Après une période de profonde crise financière internationale, la confiance semble reprendre, du moins chez nombre de groupes pétroliers. En effet, on assiste à un regain d'intérêt pour l'investissement dans le domaine de l'exploration. C'est en tout cas l'impression qui se dégage de la présentation hier des données techniques et contractuelles inhérentes au second appel d'offres en matière d'exploration dans le cadre de la nouvelle loi sur les hydrocarbures portant sur dix périmètres on-shore, lancé le 1er juillet par Alnaft. “50 compagnies sur les 74 préqualifiées ont participé à cette présentation technique, notamment des géants : Exxon Mobil, Shell, Total, BP, Repsol, Cepsa, Gazprom, Lukoil, BG, Statoil, GDF Suez”, a indiqué en marge de l'évènement, M. Sid-Ali Betata, le président d'Alnaft, l'Agence nationale de valorisation des hydrocarbures, qui pilote la sélection. Le premier responsable d'Alnaft avait précisé que cet appel d'offres avait été lancé, une nouveauté, après consultation des compagnies préqualifiées y compris pour le choix des périmètres. Après les datas rooms et les séances de clarification, les soumissionnaires doivent présenter leurs offres le 20 décembre 2009. L'ouverture des plis aura lieu le même jour. La sélection s'effectuera séance tenante. Les contrats de recherche et d'exploitation seront signés le 16 janvier 2009 entre Sonatrach et les compagnies retenues à l'issue de la sélection. Il convier de rappeler que le premier appel d'offres lancé l'an dernier avait été sanctionné par la signature de 4 contrats seulement sur 16 périmètres proposés, conséquence d'un retournement du marché pétrolier en raison des effets de la crise financière mondiale. Une dizaine de compagnies avaient décidé de se retirer à la dernière minute. On n'est plus dans cette situation, suggère la participation d'autant de compagnies à la présentation des données techniques des périmètres. Le potentiel hydrocarbures du pays explique également ce relatif engouement. En ce sens, le représentant du ministre de l'Energie, M. Fayçal Abbas a indiqué que pas moins de 20 découvertes ont été enregistrées chaque année en Algérie, allusion sans doute à la moyenne des années 2000. Quant au P-DG de Sonatrach, M. Mohamed Meziane, il a insisté sur les objectifs de la compagnie pétrolière nationale. “Il s'agit de l'élargissement et du développement de notre base de réserves, de la mise en évidence de nouvelles richesses et par suite de nouvelles sources d'approvisionnement des marchés. Nous voulons les atteindre grâce à un partenariat gagnant gagnant, en partageant les risques géologiques et financiers et en rémunérant à leur juste valeur l'apport des partenaires dont nous attendons une forte contribution en matière d'apport technologique.” À noter que l'appel d'offres concerne 10 périmètres : 4 dans le bassin de Berkine (Timissit-Ouest, Bir Romane, Hassi Bir Rekaiz, El-Aricha) 1 dans le bassin d'Amguid-Messaoud (Touggourt nord-est), 3 dans le bassin d'Illizi (sud-est d'Illizi, Oudoume et Gara Tesselit ouest), situés au Sud-Est et 2 au Sud-Ouest, (Djebel Heirane et l'Ahnet). Dans la quasi-totalité des périmètres proposés, des découvertes ont été déjà enregistrées. Trois périmètres sont opérés par Sonatrach : Ahnet, Aricha et Bir Romane. Particularité de l'appel d'offres : Alnaft et Sonatrach ont remis sur le tapis le périmètre de l'Ahnet, convoité par les compagnies internationales, offert lors du premier appel d'offres sous conditionnalité de l'échange d'actifs. Ce périmètre où des découvertes de gaz ont été enregistrées, recèle au moins cent milliards de mètres cubes de gaz. Alnaft avait retiré ce périmètre parce que les offres des compagnies ont été considérées comme dérisoires selon la version de la compagnie pétrolière nationale. Dans ce nouvel appel d'offres, la conditionnalité “échange d'actifs concernant l'Ahnet” a “sauté” sans doute pour éviter un nouvel échec. Cependant, la compagnie internationale triée — elle doit avoir développé au moins trois projets gaziers de taille de l'Ahnet — doit assurer dans le plan de développement du champ, si elle est choisie, une production minimale de 4 milliards de mètres cubes de gaz par an et la maintenir en phase plateau pendant 17 ans. K. Remouche
