Dans cet entretien, le premier responsable d'Alnaft présente une évaluation des résultats du troisième round en matière d'exploration, le bilan des activités de l'agence en 2010 et aborde les perspectives de développement des ressources en hydrocarbures de l'Algérie à moyen et à long terme. Liberté : Comment évaluez-vous les résultats du troisième round en matière d'exploration ? M. Betata : Tout d'abord, je voudrais vous exprimer mes remerciements pour l'intérêt que vous accordez à l'agence Alnaft, en vous adressant à nous afin de vous informer sur les sujets qui pourraient vous intéresser. Avant de répondre directement à votre question, je souhaiterais faire un rappel succinct des principales étapes ayant marqué le processus de ce troisième appel à la concurrence. Ce processus a été caractérisé par les principales étapes suivantes : lancement du 3e AC le 2 septembre 2010 ; préqualification de 4 nouvelles compagnies (qui s'ajoutent aux 81 compagnies déjà préqualifiées) ; organisation de session de data room durant la période du 3/10/2010 au 26/12/2010 ; organisation des séances de clarification ; finalisation et envoi aux compagnies ayant participé aux data room de la version définitive des contrats. Il a été comptabilisé 130 consultations par une trentaine de compagnies qui ont participé aux data room. Cela dénote l'intérêt des compagnies pour notre domaine minier et hydrocarbures. L'avant-dernière étape, c'est-à-dire la cérémonie d'ouverture des offres, s'est tenue le 17 mars 2011, au siège de l'Agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (Alnaft). Deux périmètres ont été attribués, à savoir : le périmètre Rhourde Er Rouni II, attribué à la compagnie espagnole Cepsa ; le périmètre Rhourde Fares, attribué à l'entreprise nationale Sonatrach qui participe, pour la première fois, comme toute compagnie pétrolière et gazière d'envergure internationale, directement au jeu de la compétition. Ce résultat pourrait apparaître non satisfaisant à vos yeux, car il est facile de voir que le rapport des 2 périmètres octroyés sur les 10 périmètres mis en concurrence est une fraction arithmétiquement faible. Je tiens à vous faire savoir que j'aurais souhaité voir un meilleur rapport, c'est-à dire un plus grand nombre de contrats à signer. Cependant, le bilan du troisième appel à la concurrence est à analyser et à situer dans le contexte de la conjoncture économique et énergétique de l'heure. Il ne faut pas perdre de vue que ce ne sont pas des copies de Hassi Messaoud ou de Hassi R'mel qui ont été mises en concurrence, mais des périmètres qui doivent faire l'objet de grands travaux de recherche, avec tous les risques liés aux activités d'exploration. Je vous rappelle que la majorité des périmètres offerts à la compétition lors de ce troisième round sont des périmètres à potentialité gazière. Nous assistons, depuis l'avènement de la crise financière mondiale en 2008, à un ralentissement du développement économique de la majorité des pays grands consommateurs d'énergie. La consommation de gaz a baissé, et les compagnies importatrices de gaz ont du mal à trouver de nouveaux débouchés commerciaux pour leur produit. Déjà, dans les contrats à long terme conclus par le passé, certaines compagnies ont souhaité assouplir la clause du “take or pay”, le temps de la résorption de la bulle gazière (période où l'offre est supérieure à la demande). De l'avis de nombreux experts, cette bulle ne disparaîtra que dans un délai de 2 ou 3 années. Cette situation a conduit certaines compagnies à observer momentanément un comportement du “wait and see”. De notre point de vue, cette vision est un raisonnement de court terme qui ne sied pas à l'industrie gazière qui s'inscrit plutôt dans le moyen et long termes. Il faut savoir que les compagnies pétrolières, tant publiques que privées, mettent en place un plan à court, moyen et long termes, de développement et d'accroissement de leur richesse. Les ingénieurs et techniciens chargés du “business development” présentent les projets à leur management, en tenant compte des fonctions risques, prospectivité, moyens technologiques, profit, durée, etc. La décision finale revient bien entendu au management dont la stratégie mise en place impose une hiérarchisation des priorités. Depuis cette crise financière, les compagnies pétrolières, qui ne sont donc pas restées indifférentes aux bouleversements induits par cette crise, ont modifié leurs stratégies, allant notamment dans le sens de la réduction des prises de risques financiers. Il en est de même pour les bouleversements d'ordre politique qui se produisent dans le monde. C'est pourquoi les compagnies pétrolières sont tantôt attirées vers une région donnée, tantôt elles préfèrent aller vers d'autres destinations, en visant soit un maximum de profit, soit la satisfaction de plans stratégiques cités plus haut, soit en visant d'autres objectifs pour d'autres motivations que seules les compagnies peuvent savoir. Cela dit, les aléas qui viennent d'être cités ne nous empêcheront pas de continuer le dialogue que nous avons instauré avec les compagnies opérant en Algérie et aussi avec celles qui désirent y opérer en vue d'améliorer sans cesse la champ de leur intervention dans le cadre de la promotion de notre domaine minier national, d'autant plus que ce dernier demeure toujours sous-exploré. Quels sont les principaux termes des contrats signés le 31 mars dernier avec Sonatrach et Cepsa (montant des investissements, durée du contrat, nombre de puits à forer, programme minimal de sismique 2D ou 3D) ? Il faut savoir que l'objet de ces contrats est de définir les droits et les obligations d'Alnaft et des contractants pour l'exercice par ces derniers des activités de recherche et d'exploitation dans les périmètres contractuels, conformément à la Loi 05-07 du 28 avril 2005 relative aux hydrocarbures, modifiée et complétée. Pour ce qui est des principaux termes de ces contrats, ce que je peux vous communiquer, le montant des investissements correspondant à la première phase de période de recherche s'élève à 215 millions de dollars ; ajoutez à cela 30 millions de dollars pour chacune des deux autres phases, soit un montant total de 275 millions de dollars. La durée de chacun de ces contrats est de 32 années, conformément aux dispositions de la loi 05-07. Cette durée est composée d'une période de recherche de 7 années à laquelle s'ajoute une période d'exploitation en cas de gisement déclaré commercial. S'agissant du programme physique qui est assez consistant, il est composé de la sismique 2D et 3D et de forages de puits. Au total, et au titre des périodes de recherche sus-mentionnées, il est prévu de réaliser plus de 3 000 km de sismique 2D et 4 000 km2 de sismique 3D haute densité, ainsi que le forage de plus de 15 puits. La consistance de programme de travaux démontre le niveau de compétition qui a caractérisé l'octroi de ces deux périmètres. Quel est le montant de l'investissement prévisionnel programmé au total par les compagnies retenues au cours des trois rounds en matière d'exploration ? Je vous remercie pour cette question, car vous m'offrez la possibilité de mettre en exergue une fois de plus, à travers les chiffres que je vais vous communiquer, le niveau de compétition qui a caractérisé les trois précédents appels à la concurrence lancés par Alnaft. Le niveau des investissements de recherche liés aux quatre contrats signés avec BG, Eni, Eon Ruhrgas et Gazprom, à la suite du 1er appel à la concurrence, est de l'ordre de 330 millions de dollars. Pour ce qui est du niveau des investissements de recherche lié aux trois contrats signés avec les compagnies Total/Partex, Repsol/GDF-SUEZ/ENEL et PTTEP/CNOOC, il est de l'ordre de 230 millions de dollars. Je voudrais signaler tout de même un aspect très important qui caractérise le contrat conclu sur le périmètre Ahnet avec les compagnies Total/Partex où, en plus des investissements de recherche, il est prévu de développer les réserves de gaz existantes, découvertes par Sonatrach, pour un montant qui avoisinerait, selon les déclarations de M. De Margerie, président de Total, à l'issue de la cérémonie de signature des contrats en 2009, les 3 milliards de dollars. Quant au niveau des investissements de recherche au titre des deux contrats signés avec les compagnies CEPSA et Sonatrach, lors du 3e appel à la concurrence, le montant des investissements est estimés à 275 millions de dollars.Ainsi, le montant global des investissements de recherche prévus dans les contrats conclus au cours des trois rounds en matière d'exploration dépasse les 830 millions de dollars. Quel est le bilan d'Alnaft en 2010 (Plans de développement de gisements approuvés, actions organisationnelles et de renforcement des ressources humaines, renforcement de la base de données sur le domaine minier national) ? Pour Alnaft, l'année 2010 marque en fait le cinquième anniversaire de son existence. Je peux d'ores et déjà dire, qu'Alnaft commence à atteindre sa vitesse de croisière tout en poursuivant le parachèvement de son organisation, de ses procédures et règlements ainsi que d'outils de management tels que la banque nationale de données (BDN), en vue de nous permettre de mener et d'assumer efficacement les misions et prérogatives dévolues par la loi. Dans le cadre de la promotion du domaine minier national des hydrocarbures, une des principales tâches et préoccupations d'Alnaft est de mettre en place une stratégie et des procédures permettant, entre autres, d'attirer les investisseurs étrangers en vue de renforcer davantage le développement des activités de recherche et d'exploitation des hydrocarbures, et aussi d'ouvrir de nouveaux horizons de partenariat en diversifiant le volume des échanges d'expériences et, par voie de conséquence, augmenter les chances de transfert technologique à travers, notamment, l'association avec la compagnie nationale Sonatrach. En matière de ressource humaine, le renforcement de nos capacités constitue un souci permanent du management d'Alnaft, nonobstant les difficultés rencontrées dans le pourvoi de certains postes nécessitant un personnel spécialisé, immédiatement opérationnel et disposant d'un haut niveau d'expertise pour faire face aux enjeux de l'heure. Les actions de formation ne sont pas en reste puisqu'un important programme de perfectionnement et d'adaptation des connaissances, notamment dans les domaines de l'amont pétrolier, de la gestion et du management en général est en cours depuis l'année 2009. À ce titre, chaque cadre bénéficie, ainsi, d'une formation adaptée à ses capacités et aux besoins de l'agence, et ce tout au long de sa carrière professionnelle. S'agissant de l'approbation des plans de développement, importante mission dévolue à Alnaft, nous avons procédé à l'examen et à l'approbation de 34 plans de développement, dont 25 constituent des révisions des plans initialement approuvés. Parmi ces plans de développement approuvés, 8 concernent des gisements en association avec des partenaires étrangers. Pour ce qui est de la BDN, conçue pour doter l'Agence Alnaft d'un outil technique moderne de gestion de données pétro-techniques pour satisfaire l'ensemble des missions qui lui sont dévolues par la loi 05/07, l'année 2010 a été marquée par le démarrage du transfert de Sonatrach vers Alnaft des données de références, ainsi que leur chargement dans la BDN. À la fin de 2010, plus de 80% des données de références ont été collectées, traitées et chargées dans la BDN, correspondant à 18 500 profils sismiques 2D et 3D et à 8 000 puits. Bien entendu, la mise en œuvre de cette banque de données s'accompagne d'un volet formation. Durant l'année 2010, il a réalisé plusieurs sessions de formation sur les applicatifs métiers. Quelles sont les perspectives à moyen terme en matière de valorisation des ressources en hydrocarbures de l'Algérie ? Quel est le niveau de production attendu de pétrole et de gaz, de condensat et de GPL, attendu à l'issue de la mise en œuvre des plans de développement approuvés par Alnaft au cours des trois dernières années ? ll Dans le cadre de la politique énergétique de l'Algérie en matière d'hydrocarbures, M. le ministre a réitéré, à plusieurs occasions, la nécessité d'intensifier les travaux de recherche des hydrocarbures. Alnaft s'inscrit pleinement dans le cadre de ces directives. Vous devez savoir que malgré les efforts de recherche déployés à ce jour, notre domaine minier national demeure encore sous-exploré. Les données disponibles ainsi que les études réalisées, aussi bien en Algérie qu'à l'étranger, par des bureaux d'études internationaux, confirment que notre sous-sol reste très prospectif. Compte tenu de tout ce qui vient d'être dit, nous n'avons d'autre choix que de nous orienter vers l'intensification des travaux d'exploration, ce qui constitue un axe stratégique incontournable pour réaliser de nouvelles découvertes et renouveler ainsi nos réserves. En outre, et comme l'a déjà annoncé le ministre, une réflexion est déjà lancée pour mener des études et des évaluations du potentiel algérien en gaz non conventionnels. Ces derniers, comme beaucoup le savent, sont exploités aux Etats-Unis d'Amérique. Tous les autres pays concernés sont encore au stade des évaluations de potentiel et des études liées, notamment, aux facteurs économiques et de risque pour l'environnement. Alnaft ne peut que s'inscrire dans cette optique, c'est pourquoi nous envisageons donc d'aborder cette thématique avec toute l'attention en mettant tous les moyens nécessaires tant à travers l'entreprise nationale Sonatrach que dans le cadre du partenariat, qui représente un des leviers dans notre stratégie de valorisation des ressources en hydrocarbures et de développement de l'industrie pétrolière, notamment dans son segment amont. Je pense que cette thématique constitue, pour le partenariat, une opportunité afin de partager les connaissances techniques et technologiques développées par certaines compagnies pétrolières étrangères.Il reste entendu que tous les moyens nécessaires seront mis en œuvre par l'entreprise nationale Sonatrach en vue d'intensifier ses activités de recherche d'hydrocarbures afin d'aller dans le sens des objectifs fixés. Un autre exemple de valorisation de nos ressources concerne les gisements déjà en exploitation. Il faut savoir que des modèles d'optimisation des réservoirs sont développés et des campagnes de sismiques 3D sont entreprises dans le but d'acquérir de nouvelles informations qui nous renseignent sur le comportement des réservoirs dans le but d'optimiser leur mode de production. Ce qui explique la révision des plans de développement que j'ai cités plus haut. Pour revenir à la deuxième partie de votre question, et à titre d'information, je vous fais savoir qu'Alnaft a examiné, à ce jour, plus de 89 plans de développement, dont 48 révisions durant ces trois dernières années.
