Oran : De notre bureau Selon le même classement, l'entreprise algérienne se positionne au 13e rang en matière de réserves en hydrocarbures liquides avec 11,712 milliards de barils, au 10e en termes de production avec 1,934 million de barils par jour, et enfin au 37e en matière de capacités de raffinage avec 450 000 barils/jour. C'est là précisément, selon de nombreux experts, le talon d'Achille de notre entreprise nationale qualifiée à juste titre d'ailleurs par le guide spécialisé de KPMG “Investir 2007” de “première puissance énergétique en Méditerranée.” L'Algérie dispose d'une large capacité de raffinage (450 000 b/j) répartie entre les raffineries de Skikda (300 000 b/j), Arzew (60 000 b/j, Alger (60 000 b/j) et Hassi Messaoud (30 000 b/j). Trois projets de raffineries sont mis en œuvre, d'un coût estimé à 536 M$, la première implantée à Skikda (5 Mt/an), la deuxième à Adrar (600 000 t/an de pétrole brut à partir des dix gisements de SBAA) entrée en production en Mai dernier est exploité par la société chinoise, SORALCHIN SPA, à hauteur de 70% des actions et la Sonatrach 30% et enfin la troisième à Tiaret. Une quatrième raffinerie, actuellement en phase de maturation est prévue dans la future zone industrielle de Beni Saf. Parallèlement à ce vaste plan de développement de l'Aval pétrolier, un programme de remise à niveau des anciennes raffineries d'un montant global de 1.2 milliards de $ US est en cours de réalisation et se poursuivra, selon nos informations, jusqu'en 2012. D'ailleurs, Sonatrach, a engagé un vaste programme d'investissement qui couvre la période 2006-2010, et touchera tous les projets des activités amont et aval. Ce vaste plan de développement s'inscrit dans une stratégie à terme pour non seulement augmenter les capacités de raffinage actuelle afin de faire face à la capacité de production du pétrole qui devrait continuer à se développer pour atteindre 2 Mb/j à l'horizon 2010 mais aussi recevoir les produits des futurs gisements à découvrir. A ce propos Chakib Khelil lancera, à la faveur d'une rencontre avec la presse nationale : ” A quoi sert-il d'avoir du pétrole si on ne peut pas le raffiner ?” Un sous-sol encore inexploré Il a indiqué en outre, que le sous-sol algérien est sous-exploité. Il a avancé la moyenne d'une dizaine de puits par 10 000 km2 contre 100 puits par 10 000 km2 dans d'autres pays. Selon lui, personne ne peut avancer si les réserves en hydrocarbures vont doubler ou tripler à l'avenir. “En termes de pétrole et de Gaz, il y a un grand potentiel à découvrir”, dira-t-il, contredisant ainsi toutes les hypothèses qui sous-entendaient que les réserves nationales en hydrocarbures sont taries ou sont en voie de l'être. S'il a été réalisé 18 découvertes en 2006, le bilan, pour l'année en cours, en est de 16 découvertes d'hydrocarbures à ce jour. Par ailleurs, la hausse des cours du pétrole a trait certes aux incertitudes géopolitiques et au déclin de la production des pays non-OPEP mais surtout aux capacités de raffinage limitées des pays producteurs de pétrole. Même si pour le ministre de l'énergie et des mines, la récente envolée des prix au-delà des 90 dollars le baril est surtout dû à la tension apparue à la frontière entre la Turquie et l'Irak, et les risques, réels ou supposés, que cette instabilité pourrait induire en terme de perturbation de la production pétrolière (importante) de l'Irak. Ceci dit, en 2006, l'Algérie a exporté 62 milliards de m3 de gaz dont 60% à travers des gazoducs et 40% par méthaniers sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL). Les capacités d'exportation de gaz naturel de Sonatrach sont de l'ordre de 38 milliards de m3, mais elles atteindront 45 milliards de m3 à court terme. Ses capacités sont de 27 milliards de m3 pour le GNL. La compagnie pétrolière nationale vise à augmenter ses exportations en gaz à hauteur de 85 milliards de m3/an à l'horizon 2010. Pour ce faire, de nombreuses infrastructures de gaz voient le jour à l'instar de l'unité Boosting de Hassi R'mel, projet réalisé par un consortium japonais pour un montant de 358 millions de dollars et réceptionné en septembre dernier, d'une capacité de production de l'ordre de 280 millions de m3 de gaz par jour. En effet, cette unité composée de 03 unités de compression de gaz (Nord, Centre et Sud), permettra à terme d'augmenter la durée de vie du gisement gazier de Hassi R'mel qui regroupe 59 puits et de maintenir le même niveau de production pour les 20 prochaines années. Dans les trois à quatre années à venir, selon les déclarations du ministre de l'énergie et des mines, cette station sera renforcée par la construction d'une seconde infrastructure de même type afin d'atteindre une capacité de production de l'ordre de 100 milliards de m3 par an, au niveau du gisement de Hassi R'mel. Pour ce qui est de la production de pétrole, cette dernière a connu une croissance de plus de 50%. Elle est passée de 900 000 barils/jour en 2000 à 1,4 million de barils/jour aujourd'hui. Un potentiel loin d'être tarissable A ces chiffres très éloquents, s'ajoutent d'autres atouts non moins importants, notamment une base de réserve, même si elle est moins importante que celle de l'Iran ou de la Russie, des bassins sédimentaires à très fort potentiel mais encore sous-explorés. 40 % à peine du territoire du domaine minier national ont fait l'objet d'exploration et encore cette dernière n'est pas assez dense. Une étude sur “Le Potentiel en Hydrocarbures de L'Algérie” révèle que “les ressources ultimes, générées migrées puis piégées dans les différents bassins sédimentaires, tout au long de leur histoire géologique, sont loin d'avoir été toutes explorées et encore moins découvertes. L'analyse de l'historique des découvertes depuis 1948, de la répartition des hydrocarbures à travers les régions pétrolières, et de la répartition stratigraphique des accumulations connues, permet d'établir une classification des provinces et des objectifs. Il permet également une approche assez originale du potentiel en hydrocarbures du futur. Les réserves en hydrocarbures découvertes en Algérie à ce jour sont renfermées dans un peu plus de 200 gisements d'huile et de gaz, dont 73 sont situés dans le bassin d'Illizi, 57 dans les bassins du Sahara Central, 34 dans les bassins de Ghadamès – Rhourde Nouss, et 31 dans le bassin de Oued Mya. Il y a 249 niveaux stratigraphiques producteurs dans ces gisements, dont 105 pour le Siluro-dévonien, 63 pour le Trias et 55 pour l'Ordovicien. Ceci étant dit, ajoutera l'étude en question sur les réserves initiales en place prouvées d'environ dix milliards deux cents millions de mètres cubes d'hydrocarbures liquides, seuls 25% d'entre elles sont considérés récupérables avec les procédés d'exploitation actuels. La moitié de ces réserves d'huile récupérables a déjà été produite. Environ 400 autres millions de mètres cubes d'huile sont aujourd'hui considérés comme réserves probables et possibles. Sur les réserves initiales en place prouvées d'environ quatre mille six cents milliards de mètres cubes de gaz, 80% d'entre elles sont considérées récupérables actuellement. Uniquement 15% de ces réserves ont été produites à ce jour. Environ mille autres milliards de mètres cubes de gaz sont considérés aujourd'hui comme réserves probables et possibles.” Si nous considérons maintenant certaines études relatives au potentiel ultime en hydrocarbures du sous-sol algérien, nous constatons que les chiffres avancés dans tous les cas (évaluations géochimiques ou statistiques) sont de plusieurs dizaines de milliards de mètres cubes aussi bien pour l'huile que pour le gaz. Des Projets structurants Ses atouts, il faut le reconnaître, placés dans une projection à long terme ont un poids géostratégique incontestable sur l'échiquier international du marché des hydrocarbures. Pour toutes ses considérations, de nombreux projets structurants ont été initiés pour acheminer directement les hydrocarbures jusqu'en Europe, un marché traditionnellement acquis à l'Algérie, et même au-delà afin de palier et/ou de combler les insuffisances en terme de raffinage. Les projets du Trans-Saharan Gas Pipeline (TSGP), un projet de 10 milliards de dollars, le projet du Gazoduc Algérie Sardaigne Italie (Galsi) et le Medgaz. Le TSGP est destiné à transporter le gaz naturel à partir des champs d'exploitation du Nigeria vers l'Europe via le Niger et l'Algérie. C'est un projet intercontinental long de 4128 km, 1037 km en territoire nigérien, 841 km parcourront le Niger et 2 310 km traverseront l'Algérie jusqu'à la côte méditerranéenne soit à Beni Saf, soit à El Kala par un gazoduc qui transportera entre 20 et 30 milliards de m3 de gaz par an pour couvrir les besoins du marché européen. Le Galsi pour sa part, constituera une nouvelle route du gaz pour l'Europe. Tous ses projets s'inscrivent dans une nouvelle dynamique de la demande mondiale de gaz et tout particulièrement de celle de l'Europe qui regroupe 25 pays qui consomment 471 Gm3/an, soit 17% du marché mondial. L'Europe importe plus de la moitié de sa consommation qui, pour rappel, progresse annuellement de 3% par an. Ses fournisseurs traditionnels sont la Norvège, la Russie et l'Algérie qui figurent parmi ses trois principaux fournisseurs de gaz. Actuellement, plus de 95% des exportations algériennes de gaz sont destinées vers l'Europe et plus particulièrement vers l'Italie, soit 40%. Le quart de sa consommation en gaz provient de la Russie. Cependant, depuis la crise majeure entre la Russie et l'Ukraine, l'union européenne semble obsédé par sa sécurité énergétique et a fait de la diversification de ses sources d'approvisionnements une option prioritaire et une question de survie. Elle a particulièrement manifesté, à maintes fois, son intérêt à l'établissement d'un partenariat énergétique renforcé avec l'Algérie. Ainsi, l'Algérie deviendra, à terme, le second fournisseur de Gaz de l'UE après la Russie.
