Pour éviter que la raison s'emporte, faut-il parler au lieu de se taire, ou se taire au lieu de parler ? Depuis maintenant une décennie, on lit dans la presse nationale, et cela chaque année, l'annonce de découvertes d'hydrocarbures aussi bien par Sonatrach seule que par Sonatrach en association. On ne trouve pas de traces d'annonces de mise en production de nouveaux gisements résultant de ces découvertes. Le délai moyen entre une découverte et sa mise en production est d'environ sept ans ; on aurait pu espérer voir relater un plus grand nombre de développements de ces découvertes. Récemment, nous avons lu que certaines sociétés étrangères en association avaient reçu l'autorisation de développer des découvertes de gaz dans le sud-ouest, mais qu'en est-il des découvertes de Sonatrach seule ? Il faut préciser ici qu'une découverte ne peut être qualifiée de telle que si elle donne lieu à un développement suivi d'une mise en production, sinon, ces «découvertes» ne sont que des indices, certes encourageants, positifs et profitables pour une meilleure connaissance du sous-sol, mais elles n'apportent pas une amélioration des réserves nationales. Serait-ce que notre politique d'exploration soit mal orientée ? Pourquoi seulement des découvertes en association sont-elles mises en production (avec beaucoup de retard) ? Les récents rounds d'attribution de périmètres de recherches et d'exploitation n'ont pas connu le succès attendu. Il est temps de se pencher sur la question et de repenser notre politique d'exploration. L'Algérie est encore un pays sous-exploré et les efforts de Sonatrach seule ne suffisent pas.L'appel au partenariat est une bonne initiative à condition qu'il soit mieux pensé et mieux organisé qu'il ne l'est aujourd'hui. N'a-t-on pas enregistré de nombreuses découvertes durant la décennie 1990 qui nous ont permis de retrouver les réserves de l'Algérie de 1971 ? L'Algérie souveraine doit-elle se plier à un mécanisme d'appel d'offres pour attribuer l'intervention dans son sous-sol ? La loi sur les hydrocarbures ayant fixé la fiscalité et les mécanismes d'intervention ne laisse que très peu de place à la négociation, puisque même les contrats sont des contrats types adaptés aux différentes formes d'intervention. Ne pourrait-on pas sélectionner les partenaires possibles sur des critères de compétences et de solidité financière ? Par la suite, proposer sur la base d'un dossier circonstancié le choix de tel ou tel partenaire le mieux adapté au périmètre concerné. Le choix final et définitif relèverait alors de la plus haute autorité en la matière, «le conseil national de l'énergie», qui pourra statuer en fonction de critères aussi bien techniques, économiques que géostratégiques. D'autres questions peuvent venir à l'esprit concernant nos gisements actuellement en production et en particulier les deux « hyper géants» que sont Hassi Messaoud et Hassi R'mel. Comment se comporte le gisement de Hassi Messaoud ? Il y a eu plusieurs mises en production de puits provenant de ce que l'on qualifie de «hors zones» (ne faisant pas partie des 25 zones de production reconnues du gisement).Quelle a été l'incidence ? La production a-t-elle augmenté ? Il semblerait que non, si on lit avec discernement des rapports annuels de Sonatrach.Ce gisement renferme encore beaucoup de réserves ; la production pourrait être aisément augmentée moyennant des efforts à notre portée si la volonté existe. Un projet de refonte du réseau de collectes devait apporter une amélioration conséquente de la production. Ce projet a été lancé il y a plus de 15 ans ; qu'en est-il aujourd'hui après plusieurs contrats d'études passés avec différentes sociétés ? Est-ce que le torchage du gaz a été éliminé ? Il y a plus de 10 ans, il avait été réduit quasiment à néant (de gros efforts avaient été consentis pour cela). Or, en lisant les statistiques de torchage dans le monde, l'Algérie figure toujours à la 6e position (plus de 6 milliards de mètres cubes par an). Le procédé de récupération assistée (injection de gaz miscible), adoptée à Hassi Messaoud depuis maintenant plus de 40 ans, amène une augmentation du GOR (quantité de gaz produite avec chaque mètre cube d'huile) ; cela nécessite donc l'installation de systèmes de récupération de ce gaz pour traitement (extraction des parties lourdes condensat et GPL) et réinjection dans le gisement du gaz sec. Cette démarche, au-delà de sa nécessité pour améliorer la récupération d'huile, permet d'extraire les fractions lourdes du gaz (hautement rentables), d'éviter le torchage et d'assurer la récupération assistée du gisement sans trop ponctionner les ressources gazières nationales. Où en est-on ? Le torchage persiste-t-il à Hassi Messaoud ? Sinon, d'où provient-il ? Le gisement de Hassi R'mel (gisement géant de gaz humide) est soumis à un cyclage depuis sa mise en production généralisée en 1980. Le cyclage consiste à traiter le gaz brut produit pour en extraire le condensat (pétrole léger) et les GPL (butane et propane) et obtenir un gaz sec qui sera réinjecté dans le gisement. Ce gaz réinjecté permet de freiner la baisse de pression dans le gisement ; la récupération de condensat sera plus importante (limitation maximum du dépôt du condensat dans le gisement par condensation rétrograde). Le ralentissement de la chute de pression évite aussi l'envahissement par l'eau des zones de production. Les venues d'eau dans les gisements de gaz sont particulièrement néfastes car elles peuvent condamner de très grandes quantités de gaz qui ne pourront être produites ou bien produites à des coûts très prohibitifs. A-t-on respecté les règles du cyclage, ou a-t-on soutiré à partir de Hassi R'mel toutes les quantités nécessaires pour pallier les retards de mise en production des gisements de gaz ?Peut-être a-t-on estimé que vendre du gaz était plus rentable que récupérer plus de condensat et de GPL et de laisser le gisement risquer l'envahissement par l'eau ? Un autre gisement d'huile important, Rhourde El Baguel, avait fait l'objet d'un contrat d'association pour améliorer la récupération par l'intermédiaire d'une injection de gaz généralisée. Compte tenu de la nature du gisement (très fissuré), la réussite du procédé n'était pas assurée ; Sonatrach avait obtenu, chose très rare dans l'industrie des hydrocarbures, une garantie de sa part de production. Cela signifiait que le partenaire, opérateur, garantissait une production permettant à Sonatrach, quelles que soient les circonstances, d'obtenir sa part de production (51% de la production garantie), au détriment, si nécessaire, de la part de production du partenaire. Il était bien entendu que l'ensemble de l'investissement était assuré par le partenaire, que le partenaire achèterait le gaz pour la réinjection et qu'il paierait à Sonatrach une location pour les installations existantes. Le procédé n'a pas obtenu les résultats espérés. Le partenaire, pour partager son risque, a proposé de céder une partie de ses 49% (40%) à une autre société étrangère sans pour cela changer les termes du contrat. Sonatrach, ayant un droit de préemption comme dans tout contrat de partenariat, a décidé de l'exercer (coût : 400 millions de dollars). Cela a complètement changé l'équilibre du contrat puisque Sonatrach devenait partie prenante aux risques du partenaire, la garantie de production devenait caduque et Sonatrach ne pouvait plus exiger son quota de production garanti. Depuis, la production du gisement s'est réduite ; la production n'a jamais atteint les valeurs attendues. L'injection de gaz a été arrêtée. Quelle est la situation actuelle d'autant plus qu'un contentieux aurait été conclu à la faveur du partenaire ? Zarzaïtine, parmi les plus importants gisements algériens, a fait l'objet, en 2003, d'un contrat de partenariat pour l'amélioration de la récupération de l'huile. Ce contrat a été attribué après appel à la concurrence. Le moins que l'on puisse dire est que la société étrangère retenue n'est pas la plus réputée pour ce genre d'opérations d'autant plus que le gisement de Zarzaïtine pose des problèmes techniques complexes à résoudre. L'appel au partenariat dans des cas complexes similaires peut se justifier, encore faut-il faire le bon choix du partenaire qui doit avoir toutes les qualifications techniques et financières nécessaires pour apporter une réelle amélioration.Depuis la signature du contrat, aucune information n'a été fournie sauf que la production du gisement ne semble pas avoir été améliorée. S'agissant d'un des fleurons du patrimoine algérien des hydrocarbures, on aurait pu s'attendre à une communication un peu plus fournie, en particulier, savoir si les efforts d'amélioration de la récupération ont apporté un résultat positif. Il semblerait qu'aucune amélioration n'a été apportée et que le partenaire se soit contenté de forer des puits pour produire sans apporter une quelconque amélioration ; de plus, le maintien du brûlage du gaz à la torche a nécessité finalement l'adoption par l'administration de mesures de conservation strictes. En évoquant les projets à développer et ceux en cours de développement, d'autres questions viennent à l'esprit. Le bloc 208 (zone d'El Merk dans le bassin de Berkine) dont le développement a été récemment confié à une société étrangère, alors que cette découverte date du milieu des années 1990 : pourquoi avoir tant attendu alors que ce gisement est si prolifique ? Le projet «intégré» de Gassi Touil a fait l'objet de plusieurs commentaires dans la presse quand la situation s'est détériorée. Les questions qui viennent à l'esprit sont nombreuses. D'abord, pourquoi «intégré»? Pourquoi avoir lié le développement de plusieurs gisements répartis dans le sud-est algérien et la réalisation d'une unité de GNL à Arzew ?Sonatrach possède la maîtrise nécessaire pour développer des gisements de gaz. N'a-t-elle pas développé seule Hassi R'mel, Alrar, Rhourde Nouss, Gassi Touil supérieur ? Nous aurions fait l'économie de quelques années et d'un contentieux, puisqu'à présent, Sonatrach a repris à son compte ce développement. C'est le même cas pour l'unité de GNL Sonatrach qui exploite des GNL depuis 40 ans, elle n'aurait aucune difficulté à réaliser elle-même cette usine. N'est-ce pas le cas actuellement ? Au lieu de cela, le projet intégré a été confié en partenariat après appel à la concurrence. S'est-on demandé si le partenaire avait la qualification nécessaire pour réaliser ce projet ?Ou a-t-on simplement opté pour celui qui proposait le coefficient le plus faible, si faible que le moindre bouleversement des conditions qui ont prévalu à la conclusion du contrat mette l'édifice en péril ? C'est bien ce qui s'est produit. La flambée du prix du baril a été suivie par une flambée de tous les produits, en particulier l'acier. Le budget retenu pour le projet a été vite dépassé. Le retard pris par le partenaire et l'augmentation du budget ont finalement abouti à une résiliation et un contentieux. Le contentieux a renvoyé les deux plaignants dos-à-dos, mais le retard enregistré (4 ans) ne peut être compensé. Quitte à se répéter, la meilleure solution aurait été de confier le projet lot par lot à Sonatrach (qui a largement la capacité de le mener à bien) et non pas sacrifier à un effet d'annonce. Le réseau d'oléoducs et gazoducs algérien été considérablement élargi, en particulier une conduite de condensats a été réalisée entre Haoud El Hamra et Skikda pour alimenter une raffinerie de condensats. On peut se poser plusieurs questions à ce sujet. Il existe déjà une conduite de condensats entre Hassi R'mel et Arzew (diamètre 28 pouces). Depuis Alrar jusqu'à Haoud El Hamra, il existe une conduite de 30 pouces pour le condensat. La liaison entre Haoud El Hamra et Arzew n'existe pas. Or, les quantités de condensats extraits de Hassi R'mel vont aller en diminuant (phénomène de condensation rétrograde) alors que les quantités de condensats en provenance du sud de Haoud El Hamra vont se maintenir, voire augmenter. Ainsi, une liaison entre Haoud El Hamra et Hassi R'mel (environ 300 km) aurait permis d'évacuer le condensat, de rentabiliser un investissement (la durée de vie d'une canalisation est de 50 ans) et de faire l'économie d'une conduite de condensat vers Skikda. On peut arguer en soutenant que la conduite vers Skikda permettait d'alimenter la raffinerie de condensats. La question qui vient à l'esprit est le bien fondé de cette raffinerie. Cette unité est destinée à produire du gasoil à moins de 100 ppm et surtout du naphta, les quantités de gasoil obtenues sont faibles (environ 200 000 tonnes). Le condensat en l'état se vend très bien et parfois plus cher que le naphta.Le gasoil à moins de 100 ppm s'obtient dans nos raffineries compte tenu de l'excellente qualité de notre pétrole. Alors, peut-on se demander si cette raffinerie est économiquement viable ? Quand bien même serait-elle économiquement viable, son implantation à Arzew n'aurait posé aucun problème, d'autant plus que le port d'Arzew est mieux pourvu en capacités d'évacuation que le port de Skikda. Restons dans le domaine du raffinage. On a annoncé, il y a quelques années, la réalisation à Tiaret d'une raffinerie d'une capacité de 15 millions de tonnes pour les besoins intérieurs et pour l'export. Augmenter les capacités de raffinage de l'Algérie n'est pas une mauvaise chose, bien au contraire (sous réserve d'une étude de rentabilité).Mais, réaliser une raffinerie destinée surtout à l'export, aussi loin des côtes relève d'une logique difficile à comprendre ; cela avait d'ailleurs attiré la remarque suivante de la part d'un journaliste de la presse nationale : «Il est connu que Tiaret est un grand port de mer.»Il semblerait que le projet soit retiré. Par contre, la rénovation de la raffinerie d'Alger (construite en 1960) vient d'être confiée à un groupe étranger. Cette raffinerie, complètement enclavée dans les terres, peut poser des problèmes de sécurité pour les riverains qui sont très nombreux.Pour répondre aux besoins nationaux de raffinage et pour alimenter la capitale en toute quiétude, on aurait fondu les deux projets «raffinerie de Tiaret et rénovation de la raffinerie d'Alger» en un seul projet et construire ainsi une raffinerie de capacité adéquate en bord de mer (près d'un port) non loin d'Alger. Il est probable que cela aurait été plus économique. Une autre raffinerie a été réalisée à Adrar en partenariat ; cette raffinerie, destinée à alimenter l'extrême Sud en produits raffinés est une excellente initiative. Cependant, la réaliser en partenariat ne semble pas être la meilleure solution et la doter d'un cracking catalytique ne se justifie aucunement. Ce n'est après tout qu'une mini-raffinerie (16 000 bbls par jour) que Sonatrach aurait pu réaliser sans absolument aucun problème tout en développant les gisements qui l'alimentent (d'ailleurs découverts par Sonatrach durant les décennies 1980 et 1990). Un partenariat ne s'imposait pas, d'autant plus que cette raffinerie couvre uniquement des besoins nationaux très sensibles. L'Algérie possède des installations de liquéfaction de gaz construites au début de la décennie 1970 et rénovées durant la décennie 1990. Le procédé utilisé fait largement appel à la vapeur, seul procédé disponible en ce temps-là. Ce processus entraîne une autoconsommation de 15% (au minimum). Depuis, la technologie a considérablement évolué et l'autoconsommation a été ramenée à 6%. Compte tenu de l'évolution des prix du gaz, on peut se demander pourquoi n'a-t-on pas profité de la reconstruction d'une nouvelle unité à Skikda et à Arzew pour préparer un arrêt programmé des trois unités d'Arzew (grosses consommatrices de gaz) et réorienté nos exportations de la manière suivante : - alimenter les pays limitrophes par gazoduc comme l'Italie, l'Espagne, le Portugal, la Croatie, la Tunisie, le Maroc et aussi la France ; - réserver le GNL pour les marchés plus lointains ; - conserver une quantité de GNL pour répondre à un marché qui peut s'avérer plus rentables certaines parties de l'année. Cette réorientation pourrait s'avérer plus rentable, d'autant plus que l'arrêt des anciennes unités de GNL permettrait d'économiser environ 2 milliards de mètres cubes par an (réduction de l'autoconsommation).L'Algérie est l'un des premiers exportateurs de gaz de la planète, cependant, beaucoup de localités algériennes ne sont pas alimentées en gaz naturel. Ne pourrait-on pas, à l'instar de ce qui a été fait au cours des années 1970 pour l'électricité, lancer un plan volontariste de distribution du gaz dans les localités de plus de 10 000 habitants par exemple, cela nécessitera, peut-être, la construction d'une dorsale est-ouest à hauteur de la rocade sud pour atteindre toutes les localités des Hauts-Plateaux. Pour les localités très éloignées ou enclavées, on pourrait songer à des installations de distribution d'air propané. Un plan de ce genre permettrait aux PME, PMI algériennes de participer à cet effort et créer ainsi des emplois au profit de la main- d'œuvre algérienne. Cela évitera toute cette manipulation de bouteilles de butane à travers le territoire national avec les pénuries cycliques qui rendent la vie quotidienne du citoyen difficile en période hivernale. La création d'une nouvelle ville pour dégorger le site du champ de production de Hassi Messaoud est une initiative à encourager. Le champ de Hassi Messaoud est un site industriel où il n'est pas possible de s'installer à cause des dangers que l'on peut encourir sans prendre des précautions ; pour ne citer qu'un exemple, on évoquera la présence de conduites de gaz à haute pression qui sillonnent tout le champ.Revenir à la notion de centre industriel comme l'était le champ durant la décennie 1970 serait hautement souhaitable. Mais pourquoi créer une nouvelle ville ex nihilo ? Pourquoi ne pas profiter d'un site déjà existant comme Touggourt avec des avantages évidents comme la disponibilité en eau, l'existence d'un aéroport et la disponibilité d'une voie ferrée, pour ne citer que cela. Mais tous les avantages que nous pourrons aligner ne suffiront pas si l'on ne crée pas un effet d'entraînement. Cet effet «locomotive» peut être créé par le transfert de la grande Sonatrach en faisant de cette nouvelle ville le siège principal. Plusieurs avantages peuvent être cités : - aménagement du territoire ; - dégorgement de la capitale, car ceux qui sont concernés directement et indirectement par les activités de Sonatrach n'hésiteront pas à se déplacer ; - rapprocher Sonatrach de ses lieux d'opérations les plus importants. Après tout, la ville de Houston aux USA était, il y a quelques décennies, un désert. Au cours de la décennie qui vient de s'achever, Sonatrach a beaucoup investi à l'étranger. On aurait pu s'attendre à une communication plus suivie dans ce domaine. Sonatrach a lourdement investi au Pérou ; que devient cet investissement ? Est-il rentable, a-t-on récupéré notre mise ? Sonatrach a beaucoup investi en exploration : Maurétanie, Mali, Libye, Egypte, Tunisie. Que deviennent ces projets ? A-t-on des résultats ? Pourquoi a-ton investi dans l'offshore profond en Egypte alors que l'offshore n'est pas le point fort de Sonatrach ; on ne choisit pas le plus compliqué comme «learning curve». Enfin, pour clore ce chapitre d'investissements à l'étranger, nous devons évoquer un fait récent qui est l'annonce tonitruante de l'entrée de Sonatrach dans le capital de l'espagnole Repsol sans avoir un siège au conseil d'administration. Qu'a-t-on fait ? Pour solder un contentieux sur les prix de vente du gaz gagné par l'Algérie, nous avons accepté un règlement en actions alors qu'une sévère crise économique bouleverse les Bourses mondiales et que l'Espagne traverse une situation financière précaire.Etait-ce la bonne solution ? Ces interrogations ne seraient pas complètes si la formation des ressources humaines n'est pas évoquée. La ressource humaine est la pierre angulaire de toute amélioration du secteur des hydrocarbures. La formation que diffusait l'Institut algérien du pétrole (IAP) avait donné d'excellents résultats ; beaucoup de cadres et managers du secteur en sont issus. Pourquoi a-t-on arrêté cette formation ?Une autre formation en association avec l'université de l'Oklahoma avait permis de former des titulaires de «master degree» en réservoir.Ces cadres, semble-t-il, auraient quitté Sonatrach souvent pour des problèmes matériels qui auraient pu être résolus ? Pourquoi a-t-on arrêté cette formation ? Le forage est une des activités essentielles de l'entreprise ; pour cela, Sonatrach avait entrepris une formation de longue haleine d'intendants et de superintendants de forage.Cette formation, aussi théorique que pratique, s'étale en général sur une dizaine d'années. Tous les agents formés auraient quitté l'entreprise pour des problèmes matériels qui auraient pu être résolus avec un peu de bonne volonté. Perte difficile à combler. Est-ce que cette formation perdure ? Sinon, pourquoi l'avoir supprimée ? Les agents de Sonatrach, de tous niveaux, ont su surtout depuis les nationalisations relever tous les défis et réaliser des performances reconnues mondialement dans tous les domaines qui touchent les hydrocarbures. On sent, en ce moment, une espèce de lassitude, de désaffection qui est loin d'être bénéfique pour le secteur. Il est essentiel que Sonatrach retrouve son dynamisme d'antan en la libérant de tous les carcans dans laquelle on l'a enfermée. Et si nous commencions par plus de transparence ?
