Liberté : Quel est le bilan d'Alnaft en 2013, en termes de plans de développement de gisements approuvés, valeur des investissements projetés par Sonatrach seule et par les associations, en termes d'estimation de réserves en place et de production globale en pétrole et en gaz à l'exploitation des gisements ? Sid-Ali Betata : Je vous remercie et à travers vous-même, le journal Liberté qui me donne l'opportunité d'informer vos lecteurs des réalisations d'Alnaft. Je vous remercie également de l'intérêt que vous portez au secteur des hydrocarbures, en général, et à Alnaft, en particulier. Durant l'année 2013, Alnaft a examiné une vingtaine de demandes d'approbation de plans de développement qui ont fait l'objet d'un accord d'Alnaft. Parmi ces demandes d'approbation, il y a des révisions de plans de développement déjà approuvés suite à la disponibilité de nouvelles données et informations liées au réservoir. Les gisements de pétrole et de gaz correspondant à ces demandes d'approbation concernent aussi bien les gisements opérés par Sonatrach seule que ceux effectués en association avec les compagnies pétrolières étrangères. Les volumes initiaux en place, correspondant à ces gisements sont estimées à près de 950 millions de TEP, dont près de 400 millions de TEP de réserves récupérables dont 70% de ces volumes constituent du pétrole brut. Le montant des investissements pour le développement de l'ensemble des gisements ci-dessus avoisine les 9 milliards US$ dont 70% concernent des gisements opérés en association. L'appel d'offres en matière d'exploration vient d'être lancé. Quelles sont ses nouveautés, notamment en matière d'attractivité des périmètres? Je voudrais rappeler que ce 4e appel à la concurrence est lancé sous l'égide de la loi 05-07 amendée en 2013 par la promulgation au Journal officiel de la loi 13-01qui constitue donc un nouvel environnement législatif qui se caractérise par une amélioration significative de l'attractivité du domaine minier d'hydrocarbures en introduisant de nombreuses améliorations pour les investisseurs étrangers. Je ne vous apprends rien en rappelant que notre domaine minier d'hydrocarbures recèle un potentiel pétrolier et gazier riche et diversifié et le développement de ce dernier est très prometteur compte tenu notamment de la nouvelle législation algérienne en la matière qui est très sensible à l'effort d'investissement qui est consenti par les compagnies pétrolières. Ce quatrième appel à la concurrence porte sur 31 périmètres, répartis sur tout le domaine minier algérien. Ces périmètres sont assez prometteurs puisqu'ils contiennent tous des prospects et des leads qui permettent d'encourager un opérateur à y effectuer des travaux de recherche. En outre, les périmètres d'exploration proposés concernent les bassins sédimentaires contenant les hydrocarbures de type conventionnels et ceux de type non conventionnels, essentiellement les réservoirs compacts de pétrole et de gaz, communément appelés "tight oil" et "tight gas". Une grande partie des 31 périmètres proposés pour ce 4e appel à la concurrence a un objectif pétrolier mixte, c'est-à-dire ils contiennent des ressources combinées conventionnelles et non conventionnelles, essentiellement tight, ce qui constitue donc une des principales nouveautés de cet appel à la concurrence. Les nouveautés en matière d'attractivité sont nombreuses, je ne vais pas reprendre toutes les dispositions en la matière apportées par les récents amendements à la loi sur les hydrocarbures, mais je citerais les plus importants liés notamment aux incitations fiscales. Pour revenir donc à l'essentiel de votre question, l'attractivité de ces périmètres réside dans la combinaison d'un certain nombre de paramètres tels que les objectifs conventionnels avec le non-conventionnel (tight reservoirs en particulier), la nouvelle dynamique qui s'installe sur la partie sud-ouest du domaine minier d'hydrocarbures où plusieurs nouveaux plans de développement sont lancés, la construction du gazoduc GR-5 pour l'évacuation des hydrocarbures et enfin le taux de la redevance de 5% applicable sur beaucoup de périmètres situés dans les zones qui englobent les périmètres enclavés, ceux à géologie complexe et ceux situés loin des systèmes d'évacuation qui sont qualifiés par les récents amendements "les périmètres de type cas 3". Ce sont là quelques éléments-clés qui constituent à mon sens des nouveautés importantes sans compter que plusieurs parmi ces périmètres sont proposés pour la première fois en appel à la concurrence. Quel sera l'apport du nouveau cadre fiscal encadrant les hydrocarbures (amendements de 2013) à l'attractivité de ces périmètres, notamment les avantages accordés aux compagnies internationales dans la recherche et l'exploitation de ressources en hydrocarbures non conventionnelles ? Bien que j'ai déjà annoncé quelques éléments en réponse à votre précédente question, les principales modifications apportées par les récents amendements apportés à la loi 05-07 relative aux hydrocarbures en matière de système fiscal, qui comprend toujours les mêmes termes, portent essentiellement sur : Application des tarifs de la zone A pour les périmètres de recherche et d'exploitation des hydrocarbures non conventionnels ainsi que pour les périmètres de type cas 3 que j'ai cité précédemment. Le taux de la redevance égal à 5% applicable aux quantités d'hydrocarbures non conventionnels ainsi qu'aux périmètres situés dans les zones qui englobent les périmètres enclavés, ceux à géologie complexe et ceux situés loin des systèmes d'évacuation. Le taux de la taxe sur le revenu pétrolier (TRP) est calculé sur la base de la rentabilité du projet et non plus sur le chiffre d'affaires. Il faut noter que c'est un changement fondamental qui tient compte de l'effort d'investissement consenti, du niveau de la production journalière, du type d'hydrocarbures (conventionnels ou non conventionnels) et de la localisation du périmètre d'exploitation. Il faut savoir que la loi prévoit que chaque personne participant à un contrat est soumise au paiement d'un impôt complémentaire sur le résultat (ICR). Pour les hydrocarbures non conventionnels et pour les périmètres situés dans les zones qui englobent les périmètres enclavés, ceux à géologie complexe et ceux situés loin des systèmes d'évacuation, le taux de l'impôt complémentaire sur le résultat (ICR) a été fixé à 19% au lieu de 30% tant que la rentabilité du projet est inférieure ou égale à 10%. Un système d'écrémage permet d'appliquer un taux de l'ICR de 80% dès que la rentabilité du projet est supérieure ou égale à 20%. La personne cédante est dispensée du paiement du droit de transfert, fixé à 1% du montant de la transaction, lorsque le transfert est effectué par une société à l'une de ses filiales, détenues totalement et directement. Bien entendu, le torchage du gaz demeure prohibé. Des conditions de tarification spécifiques sont prévues lors des opérations de torchage du gaz dans les zones éloignées ou isolées, caractérisées par le manque ou l'absence d'infrastructures permettant la récupération et/ou l'évacuation du gaz Quelles sont les conclusions de l'évaluation par Alnaft des ressources en hydrocarbures non conventionnelles? Vous avez certainement noté que l'Algérie a annoncé sa décision de redéfinir son activité en matière d'exploration d'hydrocarbures. C'est ainsi qu'une nouvelle stratégie, basée sur l'intensification de l'effort d'exploration sur l'ensemble du domaine minier hydrocarbures et sur l'évaluation et l'appréciation des ressources non conventionnelles en pétrole et en gaz naturel, qui constitue une nouvelle thématique abordable. En matière d'études d'évaluation du potentiel, nous continuons d'évaluer tout le potentiel de tout le domaine minier d'hydrocarbures. Les récentes études d'évaluation lancées par Alnaft sur quelques bassins sédimentaires font ressortir que nous disposons d'importantes ressources en hydrocarbures non conventionnels (tight et shale essentiellement). Ce grand potentiel notamment en ressources tight, environ 1000 TCF en place dont 250 à 450 TCF techniquement récupérables, nécessite une approche intégrée qui s'articule autour des axes suivants : études approfondies des bassins, acquisition sismique 3D appropriées, caractérisation sismique du réservoir ; technique de forage adapté à ce type de réservoir sensible aux dommages liés aux boues de forage (under-balance drilling). Testing adaptés (notamment longues périodes). Le potentiel en shale est immense (classé 3e au monde) avec 3500 à 6000 TCF de gaz en place dont 600 à 1500 TCF récupérables ; pour ce qui est de l'huile, ce potentiel est estimé à 170 milliards de barils dont environ 10 à 15 milliards de barils récupérables. Parmi les 31 périmètres offerts à la compétition dans le cadre du 4e appel à la concurrence, une dizaine de périmètres peuvent présenter un potentiel shale qui doit être confirmé, durant les 3 prochaines années, par l'acquisition de données sur les nouveaux puits à réaliser et par le testing adapté de certains de puits. Comment voyez-vous les perspectives de réévaluation à la hausse des réserves en hydrocarbures conventionnelles et non conventionnelles en Algérie ? Nous avons annoncé à plusieurs occasions, et tous les spécialistes le savent d'ailleurs, que notre sous-sol est encore peu exploré. Ceci dit, nous continuons de mobiliser l'ensemble de nos efforts pour améliorer significativement le taux de couverture de notre vaste domaine minier à travers notamment l'intensification de l'effort d'exploration, aussi bien en onshore qu'en offshore. Cette orientation concerne aussi bien les hydrocarbures conventionnels que ceux non conventionnels. Comme je l'ai précisé dans la question précédente relative aux études d'évaluation que nous avons menées dans le domaine du non-conventionnel, le conventionnel n'est pas pour autant négligé. Des études seront prochainement lancées dans des régions sous explorées réparties sur tout le domaine minier d'hydrocarbures comme le bassin de Tindouf et les bassins du nord de l'Algérie, et dans un futur proche sur l'offshore. Ce vaste programme d'études à lancer s'inscrit pleinement dans notre politique de valorisation des ressources en hydrocarbures dans le cadre de la promotion du domaine minier algérien. Ainsi, nous avons donné une orientation au 4e appel à la concurrence en envisageons d'explorer, dans la perspective de leur exploitation à termes, l'énorme potentiel en hydrocarbures non conventionnels que recèle notre sous-sol essentiellement les tight reservoirs. Ceci dit, en matière d'hydrocarbures de type conventionnels, la réévaluation des réserves est une opération continue grâce à l'acquisition de nouvelles données sur les puits des gisements en exploitation et celles obtenues sur les découvertes réalisées. Ces nouvelles données et informations sont intégrées dans les évaluations et la révision des réserves. Dans certains cas, la révision des réserves apporte des volumes nouveaux importants ; à titre d'exemple, cette année sur une découverte réalisée par l'entreprise nationale Sonatrach, on passe de 100 millions de barils en place à 1200 millions de barils. En matière d'apports de l'exploration, certaines découvertes peuvent être importantes comme c'est le cas cette année. A titre d'exemple, les découvertes réalisées et évaluées ont apporté 550 millions de TEP en place. D'autres découvertes réalisées en 2013 sont en phase d'évaluation. En matière d'hydrocarbures non conventionnels, toutes les études réalisées par Alnaft, par l'entreprise nationale Sonatrach et ses partenaires et par les organismes internationaux confirment le grand potentiel des bassins algériens en termes de ressources qui deviendraient des volumes et des réserves après le forage de puits positifs. Dans le cadre de la mise en œuvre de la politique énergétique en matière d'hydrocarbures, en plus des amendements sus-cités, il est également prévu de disposer de moyens humains suffisants et qualifiés, de renforcer les moyens matériels des services pétroliers (forage et testing notamment) et d'améliorer de façon significative l'ensemble de la chaine logistique. Ceci dit, pour réussir ce challenge, il est indispensable que l'organisation du travail soit adaptée à l'envergure du développement des hydrocarbures non conventionnels. Tout ceci pour vous dire que les perspectives futures en matière de réévaluation à la hausse des réserves d'hydrocarbures de l'Algérie sont prometteuses et réalisables pourvu que les conditions requises dont je viens d'énumérer quelques-unes soient réunies. R. K Nom Adresse email
