“3 milliards de dollars d'investissement injectés annuellement”

Sid-Ali Betata, Président de l'agence nationale de valorisation des hydrocarbures, à Liberté

Dans cet entretien, le premier responsable de l'agence aborde les résultats des appels d'offres en matière d'exploration, le rythme des investissements engagés dans le secteur des hydrocarbures, ainsi que les nouveaux projets de développement de gisements en partenariat. Il analyse également l'évolution récente des marchés pétroliers et gaziers.
Liberté : Quel est le cumul de la production prévisionnelle de pétrole, de gaz, de condensat et de GPL prévus par les plans de développement de nouveaux gisements proposés par les partenaires de Sonatrach approuvés en 2008 et 2009 par Alnaft ?
Sid-Ali Betata : Il faut savoir qu'Alnaft a approuvé 5 plans de développement introduits par Sonatrach en 2008 dont 3 sont à développer en association avec ses partenaires ; il s'agit des gisements de Bir Birkine Nord-Est et Hassi-Berkine Sud-Est développé avec Anadarko avec une capacité journalière prévisionnelle de l'ordre de 21 000 b/j de pétrole brut, de Tisselit Nord développé avec Rosneft & Stroytransgas avec une capacité journalière prévisionnelle de l'ordre de 2 millions de m3/j de gaz et 1 700 b/j de condensat et enfin de Bir Seba développé avec la compagnie vietnamienne PVEP avec une capacité journalière prévisionnelle de l'ordre de 35 000 b/j de pétrole brut.
Pour ce qui est de l'année 2009, 4 plans de développement des gisements en partenariat ont été approuvés par Alanaft ; il s'agit des gisements de la zone centrale CAFC, situés dans le périmètre de Ledjmet développé avec FCP avec une capacité journalière prévisionnelle de l'ordre de 3 millions de m3/j de gaz et 32 000 b/j de pétrole brut, de Touat développé avec GDF-Suez avec une capacité journalière prévisionnelle de l'ordre de 12 millions de m3/j de gaz et 1 800 b/j de condensat, de Timimoun développé avec Total/Cepsa avec une capacité journalière prévisionnelle de l'ordre de 5 millions de m3/j de gaz et 250 b/j de condensat et enfin de Sif-Fatima Sud-Ouest, développé avec Anadarko avec une capacité journalière prévisionnelle de l'ordre de 3 400 b/j de pétrole brut.
Quelles sont les compagnies qui se sont intéressées au périmètre de l'Ahnet, proposé lors du second appel d'offres en matière d'exploration ?
Avant de répondre à votre question, je voudrais rappeler que le projet Ahnet, détenu à 100% par l'entreprise nationale Sonatrach, fait l'objet, dans le cadre du deuxième appel à la concurrence, d'une cession à hauteur de 49% conformément aux dispositions de la loi 05-07, modifiée et complétée, relative aux hydrocarbures.
À vrai dire, le périmètre Ahnet a intéressé presque toutes les compagnies gazières, y compris celles qui ne sont pas préqualifiées par Alanaft. À ce titre, je peux citer le nom de quelques compagnies ayant retiré le dossier du projet Ahnet ; il s'agit de Total, GDF, Exxon, Gazprom, Eni, BG, Oxy, etc.
Il faut savoir que pour participer à un appel à la concurrence pour la conclusion de contrats de recherche et/ou d'exploitation, les compagnies pétrolières candidates doivent obligatoirement être préqualifiées par Alanaft conformément aux dispositions de la loi 05-07 et aux textes réglementaires qui en découlent, en particulier le décret exécutif n°07-184 du 09 juin 2007, fixant les procédures pour la conclusion des contrats de recherche et d'exploitation des hydrocarbures.
En plus de cette préqualification réglementaire, le projet Ahnet a fait l'objet d'un traitement particulier ; une pré-qualification supplémentaire a été imposée et qui a consisté à fixer des conditions et critères supplémentaires à la mesure de la taille et des spécificités du projet.
Dans le cadre de cette préqualification supplémentaire, seules les compagnies gazières préqualifiées par Alnaft en qualité d'opérateurs, et remplissant cette qualité d'opérateurs dans trois projets gaziers importants en international, initiés depuis leur phase de recherche, développement et production ont été autorisées à faire une offre.
Outre le consortium Total-Partex qui a soumis publiquement une offre et à qui le périmètre a été attribué, d'autres compagnies, qui ont choisi de ne pas soumissionner, ont également été pré-qualifiées comme opérateurs sur l'Ahnet.
Pensez-vous qu'on assiste à une reprise de l'exploration dans le monde, un facteur favorable au succès du second appel d'offres ?
La redynamisation des efforts de recherche d'hydrocarbures ne constitue pas seulement un choix, mais répond à une exigence imposée, d'une part par les besoins en énergie sans cesse croissants, de la population mondiale et, d'autre part, par la nécessité de renouveler, voire d'accroître, les réserves déjà existantes, à la suite de l'exploitation incessante des champs développés à travers le monde.
Notre domaine minier n'est pas resté à la marge de cette reprise. Pour illustrer cela par quelques repères chiffrés, la moyenne annuelle des investissements engagés dans l'activité amont a avoisiné 3 milliards de dollars durant la période 2000-début 2008, contre une moyenne annuelle de 1,2 milliard de dollars, antérieurement à 1999.
Pour les forages d'exploration, le nombre moyen de puits forés est passé à 57 par an pour la période 2000-2007, avec un pic de 114 puits en 2007, contre 36 par an pour la période allant de l'indépendance jusqu'à 1999.
Toutefois, l'activité recherche n'a pas
été à l'abri des retombées de la crise financière qui a secoué le monde et qui était accompagnée d'une chute des prix du pétrole ; ceci a eu comme incidence un léger freinage qui n'est donc pas dû à une baisse de l'intérêt suscité ces dernières années par l'exploration.
En effet, plusieurs compagnies pétrolières et gazières ont été contraintes à revoir à la baisse leur budget alloué à l'activité recherche du fait du manque de disponibilité financière engendré par la crise financière conjuguée à la chute des prix du pétrole constatée alors que, rappelons-le, il (le prix du pétrole) avait atteint un pic de 147 dollars par baril à la mi-2008. Certaines compagnies ont été obligées de revoir leur stratégie d'investissement en faisant par exemple un recentrage des disponibilités financières vers d'autres projets de développement. Cependant, d'autres compagnies ont relativement maintenu leur rythme d'investissement dans la recherche comme l'avait déclaré récemment le président de la compagnie française Total dans l'interview publiée dans votre journal.
À mon avis, compte tenu des incertitudes sur les plans économique, technique et technologique et parfois politique, il est tout à fait logique et normal que les compagnies pétrolières adaptent leur stratégie en fonction notamment de l'évolution des différents paramètres que je viens d'énoncer et en fonction de l'intérêt stratégique accordé à telle ou telle autre région du monde.
Pour revenir au second appel à la concurrence lancé par Alnaft à la mi-2009, nous considérons les résultats comme satisfaisants et positifs dans la mesure où, d'une part, le projet Ahnet va être développé avec le consortium conduit par la compagnie française Total et, d'autre part, le niveau des investissements prévus et la consistance du programme des travaux au titre des engagements contractuels.
Pensez-vous que les périmètres proposés lors du second appel d'offres soient plus intéressants par rapport aux premiers en termes de découvertes déjà enregistrées et en termes de potentiel hydrocarbures ? Quel est le niveau des réserves déjà mises au jour dans ces périmètres ?
Pour commencer, je voudrais mettre l'accent sur un fait établi et avéré, à savoir la riche prospectivité du sous-sol algérien, reconnue aussi bien sur le plan national qu'international.
Pour ce qui est des périmètres proposés lors du deuxième appel à la concurrence, je tiens à préciser qu'ils ont été sélectionnés après avoir terminé le processus d'écoute entamé avec les compagnies pétrolières juste après la signature des contrats octroyés dans le cadre du premier appel à la concurrence. Nous avons choisi d'adapter l'offre à la demande des compagnies et à nos propres objectifs.
C'est pourquoi, je peux dire que s'agissant des périmètres proposés, outre l'Ahnet dont le niveau des réserves prouvées est comparable aux grands projets gaziers dans le monde, les autres périmètres sont aussi intéressants les uns que les autres, qu'il s'agisse de ceux mis en compétition lors du premier appel à la concurrence ou de ceux présentés à l'occasion du second appel.
Lorsqu'il est constaté que le choix des compagnies a porté sur certains blocs, cela ne signifie pas que les autres périmètres sont mauvais ou moins prospectifs. Ces options traduisent plutôt une certaine prudence observée par beaucoup de compagnies, en ces moments qui semblent tendre vers une sortie de crise, et qui préfèrent dans un premier temps aller vers des projets situés dans des bassins mieux connus que d'autres, à l'instar de celui d'Illizi, où le risque exploration est estimé plus faible.
En effet, les conséquences de la crise financière vécue depuis la fin de l'année 2008 ne s'effacent pas instantanément et d'un trait. Si l'on ajoute à cela l'évolution des prix du pétrole, dont le baril a du mal à s'installer au-dessus de la barre des 80 dollars, on comprend aisément la prudence ou l'hésitation à s'engager sur tel ou tel périmètre pour lesquels les compagnies ne veulent pas courir le “risque exploration” dans les circonstances actuelles caractérisées par des incertitudes, tant sur le plan économique que financier.
Sur un autre plan, le niveau des réserves n'est pas seulement fonction du nombre de découvertes réalisées. Certains périmètres sous-explorés peuvent receler d'importantes quantités d'hydrocarbures non mises en évidence par les découvertes déjà réalisées, car leur mode de piégeage ne correspond pas au schéma classique des réservoirs dits conventionnels, plus faciles à explorer et à exploiter.
À titre d'exemple, on peut citer les “Shale gas” et les “Tight gas” dont l'extraction des hydrocarbures piégés requière les nouvelles technologies en la matière ainsi qu'une plus grande technicité dans la conduite des opérations ; cela implique bien entendu l'engagement d'investissements plus importants.
Par ailleurs, l'analyse et l'interprétation des données relatives à un périmètre donné varie d'une compagnie à une autre. On dira plutôt que tel périmètre intéresse plus telle compagnie, plutôt que telle autre ; ceci constitue une autre donnée confirmant que, du point de vue valeur absolue des réserves, le niveau de ces dernières pour les périmètres proposés, lors du premier appel à la concurrence, n'est pas moins intéressant que celui des périmètres proposés à la compétition à l'occasion du second appel à la concurrence, exception faite bien sûr du cas de l'Ahnet.