HENNI Mekki Expert en Management général et industriel ancien cadre Dirigeant de Sonatrach
Le tournant majeur de l'industrie pétrolière et gazière algérienne a été opéré à travers la nationalisation des hydrocarbures en 1971, ce qui a eu pour effet non seulement le développement de cette industrie en Algérie mais aussi la valorisation de l'ensemble de la chaîne des hydrocarbures soit l'ouverture de nouvelles opportunités pour le développement économique et social en Algérie et ce, neuf (09) années seulement après son indépendance. Cet état de fait avait, à l'époque, fait réagir l'ancien directeur du Centre arabe d'études pétrolières et de la revue Pétrole et gaz arabes, en l'occurrence Mr. Nikolas Sarkis, Expert international en énergie qui a notamment déclaré que les mesures de nationalisation de l'industrie des hydrocarbures en Algérie ont marqué un tournant capital dans l'histoire de l'industrie pétrolière et gazière mondiale et que l'Algérie a été le précurseur dans le domaine de la maximisation du revenu par baril exporté, moyennant un accroissement des prix et un ajustement de la fiscalité, soulignant par ailleurs que le mérite de l'Algérie est d'autant plus grand qu'elle était alors un nouveau venu parmi les pays exportateurs de pétrole. Le lancement du plan ''Valhyd'' (Projet de Valorisation des Hydrocarbures à l'export) en 1976, qui visait, dans l'intervalle de trente (30) ans depuis la date de son lancement à la date de son achèvement (1976-2005), à récupérer toutes les réserves de pétrole brut, de condensât et de GPL enregistrées, ainsi que la majeure partie des réserves de gaz naturel reconnues, prévoyait des recettes tirées de la commercialisation des ressources procurées par ce processus d'intensification de la production des hydrocarbures qui serviraient à alimenter le financement de l'industrialisation de l'Algérie en vue d'instaurer une croissance économique autonome qui ne dépendra pas des variations haussières ou baissières du marché pétrolier. Il avait également pour objectif l'accroissement des taux de production de pétrole et de gaz, la récupération des gaz associés au pétrole pour les réinjecter dans le cadre de la récupération secondaire, la production maximale de GPL et de condensat, la commercialisation du gaz naturel sous ses formes gazeuse et liquide, la substitution de produits finis au brut à l'exportation, la satisfaction des besoins du marché national en produits raffinés, pétrochimiques, engrais et matières plastiques. Il est cependant utile d'indiquer que les répercussions prévues à l'époque par le Projet de Valorisation des Hydrocarbures à l'export soit le ''Plan Valhyd'', étaient nombreuses et se résumaient comme suit : - L'exportation et la production du pétrole brut devaient s'arrêter durant les années 90, soit respectivement à partir de 1990-1991 et 1996-1997. En ce qui concerne l'exportation des produits raffinés, il y a lieu de préciser qu'à partir de cette date, la couverture du marché national en produits raffinés devait être assurée par l'importation de pétrole brut destiné aux raffineries ; - La production globale de gaz naturel devait s'élever à cent dix (110) milliards de mètres cubes (m3) par an jusqu'en 1996-97 et les exportations de gaz devaient cesser durant l'année 2005 ; - La production des GPL était estimée à trente-cinq (35) millions de tonnes par an pour terminer avec une production annuelle de cinq (5) millions de tonnes par an durant l'année 2005 ; - Les recettes prévisionnelles étaient estimées à deux cent-dix (210) milliards de dollars US sur une période de trente (30) ans soit cent quatre (104) milliards de dollars US pour les exportations de pétrole brut et cent six (106) milliards de dollars US pour les exportations du gaz naturel. Les bénéfices d'exploitation prévus pour toute cette période étaient estimés aux environs de quarante (40) milliards de dollars US. De peur d'entraîner le pays vers un épuisement de ses ressources naturelles, ce qui aura pour conséquences de priver les générations futures de cette source d'énergie et au financement des investissements qui devait être assuré par des emprunts extérieurs à hauteur de vingt-cinq (25) milliards de dollars US soit soixante-quinze pour cent (75%) du montant de l'investissement total estimé à l'époque à environ trente-quatre (34) milliards de dollars US, le Projet de Valorisation des Hydrocarbures à l'export soit le ''Plan Valhyd'' a été annulé après le décès du président Houari Boumediene (en 1979). Il est tout de même important de préciser qu'à ce moment beaucoup d'ouvrages avaient été lancés dont la réalisation a permis à l'Algérie d'entrer de plain-pied dans l'industrie des hydrocarbures, il s'agit notamment des infrastructures suivantes: 1. Mise en service en 1964 du premier complexe de liquéfaction de gaz naturel, dénommé GL4.Z (CAMEL - Compagnie algérienne du méthane liquide), d'une capacité de traitement de un milliard huit cents millions (1.800.000.000) de mètres cubes (m3) par an et de la raffinerie d'Alger permettant à l'Algérie de se lancer dans le développement de l'aval pétrolier et gazier. 2. Construction du premier oléoduc algérien, l'OZ-1, d'une longueur de huit cent cinq (805) kilomètres (KM), reliant Haoud El Hamra à Arzew et sa mise en service en 1966. Cet ouvrage d'une grande portée stratégique, a permis d'augmenter les capacités de production et d'acheminement de près de trente pour cent (30%). 3. Lancement, en 1967, de la construction du nouvel oléoduc Mesdar- Skikda, la construction d'un complexe de produits pétrochimiques ethylène & dérivés (CP1.K), situé à Skikda, qui produit de l'éthylène, du polyéthylène à basse densité (PEBD), du Polychlorure de vinyle (PVC), de la soude et de l'acide chlorhydrique (HCL) et l'aménagement d'un port méthanier à Skikda et la réalisation d'une usine d'ammoniac à Arzew. 4. Mise en exploitation en 1969 du projet de transport de Gaz de Pétrole Liquéfié (GPL) et de condensat ''Hassi Messaoud-Arzew''. 5. Acquisition en 1971, date de la nationalisation des hydrocarbures décidée par l'Algérie en février de la même année pour une nouvelle ère pour le développement économique du pays, du premier méthanier algérien baptisé au nom du gisement gazier ''Hassi R'Mel''. 6. Mise en service, en 1972, du complexe de liquéfaction de gaz naturel (GL1.K) à Skikda, d'une capacité de production de six millions cinq cents mille (6.500.000) mètres cube (m3) par an de GNL, cent soixante-dix mille (170.000) tonnes par an d'éthane, cent huit mille quatre cents (108.400) tonnes par an de propane, quatre-vingt-douze mille six cents (92.600) tonnes par an de butane, soixante mille deux cent cinquante (60.250) tonnes par an de gazoline et des postes de chargement pour méthaniers d'une capacité de cinquante mille (50.000) à soixante-dix mille (70.000) mètres cube (m3) et de la raffinerie d'Arzew, d'une capacité de production de deux millions quatre cent cinquante mille (2.450.000) tonnes par an de carburants, soixante-dix mille (70.000) tonnes par an de bitumes, cinquante-cinq-mille (55.000) tonnes par an de lubrifiants et cent-dix mille (110.000) tonnes par an de GPL. 7. Mise en service, en 1973, du Complexe de séparation de GPL et de condensat stabilisé à Arzew d'une capacité de production de quatre (04) millions de tonnes par an. 8. Mise en service, en 1976, de deux (02) unités de transformation des matières plastiques, une à Sétif et l'autre à Chlef. 9. Mise en service, en 1978, du module 1 de Hassi R'Mel, avec une capacité de production de dix-huit (18) milliards mètres cubes (m3) par an de gaz et trois (3) millions de tonnes par an de condensat, du complexe de liquéfaction (GL1.Z) à Arzew, d'une capacité de production de dix-sept millions cinq cent mille (17.500.000) de mètres cubes (m3) par an de GNL et du Complexe méthanol et dérivés (CP1.Z) à Arzew d'une capacité de production de cent mille (100.000) tonnes par an. 10. Mise en service, en 1979, du module 2 de Hassi R'Mel, avec une capacité de production de vingt (20) milliards mètres cubes (m3) par an de gaz, quatre (4) millions de tonnes par an de condensat et huit cent quatre-vingt mille (880.000) tonnes par an de GPL et achèvement des travaux du module 4 de Hassi R'Mel, avec une capacité de production de vingt (20) milliards mètres cubes (m3) par an de gaz, quatre (4) millions de tonnes par an de condensat et huit cent quatre-vingt mille (880.000) tonnes par an de GPL. 11. Mise en service, en 1981, du Complexe de liquéfaction (GL2.Z) à Bethioua, d'une capacité de traitement de dix-sept millions huit cent vingt mille (17.820.000) de mètres cubes (m3) par an de GNL. 12. Mise en service, en 1983, du gazoduc ''Enrico Mattei'' qui a été mis en exploitation pour alimenter l'Italie et la Slovénie via la Tunisie, avec une capacité dépassant aujourd'hui les trente-deux (32) milliards de m3 par an. Durant la période 1980-1985, l'Algérie s'est engagée, selon un plan quinquennal, dans un nouveau processus de restructuration de Sonatrach pour lui permettre de se consacrer à ses métiers de base, qui a abouti à la création de dix (17) entreprises réparties comme suit : - Quatre (04) entreprises industrielles : "NAFTAL (Raffinage et distribution des hydrocarbures). "ENIP (Industrie pétrochimique). " ENPC (Industrie du plastique et du caoutchouc). " ASMIDAL (Industrie engrais). - Quatre (04) Entreprises de réalisation : " ENGTP (Grands travaux pétroliers). " ENGCB (Génie-Civil et bâtiment). " ENAC (Canalisation). - Six (06) Entreprises de services pétroliers : " ENAGEO (Géophysique). " ENAFOR & ENTP (Forage). " ENSP (Service aux puits). " ENEP (Engineering pétrolier). " CERHYD (Centre de recherche en hydrocarbures). - Quatre (04) Entreprises de Gestion des zones Industrielles à Arzew, Skikda, Hassi R'mel et Hassi Messaoud. En 1986, la crise était au rendez-vous et avait réduit la capacité de remboursement de la dette ce qui, selon certains, confortait l'annulation du ''Plan Valhyd''. En effet, l'Algérie qui est un pays exportateur de pétrole mais importateur de produits industrialisés a été perdante et a subi un endettement sévère dans la détérioration des termes de l'échange, ce qui l'a conduit à la cessation de paiement vers la fin des années quatre-vingt (80). La loi 86-14 du 19 Août 1986 définissait les nouvelles formes juridiques des activités de prospection, d'exploration, de recherche et de transport d'hydrocarbures permettant à Sonatrach de s'ouvrir au partenariat. Quatre (4) formes d'associations étaient possibles tout en accordant à Sonatrach le privilège de détenir une participation minimum de cinquante et un pour cent (51%) : - Association ''Production Sharing Contract (PSC)'' : Contrat de partage de production; - Association de ''Contrat de service'' ; - Association en participation sans personnalité juridique dans laquelle l'associé étranger constitue une société commerciale de Droit Algérien ayant son siège en Algérie ; - Association en forme de Société Commerciale par Actions, de Droit Algérien, ayant son siège social en Algérie. A la faveur de la loi 86-14 modifiée et complétée par la loi 91-21, l'Algérie accroît sensiblement sa production en faisant appel au partenariat dans l'exploration et la prospection des domaines miniers non explorés et le développement des gisements existants et ce, à partir de l'année 1995 ce qui lui a permis d'accompagner son essor dans l'Amont pétrolier en augmentant ses capacités de transport et d'évacuation des hydrocarbures avec la mise en place de deux (02) grands centres de dispatching d'hydrocarbures: le Centre national de dispatching Gaz (CNDG) à Hassi R'Mel et le Centre de dispatching des hydrocarbures liquides (CDHL), à Haoud El Hamra. Là aussi, il est utile d'indiquer que la révision de la loi 86-14 amendée par la loi 91-21 en décembre 1991 a permis aux sociétés étrangères activant notamment dans le domaine gazier, la récupération des fonds investis et leur a accordé une rémunération équitable des efforts consentis, ce qui a permis à plus de cent trente (130) compagnies pétrolières dont des ''Majors'', de nouer contact avec Sonatrach et à la signature de vingt-six (26) contrats de recherche et de prospection durant les deux (02) années qui ont suivi le nouveau cadre institutionnel. Par ailleurs, la révision de la loi 86-14 était plus que nécessaire car d'une part, elle ne répondait pas aux impératifs du développement et des défis de la mondialisation et d'autre part, parce qu'elle contenait des insuffisances qui ne répondait pas à l'objectif de développement du pays dont notamment ce qui suit : - Les compagnies étrangères ne s'impliquaient pas dans l'économie algérienne en n'adhérant pas au mode d'association en participation qui les obligeait à payer l'Impôt direct pétrolier (IDP) ; - Il n'existait aucune incitation à réduire les coûts d'exploitation afin de maximiser la rente ; - Obligation faite à tout intervenant étranger de passer par Sonatrach. En vue de faire face aux mutations énergétiques, qu'elles soient internes et/ou externes, il a été décidé d'opérer et d'adapter la législation, encadrant le secteur des hydrocarbures, à ce contexte. Ceci passe, par la force des choses, par le réajustement du cadre institutionnel, fixant les modalités de recherche, d'exploration et de production, et ce, afin de pouvoir orienter et ajuster la politique énergétique nationale. Dans ce contexte et dans le but de décharger le Groupe Sonatrach des charges qui faisaient de lui une puissance publique allant du domaine de la prospection jusqu'à la production et qui qui doivent être confiées à l'Etat tout en lui permettant de se consacrer à sa mission principale d'Entreprise à but commercial, deux (02) institutions autonomes ont été créées, à savoir : - ''Alnaft'' dont la mission est essentiellement de : " Promouvoir les investissements nationaux et étrangers ; " Délivrer les autorisations de prospection ; " Procéder à des appels à la concurrence et d'évaluer les offres ; " Attribuer des périmètres de recherche ; " Suivre et contrôler les mises en œuvres des contrats signés ; " Collecter les impôts ; - ''Autorité de régulation des hydrocarbures (ARH)'' dont la mission est de veiller au bon déroulement de l'activité pétrolière dans le respect de la loi en obligeant les acteurs du secteur à suivre ses prescriptions strictes ; aux plans technique, environnemental et juridique. L'amélioration de cette politique énergétique devrait donner la priorité au marché national et devrait passer par l'effort d'exploration en encourageant les partenaires étrangers à investir dans l'amont pétrolier et gazier à l'effet d'améliorer la productivité des gisements et augmenter les réserves tout en améliorant les taux de récupération des grands gisements et préparer l'exploitation éventuelle des hydrocarbures non conventionnels. Ceci est vrai du fait de la proximité avec l'Europe et par rapport à la croissance de la production et distribution internes qui représentent beaucoup d'opportunités pour les investisseurs. C'est dans ce sens que le projet de loi sur les hydrocarbures, publié dans le Journal officiel du 24 Février 2013, a complété et a modifié cinquante-huit (58) articles de la loi 05/07 de l'année 2005 tout en insérant neuf (09) nouveaux articles. Reste que le dispositif PSA (Production Sharing Agreement), un dispositif juridique que disposait déjà la loi N°86/14 avant qu'il ne soit remis en cause par la loi 05/07 de l'année 2005, n'a pas été pris en considération dans le cadre de la nouvelle loi où l'engagement financier du Groupe Sonatrach est automatique et obligatoire, contrairement au régime PSA dont la principale règle était la suivante: ''Si les opérations d'exploration réussissent en donnant lieu à des découvertes, le partenaire aura non seulement le droit d'obtenir le remboursement du montant de ses investissements mais aussi celui de percevoir une autre part sur ces hydrocarbures, à l'inverse, s'il n'y a pas de découvertes, le partenaire étranger ne pourra prétendre à aucun remboursement de ses investissements'', en d'autres termes, l'essentiel du risque est assumé par le partenaire étranger en termes d'investissement''. En effet, la nouvelle loi sur les hydrocarbures, publiée dans le Journal officiel du 24 Février 2013, est en ligne avec ce qui a été mentionné, ci-dessus, bien que des mesures adéquates doivent accompagner la nouvelle législation. Les principales modifications par rapport à la loi 05/07 se résument ainsi comme suit : - L'exercice exclusif par la Société nationale Sonatrach de l'activité transport par canalisations des hydrocarbures et des produits pétroliers ; - La priorité à la satisfaction des besoins en hydrocarbures liquides et gazeux du marché national, notamment à travers un dispositif obligeant les contractants à céder au prix international une partie de leur production; - La possibilité d'acquittement en nature de la redevance ; - La clarification et précisions de certaines missions des agences des hydrocarbures ; - L'assouplissement des conditions d'exercice des activités de prospection, de recherche et ou d'exploitation des hydrocarbures; - L'introduction de nouvelles dispositions spécifiques à la prise en charge de la recherche, de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels ; - Le renforcement de l'implication de la Société nationale Sonatrach dans l'exercice des activités de recherche des hydrocarbures. - L'introduction d'une disposition obligeant toute personne à s'associer à la Sonatrach pour l'exercice des activités de transformation des hydrocarbures et de raffinage ; - L'introduction d'une disposition obligeant toute personne souhaitant exercer les activités de raffinage de disposer des capacités de stockage propres ; - La révision de la méthodologie de détermination du taux de la Taxe sur le revenu pétrolier (TRP) qui est désormais basée sur la rentabilité du projet au lieu du chiffre d'affaires ; - L'introduction de mesures fiscales incitatives pour encourager les activités relatives aux hydrocarbures non conventionnels, aux petits gisements, aux gisements situés dans les zones très faiblement explorées, notamment l'offshore, aux gisements à géologie complexe et/ou manquant d'infrastructures; - L'introduction d'un système d'écrémage des superprofits applicable aux bénéficiaires du taux réduit de l'Impôt complémentaire sur le résultat (ICR). Il est fixé à 19% mais peut atteindre jusqu'à 80%, selon l'importance de la production du gisement et du profit réalisé. Ainsi, une des priorités du Groupe Sonatrach, dans le moyen terme, consiste en l'intensification de l'exploration et l'augmentation des réserves d'hydrocarbures. Pour réponde à cet objectif, une des mesures phares, de la nouvelle législation algérienne, relative aux hydrocarbures, prise par rapport, à celle de la loi 05/07 de l'année 2005, réside dans le fait que la fiscalité est basée sur la rentabilité et non plus sur les revenus. Cette mesure, favorable à l'investissement, ne peut être que bien reçue, par les partenaires (les multinationales pétrolières) du Groupe Sonatrach. Il reste que l'architecture fiscale est maintenue, en effet, le Groupe Sonatrach et tout autre opérateur pétrolier continueront à payer un certain nombre de taxes à l'Etat Algérien. Il s'agit de la taxe superficiaire (location de la terre où l'exploration se fait), la taxe sur l'eau, la Taxe sur les revenus pétroliers (TRP), l'Impôt complémentaire sur le revenu (ICR) et la redevance. Ainsi, la nouvelle loi sur les hydrocarbures, précise, avec exactitude, les responsabilités des parties prenantes, en ce qui concerne, les coûts liés à la phase d'exploration et de production. Les gisements mis en production durant la période (1999-2009) par Sonatrach seule ou en association ont assuré la croissance de la production primaire des hydrocarbures qui est passée de huit (08) millions à deux cent trente-trois (233) millions de Tonnes équivalent pétrole (TEP). Aussi, plusieurs projets ont été initiés, dans le processus de développement des performances, l'internationalisation, le développement de la transformation des hydrocarbures et la diversification des activités du groupe Sonatrach, ainsi l'objectif de production primaire fixé pour la période 1999-2007 a été largement dépassé. Aujourd'hui, les enjeux de l'avenir portent sur la couverture à long terme des besoins énergétiques de l'Algérie surtout lorsqu'on sait que la consommation a atteint 56 millions de Tonnes équivalent pétrole (TEP) en 2014, pour une valeur avoisinant les quarante et un (41) milliards de dollars US et la demande énergétique risque de doubler dans les quinze (15) années à venir, et donc, d'atteindre probablement près de cent dix (110) millions de TEP pour une valeur de près de quatre-vingt (80) milliards de dollars US. Aussi, notre pays exporte des quantités de plus en plus réduites en gaz et pétrole non seulement du fait de la hausse de la consommation interne qui vient d'être aggravée par la baisse importante des prix du baril de Pétrole. En effet, la part réservée au marché national devient de plus en plus importante. Il a été enregistré ces derniers temps une hausse d'environ quinze pour cent (15%) pour les carburants, le gaz et l'électricité pouvant doubler au bout de cinq (05) ans ce qui réduirait la marge laissée à l'exportation qui pourrait quant à elle régresser de manière inquiétante. Toujours dans le sillage de la baisse de production des hydrocarbures et de la chute de la recette extérieure qui lui est intimement liée, il est plus qu'indispensable de se pencher sur l'importation de plus en plus accrue ces derniers temps de produits pétroliers à l'exemple du gas-oil et de certains carburants. Pour endiguer ce phénomène préjudiciable pour l'avenir, il est plus qu'urgent de se mettre d'accord sur les possibilités de tirer vers le haut la production d'hydrocarbures tout en activant d'une part la mise en production des gisements déjà découverts et d'augmenter, d'autre part, la prospection pour la découverte d'autres gisements même si les réserves ne sont actuellement renouvelées qu'à trente pourcent (30%). Par ailleurs, la sécurisation du financement du développement économique et social de l'Algérie et la création d'industries énergétiques fortes, notamment dans les domaines de la pétrochimie et du raffinage permettront de faire face au marché intérieur qui a concerné l'ensemble des produits énergétiques, à l'exception du Gaz de pétrole liquéfié (GPL) qui est resté stable à 7,3 millions de Tonnes équivalent pétrole (TEP). En effet, le bilan énergétique national de l'année 2013, publié par l'Autorité de régulation des hydrocarbures (ARH) relevant du Ministère de l'Energie, confirme la tendance baissière en volume physique de la production d'énergie primaire de l'Algérie et fait ressortir que l'énergie dimponible, somme de la production nationale, des importations et des stocks, a atteint 154,6 millions de Tonnes Equivalent Pétrole (TEP) en 2013, en baisse de 3,8% par rapport à 2012. La production commerciale d'énergie primaire a atteint 148,8 millions de tonnes équivalent pétrole (TEP) soit en baisse de 3,9%, tirée par celle du gaz naturel et du pétrole brut. La situation et les perspectives du marché mondial du Pétrole et du Gaz ont considérablement changé par l'apparition de nouveaux producteurs et consommateurs ainsi que de nouvelles sources d'énergies (renouvelables et non conventionnelles), qui affectent constamment le paysage énergétique. L'équation énergétique mondiale se trouve profondément modifiée et la demande d'énergie s'est vivement accélérée. Cet état de fait, devra inciter les Pouvoirs publics à s'orienter vers une stratégie de valorisation des hydrocarbures à moyen et long termes d'autant plus que la structure du marché du gaz naturel laisse encore des opportunités dans les zones d'échange où les prix sont les plus rémunérateurs à l'image du marché asiatique. Ainsi le développement des projets pétrochimiques et de raffinage devra s'inscrire dans le cadre de la valorisation des matières premières et le renforcement de l'iinvestissement direct étranger (IDE) en Algérie, conformément à la politique en vigueur. Il y aura lieu par conséquent de favoriser les alliances et le partenariat dans des projets de taille mondiale qui non seulement garantissent la réussite de ce partenariat mais préservent aussi les intérêts des uns et des autres. En effet, l'Algérie devra chercher son positionnement sur le marché international de la pétrochimie par une forte présence à l'international sur le marché des produits finis à travers notamment une commercialisation conjointe. Une bonne partie de la production sera alors destinée à l'exportation, procurant ainsi des revenus supplémentaires en devises pour l'Algérie, l'autre partie sera quant à elle destinée à intégrer l'industrie nationale et ce, à travers la fabrication de matières premières pour la filière chimie servant à produire les détergents, les peintures, le plastique, le caoutchouc et les emballages. En outre, les projets Pétrochimiques, une fois lancés, permettront la création de postes d'emplois dans des domaines variés aussi bien pendant la phase construction que la phase exploitation. En effet, le développement du secteur de la Pétrochimie en Algérie est une opportunité majeure qui doit être prise en considération bien que les enjeux soient considérables, c'est un choix stratégique devant permettre à l'Algérie de valoriser d'avantage ses ressources en diversifiant son portefeuille d'activités, permettant de développer des énergies nouvelles et de pénétrer le marché international à travers une commercialisation des produits pétrochimiques. Le développement des projets pétrochimiques et de raffinage devra viser notamment ce qui suit : - Le développement du tissu industriel en Algérie ; - La satisfaction de la demande du marché national en carburants et produits pétrochimiques ; - La pénétration du marché international à travers une commercialisation conjointe avec nos partenaires, des produits pétrochimiques ; - Le développement socio-économique de certaines régions du pays. Aussi, la stratégie à mettre en place devrait alors s'articuler principalement autour des axes suivants, notamment : - La contribution au développement du tissu économique en Algérie ; - L'acquisition d'une expérience dans l'exploitation des installations pétrochimiques ; - La satisfaction de la demande du marché national en carburants et produits pétrochimiques ; - Le développement des aspects liés à la Recherche et Développement. L'expertise recherchée à travers ce processus, constituerait, à ce moment-là, un levier qui devra permettre à l'Algérie de marquer sa présence sur le marché international de la pétrochimie, qui est accaparé actuellement par les grands groupes industriels maîtrisant ce domaine d'activité. En effet, le marché des produits semi-finis et finis pétrochimiques est soumis à une rude concurrence au niveau mondial car contrôlé par quelques groupes industriels, comme indiqué plus haut, c'est ce qui nous fait dire aujourd'hui que c'est un marché oligopolistique. Il est utile de rappeler dans ce cadre la réalisation des deux (02) projets Ammoniac et Urée, en partenariat avec les sociétés égyptienne ''Orascom Construction Industries (OCI)'' et Omanaise ''Suheil Bahwan Group Holding (SBGH)'' dont 70% du financement a été assuré par les banques publiques algériennes avec pour chef de file le Crédit populaire d'Algérie (CPA) pour la Société mixte Algéro-Egyptienne (SORFERT) et la Banque extérieure d'Algérie (BEA) pour la Société mixte Algéro-omanaise (AOA). Située dans la zone industrielle d'Arzew à l'est d'Oran, l'usine de production d'ammoniac et d'Urée, dont le montant de l'investissement a été de deux milliards trois cent millions (2.300.000.000) de dollars US, de la Société mixte Algéro-égyptienne "SORFERT", s'étend sur une superficie de plus de trente sept (37) hectares. Cette Société, coentreprise d'un capital social de deux cent (200) millions de dollars US, entre le Groupe Sonatrach (49%) et la société Orascom Construction Industries "OCI" (51%), a pour objet la réalisation et la gestion de deux (02) unités de production d'Ammoniac d'une capacité de deux mille deux cent (2.200) tonnes par jour et d'une troisième de trois mille sept cent cinquante (3.750) tonnes par jour d'urée. La Société mixte Algéro-Egyptienne " Sonatrach Orascom Fertliser (SORFERT)" a généré, depuis l'entrée en exploitation de son usine de production plus de six cent cinquante cinq (655) postes d'emploi directs et trois cent trente sept (337) emplois indirects. La totalité de la production en urée est destinée à l'exportation dont les recettes depuis le demarrage de l'usine de production ont dépassée et de loin les cinq cent (500) millions de dollars US. Quant à la production de l'ammoniac, une bonne partie est destinée à satisfaire la demande nationale, en tant que matière fertilisante nécessaire pour l'agriculture, dont les recettes depuis le demarrage de l'usine de production ont dépassé les deux (02) milliards de dinars. Ces recettes font de la société mixte ''SORFERT'', le deuxième exportateur du pays après Sonatrach. Pour ce qui est de l'usine de production d'ammoniac et d'Urée, dont le montant de l'investissement a été de lors de deux milliards cinq cent millions (2.500.000.000) de dollars US, de la Société mixte Algéro-omanaise ''Al Djazairia Al Omania Lil Asmida (AOA)'', elle s'étend sur une superficie de soixante quinze (75) hectares et est composée de deux (02) unités de production d'ammoniac d'une capacité unitaire de deux mille (2.000) tonnes par jour et de deux (02) unités de production d'urée d'une capacité unitaire de trois mille cinq cent (3.500) tonnes par jour et dispose également d'une centrale électrique d'une capacité de soixante six (66) mégawatts, d'une station de dessalement d'eau de mer, d'une station d'épuration des eaux usées, et d'une jetée ouverte (unique en son genre en Algérie et en Afrique). Cette société mixte entre le Groupe Sonatrach (49%) et la Société Suhail Bahwan Groupe Holding "SBGH" (51%), a pour objet la réalisation et la gestion de l'usine de production d'ammoniac et d'urée. La société mixte Algéro-Omanaise "AOA" a généré, pour son usine de production d'ammoniac et d'urée, plus de cinq cent cinquante (550) postes d'emploi directs et cinq cent (500) emplois indirects. La création de ces deux (02) sociétés mixtes conforte la stratégie qui vise le développement de l'industrie pétrochimique de l'Algerie et de la valorisation de son gaz naturel permette au pays de relancer sa position et sa présence dans le domaine de l'industrie pétrochimique mondiale jusque-là très timide. En effet, ces Sociétés mixtes, qui ont généré deux (02) usines de production d'ammoniac et d'urée de taille mondiale et qui sont dotées des dernières techniques dans le domaine notamment en ce qui concerne les mesures de sécurités industrielles et de protection de l'environnement, permettront non seulement de combler le manque de fertilisants sur le marché national mais aussi répondre à plus de cinq pourcent (5%) des besoins du marché mondial (l'urée étant très demandée au niveau des marchés américains et européens). Deux (02) autres projets d'envergure, ceux ayant trait à la réalisation d'une usine de vapocraquage d'éthane à Arzew (Oran) en partenariat entre le Groupe pétrolier français ''Total'' et le Groupe Sonatrach et à la réalisation d'une usine de méthanol à Arzew (Oran) en partenariat entre un Consortium regroupant cinq (05) sociétés dont un privé algérien et le groupe Sonatrach devaient voir le jour durant la même période où ont été réalisés les deux (02) projets ci haut cités mais les négociations entre les différentes Parties n'ont pas abouties. Pour le premier cité, le processus de négociation qui a été entamé suite à la signature d'un Accord cadre entre les Groupes Sonatrach (Algérie) et Total (France) en 2007 pour la réalisation d'une usine dont le coût avoisinait à cette époque les cinq (05) milliards de dollars US, a pris beaucoup de temps (2007-2014), plus ce qu'il en faut réellement pour concrétiser ce type de projet, qui pour rappel était stratégique pour les deux (2) Parties, avant que celui-ci ne soit définitivement abandonné en mars 2014 suite à un différend entre les parties sur le prix de la charge ''Ethane''. Pour le second, le processus de négociation a été entamé suite à la signature d'un Accord Cadre entre le Groupe Sonatrach et le Consortium ci haut cité en 2007 pour la réalisation d'une usine d'un (01) million de tonnes par an dont le coût avoisinait à cette époque un (01) milliard de Dollars US, n'a pu aller à terme pour sa concrétisation. D'autres projets, tous de taille mondiale, ont connu une période de maturation suite au lancement d'Appels à manifestation d'Intérêt, visant à s'associer avec un partenaire investisseur, pour le partage du risque financier avec lui et un ''off-taker'' des produits finis pour son positionnement sur le marché international de la Pétrochimie et du raffinage, sur le Bulletin des appels d'offres du secteur de l'Energie et des Mines (BAOSEM) au titre de l'année 2005 (A.O : n°184 du 01/02/2005 et n°195 du 19/04/2005) dont la mise en œuvre a regroupé plus de quarante (40) sociétés internationales leaders mondiales dans l'industrie pétrochimique où plusieurs d'entre elles sont détentrices de technologie dans le domaine et ce, à l'hôtel Hilton à Alger du 11 au 17 juin 2005, pour la réalisation, en partenariat, d'un portefeuille de projets pétrochimiques et de raffinage. Il s'agit des projets suivants : - Une Raffinerie de Pétrole Brut à Tiaret d'une capacité de quinze (15) millions de tonnes par an pour la production des produits blancs ; - Un complexe de déshydrogénation du Propane et de production de polypropylène (PDH-PP) à Arzew d'une capacité de cinq cent mille (500.000) tonnes par an ; - Un complexe intégré de production d'acide téréphtalique (PTA) et de Polyéthylène Téréphtalate (PET) à Skikda pour une production respectivement de cent cinquante mille (150.000) tonnes par an et de cent vingt mille (120.000) tonnes par an ; - Un complexe intégré d'extraction de N-Paraffines d'une capacité de traitement de quatre millions cinq cent mille (4.500.000) tonnes par an de ''Fuel-oil'' pour la production de distillats, de propane et de butane et de production de Linear Alkyl Benzène (LAB) à Skikda d'une capacité de soixante-quinze mille (75.000) tonnes par an destiné à l'industrie des détergents ; - Un complexe intégré de production d'oléfines à Skikda d'une capacité de traitement de un million huit cent mille (1.800.000) tonnes par an de Naphta visant la production de polymères. La reprise des activités de développement de ces projets pétrochimiques et la réalisation d'au moins une partie d'entre eux, permettra la relance de la pétrochimie nationale, jusque-là marquée par une présence timide de notre pays dans la scène internationale et s'inscrira pleinement dans la mission de valorisation optimale des hydrocarbures en Algérie comme indiqué plus haut. Pour ce qui est du raffinage et depuis le lancement en 2009 de l'appel d'offres et la réception des Offres Techniques y afférentes, le projet portant sur la réalisation de la nouvelle raffinerie de pétrole brut à Tiaret vient d'être maintenu mais cependant avec une capacité de traitement de pétrole brut de cinq (05) millions de tonnes par an. Cette décision du maintien de ce projet pour une capacité de traitement de cinq (05) millions de tonnes par an est accompagnée par celle portant sur un important programme de développement permettant d'augmenter les capacités de l'outil de raffinage avec la réalisation de deux (02) autres nouvelles raffineries d'une capacité de cinq (05) millions de tonnes par an qui seront implantées respectivement à Biskra et à Hassi Messaoud, ce qui portera la capacité de traitement totale de pétrole brut à plus de quarante-trois (43) millions de tonnes par an à long terme. La concrétisation de tous les projets ci-dessus cités devra déboucher impérativement sur la création de nouveaux pôles pétrochimiques qui devront être l'une des priorités à prendre en considération. En effet, les deux (02) zones industrielles d'Arzew et de Skikda arriveront à saturation avec ces nouveaux projets et il est plus judicieux de penser d'ores et déjà à une autre zone industrielle pour les relayer, celle de Béni Saf reste à mon sens la plus intéressante, du fait de la proximité de son site de l'une des matières premières les plus importantes, le gaz naturel véhiculé par le pipeline Medgaz d'une capacité de neuf (09) milliards de mètre cubes (m3) par an extensible à seize (16) milliards de mètres cubes (m3) par an, ainsi que les utilités se résumant par la disponibilité d'une centrale électrique de mille deux cent (1.200) mégawatts (MW) et de l'usine de dessalement d'eau de mer d'une capacité de deux cent mille (200.000) mètre cubes (m3) par jour localisées respectivement à Terga et Béni Saf (wilaya d'Ain Témouchent). Le choix de la création d'un nouveau pôle portuaire et industriel s'est, il y a quelques années déjà, porté sur celui de Beni Saf, à 30 km à l'ouest du chef-lieu de la wilaya de Ain Témouchent, doté d'une superficie de quatre milles cent vingt seize (4196) hectares, ce site est composé de deux (02) terrains d'assiette, le premier situé à l'est de Béni Saf d'une surface de près de deux mille deux cent (2.200) hectares et le second d'une surface de deux mille (2.000) hectares est situé à l'ouest de la ville, ces deux (02) terrains sont séparés de deux kilomètres et cinq cent mètres (2.5 km) par l'embouchure donnant sur la plage ''El Hillal'', lieu d'implantation du terminal Medgaz et de l'unité de dessalement d'eau de mer. Pour rappel, un avis d'appel d'offres a été lancé par le passé et portait essentiellement sur le développement d'un schéma directeur d'aménagement et l'élaboration du dossier d'appel d'offres pour les travaux notamment la viabilisation intérieure de cette nouvelle zone industrielle, la réalisation d'un port d'hydrocarbures, la réalisation des ouvrages de communication avec l'environnement extérieur et enfin la réalisation des ouvrages d'utilités impératifs. Ainsi et à la lumière de ce qui précède, le développement de la pétrochimie et du raffinage reste l'un des axes majeurs de la nouvelle politique industrielle. Au vu de l'importance du secteur, les pouvoirs publics doivent apporter une aide spécifique au développement de ces projets sans pour autant laisser la porte ouverte aux dérives ce qui nécessite le bon encadrement de ces opérations. Aussi, les banques publiques, ayant enregistré un excès de liquidités, doivent s'impliquer dans le financement de nombreux projets énergétiques dans le cadre de ce qu'on appelle le ''Project financing''. C'est dans ce contexte particulier qu'il est important que les pouvoirs publics soutiennent les investissements en partenariat liés au domaine de la pétrochimie en vue de sa réelle mise en œuvre où, selon des experts, l'Algérie pourrait exporter pour un montant de cinq (05) milliards de Dollars US dans quelques années si elle développe immédiatement son industrie pétrochimique. Cette approche qui consiste à accompagner les investisseurs étrangers en apportant une large réponse en matière de financement et de cofinancement à travers la création du Fond national de l'investissement (FNI) permettant de proposer d'importantes facilités de financement en échange d'une participation majoritaire de la partie algérienne. Ce Fonds national de l'Investissement (FNI) permettra également de dépasser les limites imposées par les capacités de financement des banques publiques tout en contribuant à rendre plus transparente l'intervention du Trésor public. La mise en place des partenariats devra être basée sur le principe ''Gagnant-Gagnant'', car, d'une part, les partenaires, recherchant l'accès aux matières premières et une rémunération de leurs investissements étant assurés de les trouver en Algérie, d'autre part, Sonatrach, recherchant le développement de la pétrochimie et une présence à l'international sur le marché des produits finis à travers notamment une commercialisation conjointe, serait, aussi, assurée des retombées positives et bénéfiques de ces partenariats, et ce, sur tous les plans, partage de risque, être partie prenante dans les projets (contrairement aux usines clés en main), création de postes d'emplois dans des domaines variés aussi bien pendant la phase construction que la phase exploitation, enfin, ces projets garantissaient la réussite du partenariat en préservant les intérêts des uns et des autres. Il est de ce fait plus qu'impératif de relancer ce processus d'autant plus que plusieurs compagnies étrangères restent toujours intéressées et manifesteront sans doute, par la même occasion, leurs intérêts à participer à ce projet ambitieux de relancer la pétrochimie en Algérie qui viendra s'ajouter aux efforts considérables consentis en exploration, développement et exploitation de gisements, en infrastructures d'acheminement des hydrocarbures (gazoducs et stations de compression), en usines de liquéfaction de gaz naturel et en méthaniers. En effet, les mesures et dispositions à prendre indiqués ci-dessus devront être de mise surtout que nous continuons d'enregistrer un effondrement du prix du baril de Pétrole avec des perspectives de baisse de dix (10) dollars US à partir de l'année prochaine tel qu'indiqué par la Banque Mondiale dans son rapport publié le 11 août 2015. Si ces prévisions se réaliseraient, le cours du baril de Pétrole perdrait près de vingt pourcent (20%) de sa valeur et descendrait sous la barre de quarante (40) dollars US en 2016. Pour rappel, la baisse du prix du baril de Pétrole est le fait que les perspectives d'une reprise de la croissance mondiale restent encore bouchées. Les prévisions pour l'années 2015, publiées récemment par l'Organisation de coopération et de développement Economiques (OCDE) qui montrent qu'une franche reprise ne sera pas au rendez-vous en Europe et dans les grands pays émergents, comme la Chine et le Brésil. Aussi, le ralentissement brutal de la production industrielle en Chine, le deuxième (2eme) plus gros consommateur de brut du monde, pourrait expliquer en partie ce recul du prix du baril de pétrole mais aussi à la faiblesse persistante des économies européennes conjuguée à des livraisons de pétrole plus faibles que prévu au Japon et au Brésil, à l'abondance de l'offre qui est surtout due au pétrole de schiste (shale oil) américain ainsi que par presque le trop-plein de la production des pays producteurs de pétrole conventionnel à l'image de la Libye et de l'Irak mais aussi du rythme de production revue à la baisse par l'Agence Internationale de l'énergie (AIE) qui continue de tabler sur une hausse de la demande mondiale de pétrole mais moins vite que prévu qu'il y a quelques mois. Selon cette Agence, qui indique dans son rapport mensuel, que la croissance de la demande de pétrole se poursuivra en 2015, à son plus haut rythme depuis cinq (05) ans avec une progression d'un million six cent mille (1.600.000) barils de pétrole par jour portée par une croissance économique qui se consolide et une baisse des prix conduisant les consommateurs à utiliser plus d'essence. Cette chute s'est aggravée ces derniers temps suite à la récente levée des sanctions contre l'Iran conséquence de l'accord sur le programme nucléaire. L'on s'attend alors à une plus grande abondance du pétrole brut sur le marché, déjà déprimé par une baisse de la demande. Un déséquilibre croissant entre offre et demande devrait logiquement se traduire par une importante chute des cours. En résumé, les raisons principales de la chute brutale du prix du baril de Pétrole sont d'ordre économique mais surtout géostratégique comme indiqué plus haut et ce, comme suit : " Le ralentissement économique mondial, notamment dans les pays gros consommateurs, à savoir la Chine, l'Inde ainsi que le Brésil ; " L'abondance du marché pétrolier, notamment par l'augmentation de la production du pétrole de schiste aux Etats-Unis, qui est passée de 5,5 millions de barils par jour (mbj) en 2008 à 9,3 millions de barils par jour (mbj) en décembre 2014 avec des perspectives à plus de 9,3 millions de barils par jour (mbj) en 2015, poussant vers une surcapacité estimée à ce jour entre 1,5 à 2 millions de barils par jour (mbj),sans compter l'augmentation de la production de l'Iran suite à la levée de sanction, soit une vraie déstabilisation du marché ; " La hausse du dollar, poussant vers une baisse des prix du brut ; " La volonté de l'Arabie saoudite de vouloir mettre en difficulté et tester la résistance des producteurs du pétrole de schiste dont les coûts de production impliquent un prix de baril entre 60 et 70 Dollars US ; " Le refus de l'Arabie saoudite de baisser l'offre de pétrole sur le marché mondial, de peur de perdre des parts de marché. Il est important de savoir que la production saoudienne avoisine les 10 millions de barils par jour (mbj), soit le tiers (1/3) de la production globale des Pays producteurs et exportateurs de pétrole (OPEP) et avec des réserves estimées à 270 milliards de barils, soit le un cinquième (1/5) du total des réserves mondiales, ceci pour montrer le poids que représente l'Arabie Saoudite, considérée comme étant le chef de file du Cartel dans l'échiquier pétrolier mondial. Aussi, l'Arabie saoudite n'a pas besoin de faire d'importantes réductions de production car la baisse continue des prix poussera, selon son ministre du Pétrole, les producteurs de pétrole de schiste à sortir du marché, à réduire l'excès de l'offre et à augmenter les prix. Selon une étude de Capital Economics, l'Arabie saoudite est économiquement en position de forcé par rapport à d'autres pays membres de l'OPEP, et peut ainsi résister à la pression pour réduire sa production.
