 2018 sont redescendus à 3,73 milliards de m3 de janvier à juin 2019 soit une baisse de 42,4%. Le rapport relève que cette baisse drastique non attendue, devait le contraindre pour faire de la gymnastique afin de combler ce déficit qui a certainement causé une perturbation dans la programmation de la compagnie italienne qui a réussi à trouver son salut là où on ne s'attendait pas. En effet, la Libye en plein guerre civile et dans une instabilité depuis plusieurs années a fait un effort pour une disponibilité de plus de 1,1 milliards de m3. Les six premiers mois de l'année 2018, elle a fourni aux italiens 1,80 milliards de m3, elle en a approvisionné durant la même période en 2019, 2,90 milliards de m3. Les autres clients y compris la compagnie elle-même par ses propres moyens sont restés stables voire presque au même niveau avec la Russie qui a fourni durant les six premiers mois 2018 et 2019, 13,29 milliards de m3 successivement. Cette situation était attendue depuis ces deux dernières années où des déviations des gaz d'injection pour compléter les exportations, souvent sans l'aval de l'Etat (Alnaft, ministère, conseil d'administration), ont porté atteinte aux gisements sur le court terme. Pour rappel, au premier trimestre 2017 les volumes avaient augmentés de 6,6%. La baisse est amorcée à partir du deuxième trimestre de la même année et depuis n'a cessé de suivre cette tendance négative. En volume les exportations ont baissé de 8,4% en 2018 après avoir enregistré une baisse de 3,5% en 2017.

3-C'est les exportations des hydrocarbures qui ont creusé le déficit en cours

L'APS qui cite la direction générale des douanes, dans son site il ya un mois alerte sur le déficit de la balance commerciale qui a dépassé 3 milliards de dollars avec des importations en moins qui ont-elles mêmes baissées de- 4,30% en gagnant un milliard de dollars dont les produits alimentaires ont pris les 50% soit un demi milliard de dollars. Le reste revient à la coupe du programme du montage des véhicules en limitant carrément les importations des kits des CKD/SKD et bien d'autres produits. Ce qui est sûr, c'est que si les prévisions du deuxième semestre ne sont pas non plus optimistes, la dévaluation du dinar devient une nécessité absolue. La baisse des exportations des hydrocarbures qui selon toute vraisssemblance se poursuit ne pourront plus pouvoir financer les besoins essentiel pour le circuit économique et social, auquel cas, le recours à l'endettement extérieur sera inévitable.

3- La crise politique n'a aucune incidence sur le partenariat en Algérie

Les géants américains Chevron et Exxon Mobile sont passés tout de même cette troisième semaine de septembre pour discuter de contrats avec Sonatrach. On apprend par l'APS que l'Agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) a signé dimanche 29 septembre dernier une convention avec ExxonMobil portant sur la participation de cette compagnie américaine à l'étude d'évaluation du potentiel en hydrocarbures des bassins du domaine minier du Sahara algérien, sans doute le vieux projet de confirmation des potentialités des ressources naturelles non conventionnelles évaluées par l'Agence Américaine de l'Information sur l'Energie en 2001 et révisées en 2013. Pourtant, des sources sous la couverture de l'anonymat ont laissé entendre à travers plusieurs portes voix notamment l'agence Reuters que les investisseurs fuient l'Algérie à cause de la crise politique actuelle qui n'a pas permis la concrétisation du nouveau code pétrolier. Ils argumentent leur thèse par le recul de ces mêmes compagnies qui reviennent aujourd'hui, contredisant ces Fake News intentionnelles. Il faut préciser par ailleurs qu'Exxon Mobile et Chevron dont l'intention affichée d'ailleurs est l'exploitation du gaz de schiste en visant une assistance technique mais via un lobbying et non celui gagnant/ gagnant. Ces compagnies avaient estimé que le départ de Bouteflika, sera suivi impérativement par Ould Kaddour sur lequel est fondé ce partenariat .Maintenant historiquement, Exxon et chevron, n'ont jamais été intéressés à venir en Algérie investir, notamment lorsque l?opportunité des découvertes et de développer de nouveaux gisements importants y étaient, à l'image de BP, ENI, Anadarko qui ont pris des parts en Algérie. Chevron n'était intéressé que par les gisements existants pour minimiser au plus bas les risques tout en maximisant leurs mises. C'est de bonne guerre, mais cela n'arrange pas l'Algérie dont l'objectif est d'explorer son vaste domaine minier qui s'étale sur plus de 1,5 millions de Km2 pour augmenter ses réserves afin de financer ses besoins économiques et sociaux et développer les autres secteurs. Dans ce cadre justement, l'année 2019 a été très fructueuse. De nombreux accords ont été signés notamment dans la fourniture du gaz naturel liquéfié sur de longues durées. Ceci a été clairement confirmé par le ministre de l'énergie Mohamed Arkab dans un entretien qu'il a accordé à l'agence Algérienne APS en juillet dernier «En dépit de la crise politique en Algérie, les projets en cours dans le domaine de l'énergie continuaient de fonctionner normalement, précisant qu'aucun désengagement des partenaires de l'Algérie n'a été enregistré. » On compte selon ses propres déclarations les partenaires traditionnels et de nouveaux investisseurs très intéressés par le domaine minier Algérien et les avantages qu'il offre dont un taux de succès géologique appréciable. Jusqu'à présent il se situant au-delà des 50%, a fait que très peu sinon aucun partenaire n'est parti de l'Algérie perdant dans un secteur fortement capitalistique et comportant pourtant un risque global très haut en comparaison à la moyenne dans le monde. En ce qui concerne les traditionnels, on compte le contrat signé le 16 mai dernier entre Sonatrach et l'italien ENI pour le renouvellement de celui de vente/achat de gaz naturel à long terme destiné à la population italienne suivi de nouvelles conditions du partenariat relatif à l'exploitation du transport maritime par canalisation (TMPC). Cette même compagnie a exprimé une volonté ferme «d'accélérer le développement de leurs nouveaux projets pétroliers et gaziers dans la région Berkine Nord, située dans le sud algérien.» Le 26 juin dernier «Sonatrach avait, par ailleurs, signé un accord avec le groupe énergétique italien «Ente nazionale per l'enrgia electtrica» (ENEL) pour le renouvellement de leur contrat de vente/achat de gaz naturel pour une durée de dix (10) ans.» relaté même par les responsables des deux parties, la conclusion de ces accords «constitue une franche reconnaissance de la «fiabilité de l'Algérie en tant que fournisseur de gaz à l'Europe du Sud.». Le Portugal, représenté par sa société pétrolière et gazière portugaise Galp Energia vise aussi un partenariat stratégique puisqu'elle vient de signer en juin dernier avec Sonatrach une série d'accords, relatifs à l'approvisionnement en gaz naturel algérien du marché portugais pour un volume de 2,5 milliards m3 par an. En vertu de ces accord précise l'APS «la compagnie nationale des hydrocarbures et le portugais, Galp, prolongent d'une durée de 10 années supplémentaires leur partenariat historique». Les américains, eux aussi n'ont pas manqué à l'appel puisque l'américain KBR avait signé le 22 mai dernier dans un partenariat triangulaire entre ce groupe, Sonatrach et Cepsa pour le réaménagement du champ de Rhourde El Khrouf (RKF) situé au sud ouest d Hassi Messaoud. Ce contrat concerne la fourniture d'ingénierie de base (BED) et celui d'avant projet détaillé (FEED). Pour ce même pays et dans le même cadre, on a assisté à la venue d'un haut responsable de l'Agence Américaine du Commerce et du développement (USTDA) à la recherche dans le domaine du développement économique toute activité confondue. De nombreux autres pays comme la France et l'Espagne ont eux aussi fait part de leur «volonté indéfectible» rapporte l'APS pour «œuvrer à développer un partenariat pragmatique avec l'Algérie dans le secteur de l'Energie et pas seulement.» «L'Indonésie a elle aussi, affiché son attachement au marché énergétique algérien puisque sa société publique des hydrocarbures, PT Pertamina a récemment rendu public un plan de croissance en Algérie, en prévoyant une hausse de 10 % de la production pétrolière et gazière, avant fin 2020.»

4- Les chiffres avancés dans le document de Sonatrach sont fallacieux

Ce document établi par Sonatrach et diffusé par l'Agence Presse Service(APS), fait un peu l'éloge du partenariat dans le cadre de la loi 86-14 en du régime de partage de production « dans leur majorité». En effet, une année après la promulgation de cette loi jusqu'à son abrogation partielle par la loi Chakib Khelil de 2005, il y a eu 83 contrats dont 79 en partage de production (PSC), deux en participation et deux autres du type service à risque. Plus de la moitié de ces contrats a été négocié directement sans passer par les appels à la concurrence avec les compagnies pétrolières internationales (IOC). On y lit dans ce document «les découvertes enregistrées depuis 1990 traduisent de manière plus concrète l'apport du partenariat sous l'effet d'une loi aux effets incitatifs avérés et une forme contractuelle privilégiant le rôle actif de la National Oil Company (NOC) (Sonatrach). Résultat : les réserves récupérables restantes du pays sont passées « de 3,47 milliards de TEP en 1989 à un niveau de 5,12 milliards TEP en 1999» On a donc augmenté les réserves des hydrocarbures en une décennie de 1,65 milliards de tonne équivalent pétrole avec une interrogation pourquoi la limite se situe à1999 et pas de chiffes récents, du moins en 2018 ? Toujours est il si l'on se réfère aux chiffres des réserves exposées par le ministre de l'énergie lors du conseil des ministres du 06 octobre 2015, soit 10,17 milliards de barils de pétrole et 2745 milliards de m3 de gaz, on reconvertit le tout en tonne équivalente pétrole (Tep) sur la base de coefficients respectifs de 0,135 et 0,00087 on obtient de 3,76 milliards de Tep en 2015 alors ce chiffre de 5,12 milliards de Tep en 1999 serait il de trop et que vise t-il ? Encore une fois pourquoi ne pas faire un bilan du partenariat depuis la promulgation de cette loi à ce jour et qu'est ce qu'il empêche de le faire ? Pourtant, les chiffres fournis par l'exploration de 1986 au premier semestre 2019 prés 430 découvertes dont 296 reviennent à Sonatrach seule et 134 en association soit un partenariat qui contribue à prés de 30%. C'est appréciable mais il fallait continuer avec une loi qui gagne des partenaires en réduisant ses inconvénients par une amélioration au lieu de chambouler des règles avant d'y être prêt. Quels sont justement les dysfonctionnements relevés dans l'application de ce type de contrat en Algérie ? Pour faire court et très schématiquement, un contractant qui vient dans ce cadre, s'acquitte de ses droits d'entrées et prend en charges tous les frais d'exploration et de délinéation jusqu'à l'annonce de la découverte commerciale. A ce moment Sonatrach rentre en jeu pour prendre en charge sa part dans les capex (les dépenses investissement) de surface. Le partage de la production se fait à la tête du puits. Mais avant cela, le contractant récupère l'ensemble des frais qu'il a engagé. C'est là où commencent certaines difficultés. Profitant d'un manque d'éthique, parfois même de complicité de l'encadrement du cocontractant, ajouté à une très mauvaise maitrise des coûts, ce partenaire gonfle ces frais engagés dés le départ et laisse très peu à son partenaire. De nombreux pays producteurs qui pratiquent ce régime contractuel, ont souffert de cette situation mais ils ont fait des efforts pour «l'améliorer» au lieu de la rejeter comme a fait l'Algérie. Résultat : le régime de concession n'a rien ramené

5- Quel est donc le vrai problème de Sonatrach ?

L'objectif primordial de toute NOC est d'augmenter ses réserves d'hydrocarbures pour cela, elle facilite le drainage des capitaux étrangers pour partager le risque global qui est important dans le domaine pétrolier et gazier notamment celui géologique. Sur un domaine totalisant prés 1536441 km2, seulement 774688 Km2 sont occupés dont 24% en recherche, 22% en prospection et 4% seulement en exploitation. Prés de 761753 Km2 constituent un domaine vierge qu'aucun partenaire ne veut. La performance d'exploration s'écarte de quelques dizaines de points par rapport à ce qui se pratique dans le monde. 13 puits forés aux 10 000 km2 contre une moyenne mondiale de 105 pour une même superficie Comment espérer que l'Etat reconstitue ses réserves si personne ne veut aller dans les pièges difficiles mais susceptibles de renfermer les hydrocarbures ? Pourtant, les amendements de 2013 ont accordé différents avantages et exonérations fiscales. Ils ont également ouvert la voie à l'exploration des ressources non conventionnelles comme le gaz de schiste. Les amendements concernés, entre autres, la révision de la méthodologie du calcul du taux de la Taxe sur le revenu pétrolier (TRP) qui, depuis, est établi sur la rentabilité du projet au lieu de son chiffre d'affaire. Les mesures fiscales incitatives visaient l'encouragement des activités relatives aux hydrocarbures non conventionnels, aux petits gisements, à ceux situés dans les zones très faiblement explorées, notamment l'offshore, et aux gisements à géologie complexe et/ou manquant d'infrastructures. La stratégie de Sonatrach, devra d'abord se concentrer sur les gisements existants comme Hassi Messaoud Hassi R'mel, Rhourde El-Baguel, El Gassi- El Agreb-Zotti , Zarzaitine et les autres pour les entretenir en veillant à respecter leur profil de production sans affecter leur pression aujourd'hui sérieusement compromise ensuite rechercher à les préparer par des études géostatistiques à des meilleurs taux de récupération dans des contrats du type EOR( Enhanced Oil Recovery). Les sociétés américaines excellent dans ce domaine pour avoir appris comment «gratter un puits de pétrole» « scratch wells». Réserver les investisseurs, en les incitant à prendre les risques dans le vaste domaine vierge au lieu de camper dans l'existant que Sonatrach peut le faire seule.

*Consultant, économiste pétrolier

Renvoi

(01)- https://www.eni.com/docs/en_IT/enicom/publications-archive/publications/reports/reports-2019/Interim-consolidated-report-June-30-2019.pdf