(Première partie)



En 2017, en violation de la conservation des gisements, Sonatrach a détourné les gaz associés de Hassi Messaoud, Rourde El. Baguel, vers l'exportation, afin de combler le déficit.



En 2020, Sonatrach partage une part de ses gaz associés avec ENI dans la région de Berkine sans contrepartie, au lieu de les produire seule à partir de 2030, tout en poursuivant le détournement des gaz associés de Hassi Messaoud, afin de combler le déficit. Sonatrach avait pourtant prévu, selon la feuille de route en 2007, la mise en place d'un Hub gazier dans le bassin de Berkine à partir de 2030, pour exploiter seule 20 à 25 Millions de m3/j de ces gaz associés en Blow Down. Dans le communiqué de Sonatrach fait en la circonstance, on parle d'un accord avec l'italienne ENI qui renforcerait le partenariat dans le bassin de Berkine tout en faisant exprès de le lier au « nouveau dispose légal et réglementaire régissant les activités d'hydrocarbures. »(01) soit la nouvelle loi sur les hydrocarbures dont les textes d'application sont en cours de finalisation comme lui a précisé le ministre de l'énergie Attar Abdelmadjid qui l'a reçu à son siège en présence du secrétaire général du ministère de la transition énergétique. (02) Dans son contenu, ce mémorandum d'entente (memorandum of understanding MoU) Brasse large comme pour noyer le « poisson dans l'eau » en traçant toute une feuille de route comprenant toutes les activités de la chaine pétrolières et gazière jusqu'à la pétrochimie y compris « la formation et la recherche dans les métiers Oil&Gas, la recherche et le développement, les énergies nouvelles, la transition énergétique ainsi que la protection de l'environnement. »Mais ce qui est plus surprenant c'est « un engagement pour la mise en œuvre d'un programme ambitieux pour le renforcement des activités d'exploration et de développement dans cette zone (bassin de Berkine), à travers l'optimisation des infrastructures existantes. » Rappelons au passage que dans le bassin nord de Berkine, les activités d'Eni sont concentrées dans les blocs Sif Fatima II, Zemlet El Arbi et Ourhoud I. Les études géologiques et géophysiques ont montré et l'italienne est imprégnée de cette situation que dans la partie Nord de Berkine, il ne reste que les niveaux profonds qui demande un effort financier qui rendrait son exploitation non rentable. Il se trouve que par cohérence, les deux signataires de ce MoU n'ont pas manqué de revenir à l'essentiel pour lequel le PDG italien s'est déplacé, celui de l'exploitation des gisements de Bir Rebaa Nord et celui Menzel Ledjmet Est à travers le pipe-line que Sonatrach devait consentir 50% pour aider le groupe Italien. Les deux responsables lit ?on dans le communiqué ont tenu à témoigner leur reconnaissance et gratification aux équipes de l'Entreprise Nationale des Grands Travaux Pétroliers (ENGTP) pour la réalisation, en un temps record n'excédant pas les 12 mois, d'un pipeline reliant BRN à MLE sur une longueur de 180 Km.» en fait c'est 185 km (03). Pendant que les medias publics algériens ont en fait tout un plat de cette rencontre, les sites du groupe italien aussi bien celui qui s'adresse aux européens ou celui qui le fait habituellement à l'opinion publique algérienne ne soufflent pas un mot de ce MoU (04), (05).

1- D'abord à quoi servent cette multiplication d'accords d'entente. ?

Rien qu'en 2020, Sonatrach t a paraphé à elle seule 8 MoU. En effet, ces deux dernières années, les différentes entités du secteur de l'énergie, signent très peu de contrats mais de nombreux accords d'entente et conventions qui renvoient à des arrangements généraux sans aucun engagement des uns et des autres souvent ne faisant allusion à aucun cadre réglementaire. Ainsi pour nous limiter qu'à ces exemples, le dimanche 29 septembre 2019, avant même la signature de la nouvelle loi sur les hydrocarbures, l'agence Alnaft avait signé «une convention» portant sur la participation de la compagnie américaine ExxonMobil à l'étude d'évaluation du potentiel des hydrocarbures du bassin du domaine minier du Sahara algérien. Pour le communiqué final transmis à l'APS, on précise uniquement que la signature de cette convention « s'inscrit dans le cadre de la mission de cette agence algérienne visant la promotion et la valorisation du domaine minier des hydrocarbures ». On apprend par ce communiqué qu'ExxonMobil viendra rejoindre dans ce projet la compagnie Italienne ENI, la Française Total et le groupe Norvégien Equinor. S'agit-il d'une évaluation des gisements existants, en cours de recherche, de prospection ou celle du domaine libre évalué à 798 950 km2 ? Le plus confus dans cette affaire est cette précision du communiqué qui stipule «ExxonMobil montre ainsi son intérêt à l'instar des autres compagnies (faisant certainement allusion au trois citées plus haut ) pour le domaine minier algérien, qui recèle encore d'important ressources en hydrocarbures» Si notre domaine minier est riche en hydrocarbures, pourquoi alors demander l'assistance de ces compagnies pour l'évaluer et encore plus si elles sont convaincues de cela, qu'est-ce qu'ils attendent pour «contractualiser» leur intention au lieu de tourner autour du pot ? Surtout que cette étude est en cours dans un cadre formellement «contractuel» avec BEICIP-FRANLAB depuis le 10 septembre 2017 dont la première phase clôturée en juin 2019 a montré «un potentiel qui place l'Algérie aux premiers rangs mondiaux en termes de ressources en hydrocarbures générées. Cette phase a porté sur l'évaluation régionale de l'ensemble des bassins du Sahara et a permis d'identifier les zones les plus prometteuses.» La division PED( Production Engineering-Développement) de Sonatrach avait réalisé une certification des réserves, en 2010, avec le consultant international De Golyer & Mac Naughton avec une mise à jour en 2014 afin d'inclure notamment le potentiel non conventionnel (Tight et Shale) suite aux différents travaux dans la région du Sud/Ouest, ainsi que le Nord, donnant ainsi une visibilité sur l'intégralité du potentiel algérien en terme de réserves et de ressources. Ce qui reste donc c'est uniquement concrétiser «des contrats» pour soit les explorer pour réduire les incertitudes, soit les exploiter et augmenter ainsi le volume des hydrocarbures tant attendu par la nation. Après des années de discussions inutiles qui ont fini par son abandon purement et simplement, le projet Desertec est revenu sur la scène de l'énergie toujours sous forme d'un mémorandum d'entente entre le groupe Sonelgaz et l'initiative Dii Desert Energy, attendu disait-on pour ce mois d'avril 2019 pour finalement approfondir quelle négociation puisqu'elle est déjà faites il y a des années ? Ce projet est maintenant remis en cause. Enfin on apprend dans un communiqué disponible dans le site de Sonatrach et repris par l'APS et tous les quotidiens nationaux que le 16 avril dernier, ce groupe a procédé à la signature de deux mémorandums d'entente avec deux sociétés, la russe Zarubezhneft et la turque Turkiye Petrolieri Anonim Ortakliôi (TPAO) pour dit on engager des discussions sur les opportunités concernant l'exploration, le développement et l'exploitation des hydrocarbures en Algérie qui vont rentrer dans le cadre de la nouvelle loi sur les hydrocarbures. Ce qui est tout à fait inutilement promotionnel c'est cette affirmation sur le ce communiqué « La signature de ces deux mémorandums d'entente confirme le dynamisme retrouvée du domaine minier algérien et ce dans le cadre des nouvelles dispositions attractives introduites par la loi sur les activités hydrocarbures. Lesdits accords permettront, notamment, la relance de l'activité exploration en partenariat et un juste partage des risques dans cette activité capitalistique » Or, cette loi n'est pas encore complétés par ses textes d'application qui sont nombreux. Ensuite discuter autour de quels blocs puisque le 5émé appel d'offre n'est pas encore prêt ? Et surtout sa forme n'est pas encore précisée ? S'agit-il de projets existants comme celui qui aurait pu être lancé en 2017 en vain ? Ou les 150 découvertes annoncées en grande en pompe par l'ancien ministre de l'énergie ? Auquel cas, il s'agira d'inviter des partenaires pour venir partager les efforts entrepris par Sonatrach depuis plus de 34 ans pour ne prendre aucun risque comme c'est mentionné dans ce communiqué. ? Faut ?il encore préciser que la nouvelle loi dans l'un de ces objectifs reste celui d'encourage l'exploration dans des zones non encore prospectées et celles à géologie complexe comme le nord par exemple. Il faut rappeler par ailleurs que Sonatrach a signé des centaines de mémorandums d'entente sans pour autant les lier à une loi ou réglementation quelconque ? Ensuite, il reste abracadabrant qu'une négociation suivie d'une signature avec deux partenaires soient concrétisées dans une situation de confinement total ou partiel où tout déplacement national et international est suspendu ? Comment sont-ils venus ces partenaires pour le faire ? (07), (08)

2- La vraie raison de la visite du PDG d'ENI.

La réalisation de ce tronçon de pipe qui aura à conduire les gaz associées du gisement pour permettre aux installations de traitement du groupe italien de fonctionner normalement et lui épargne des dépenses beaucoup plus importante a fait l'objet d'un tapage médiatique de nombreux spécialistes et responsables qui l'ont refusé à leur époque comme une arnaque au détriment des réserves de Sonatrach à moyen terme et qui s'ajoute au passif d'Ould Kaddour. Ces gaz associés dit ?on devaient être réinjecté pour le maintien de la pression et exploité par le mastodonte seul dans 10 ans après le départ du groupe italien. D'abord la société italienne qui a manifesté sur son site (09) le deux mars 2020 son intérêt particulier pour ces gaz associés qu'elle destine pour l'exportation à la fois pour faire plaisir et gagner la confiance du PDG de Sonatrach qui fait des ponctions dans pratiquement toutes les régions au détriment de la maintenance des gisements. Ensuite, l'italienne affiche clairement son intention d'exporter ce gaz pour implicitement concurrencer Sonatrach car le contrat du bloc 403 ne contient pas la fameuse clause gaz à l'instar des autres associés. Après coup, un communiqué du groupe Sonatrach sur son site relié par l'APS et plusieurs journaux nationaux (10) qui reprennent fidèlement son contenu mais tentent d'envoyer un message fort à l'opinion publique comme un exemple à capitaliser», car le projet gaz de Berkine Nord apportera une production journalière de 6,5 millions de mètres cubes de gaz et 10 000 barils de liquides associés. Il s'agit concrètement d'une bricole d'environ 350 millions de dollars par année partagée entre les deux associés.

* Consultant, Economiste Pétrolier

(A suivre le zoom sur la genese de ce bloc 403 exploite par le groupe eni )

Renvois :

(01)-https://sonatrach.com/actualites/sonatrach-eni-signature-dun-accord-renforcant-le-partenariat-dans-le-bassin-de-berkine

(02)-http://www.aps.dz/economie/114014-attar-evoque-avec-le-p-dg-de-l-eni-les-perspectives-du-partenariat-acec-sonatrach

(03)-http://www.gcb.dz/projets/realisation-epc-gazoduc-16-reliant-brn-a-mle-main-contractor/

(04)-https://fr.eni.com/societe/eni-dans-medias/communiques-de-presse

(05)-https://www.eni.com/en-IT/global-presence/africa/algeria.html

(07)-)https://upload.latest.facebook.com/SONATRACH/posts/866290577207267

(08)-https://www.euro-petrole.com/nouvelle-decouverte-de-petrole-dans-le-bassin-de-berkine-en-algerie-n-f-729

(09)-https://www.eni.com/en-IT/media/press-release/2020/03/eni-sonatrach-complete-gas-pipeline-brn-mle-fields-berkine-algeria-fast-track-project.html

(10) - èhttps://l.facebook.com/.php?u=http%3A%2F%2F www.aps.dz%2Feconomie%2F102464-sonatrach-annonce-la-realisation-du-gazoduc-reliant-bir-rebaa-nord-et-menzel-ledjmet