En Algérie, un projet de loi sur les hydrocarbures veut camoufler la sinistre gestion de Sonatrach
Un projet de loi sur les hydrocarbures, élaboré avec l’assistance technique des cabinets américains de conseil Curtis, Mallet-Prévost, Colt & Mosle LLP et Hartree Partners a été adopté dimanche 13 octobre par le Conseil des ministres en Algérie.
Le gouvernement Bedoui, dont des manifestants réclament le départ depuis sa désignation en mars par le président déchu Abdelaziz Bouteflika, profite de la situation politique dans laquelle le débat est centré sur l’organisation ou non de l’élection présidentielle prévue le 12 décembre, pour passer ce projet de loi qui devrait bientôt atterrir devant un Parlement considéré aussi comme illégitime.
Or, le texte, qui ne passe pas auprès de l’opinion publique, revoit le rôle de l’État, propriétaire du domaine minier national, dans le contrôle de l’extraction du gaz et du pétrole.
Si le régime fiscal n’a pas fondamentalement changé d’autant que la règle du « 49/51 » – donnant à la Sonatrach le droit de prendre part dans l’exploitation de tous les gisements est maintenue –, les amendements apportés à cette loi concernent surtout les prérogatives de l’Agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (Alnaft).
Le projet de loi prive l’État des moyens de contrôler les modalités d’exploitation des gisements de pétrole et de du gaz
Cette dernière perd, en vertu du projet de loi en question, la prérogative « du suivi, du contrôle et de l’audit des coûts liés aux activités objet des contrats de recherche et/ou d’exploitation », celle de « la collaboration avec l’administration fiscale pour l’échange d’informations fiscales concernant les contrats de recherche et/ou d’exploitation afin de lui permettre notamment d’accéder aux éléments d’information utilisés pour le calcul de la fiscalité pétrolière » et « la consolidation d’un plan à moyen et long terme du secteur des hydrocarbures à partir des plans à moyen et long terme des contractants ».
Aussi, ce projet de loi renvoie-t-il les modalités de « contrôle de la conservation optimale dans le cadre de l’exploitation des ressources en hydrocarbures » à une voie réglementaire, c’est-à-dire à un texte d’application qui serait promulgué ultérieurement.
En clair, le projet de loi prive l’État, propriétaire du domaine minier, et son administration fiscale, des moyens de contrôler les modalités d’exploitation des gisements du pétrole et de du gaz ainsi que les coûts de celle-ci.
Peu de potentiel d’hydrocarbures
Les promoteurs de ce projet de loi – le management de Sonatrach assisté par Curtis, Mallet-Prévost, Colt & Mosle LLP et Hartree Partners – avaient justifié cela par la nécessité de simplifier le régime fiscal afin de rendre l’amont pétrogazier algérien plus attractif pour les investisseurs étrangers.
Ce qui est illusoire puisque le domaine minier algérien a été exploré en long et en large par Sonatrach seule ou en association avec ses partenaires étrangers et qu’aucune découverte majeure n’a été réalisée depuis très long longtemps.
Aucune découverte n’a pratiquement été réussie depuis 2016. Cette année-là, l’entreprise nationale avait annoncé la découverte de 34 petits gisements d’appoints dont le potentiel n’est pas en mesure d’intéresser les grandes compagnies pétrolières.
L’Alnaft dispose également de données précises sur le potentiel du domaine minier algérien.
Bref, il n’y a aucune urgence qui motive la promulgation d’une nouvelle loi sur les hydrocarbures.
L’échec des derniers appels d’offres lancés à l’intention des investisseurs étrangers démontre qu’il n’y a plus de gisements qui valent vraiment la peine. Et c’est le manque de potentiel qui explique cet échec, non pas les lourdeurs du régime fiscal qui ont empêché les investisseurs étrangers de venir en Algérie quand elle disposait de gisements rentables. En un mot, l’Algérie n’a presque rien à offrir aujourd’hui.
C’est le manque de potentiel qui explique cet échec, non pas les lourdeurs du régime fiscal qui ont empêché les investisseurs étrangers de venir en Algérie quand elle disposait de gisements rentables
Pourquoi alors amender la loi sur les hydrocarbures pour supprimer les instruments d’audit des gisements ? Partager la rente existante avec des associés étrangers ?
En 2015, et après des années d’errements et de stagnation marquées par des scandales de corruption, des procès qui ont vu beaucoup de ses responsables déférés devant la justice et qui ont fini par tétaniser la compagnie et ses personnels techniques et commerciaux, la Sonatrach a stoppé le déclin de la production de pétrole et de gaz enclenché en 2008. Elle a même augmenté cette production de 8 % en 2016 selon l’Office national des statistiques (ONS).
Cette dynamique lui avait permis de regagner la confiance de ses partenaires. Elle avait gagné deux affaires faisant l’objet d’un arbitrage international – la première à l’encontre du raffineur espagnol Repsol au sujet de l’impôt sur les profits exceptionnels et la seconde face à la petite compagnie tunisienne Medex, laquelle avait manqué à ses engagements d’investissement –, de même qu’elle avait clôturé à l’amiable des litiges avec les Chinois de CNPC et Sinopec, la compagnie américaine Anadarko la société indonésienne Pertamina, l’entreprise espagnole CEPSA et l’entreprise italienne ENI.
Cette dernière avait même augmenté ses commandes de gaz auprès de Sonatrach à la faveur d’un contrat signé en 2016 en marge d’une réunion de son conseil d’administration déplacé pour la première fois de son histoire de Rome à Bir Rebaa, dans le bassin de Berkine, en signe de respect envers son partenariat avec Sonatrach.
Le déclin de la production
Cet élan a été cassé par le limogeage, en mars 2017, sans raisons objectives, de Amine Mazouzi et de son équipe, à l’origine de ce succès.
Ils avaient prouvé que le déclin de la production enclenché en 2008 n’était pas dû à une déplétion naturelle des gisements existants mais à la mauvaise gestion de la compagnie, et que le regain de la croissance du secteur pendant ces deux années s’expliquait plutôt par une meilleure maîtrise de la chaîne de production des hydrocarbures.
La désignation d’une nouvelle direction composée autour de Abdelmoumen Ould Kaddour, ancien PDG de Brown & Root Condor a fait revenir la compagnie à la case départ
C’était à un moment où le prix du pétrole était au plus bas et les ressources manquaient pour financer de nouveaux investissements.
La désignation d’une nouvelle direction composée autour de Abdelmoumen Ould Kaddour, ancien PDG de Brown & Root Condor (BRC), filiale associant Sonatrach à Halliburton, avant sa dissolution en 2006, a fait revenir la compagnie à la case départ.
Emprisonné pendant deux années entre 2007 et 2009 pour avoir divulgué des informations classées « secret défense », Ould Kaddour n’a jamais été réhabilité par la justice. Des soupçons de corruption planaient sur lui depuis qu’il était à la tête de BRC, sur la base de signes extérieurs de richesse non justifiés, à l’image d’une résidence à Neuilly-sur-Seine, quartier le plus cher d’Île-de-France.
Ould Kaddour n’a pas réussi à maintenir la mobilisation des personnels techniques et la compagnie n’a pas tardé à replonger dans la stagnation car sa production a vite recommencé à décliner.
Nommé dans un contexte favorable de hausse relative des prix du pétrole, il s’était plutôt distingué par une communication agressive, se réappropriant les exploits de son prédécesseur.
Toujours selon l’Office national des statistiques (ONS), la production s’était même effondrée en 2018, baissant de 16 % comparativement à 2015. Cela avait mis la société dans une position difficile, la menaçant de ne plus pouvoir honorer ses engagements commerciaux.
Sonatrach s’était ainsi tournée vers la vente d’une partie du gaz qu’elle utilisait pour maintenir le débit des puits de pétrole et d’autres quantités qui servaient à extraire les liquides des gisements de gaz.
Le résultat est catastrophique : des secteurs entiers des champs pétrolifères de Hassi Messaoud et Rhourd El Baguel, ainsi que des champs gazifières de Hassi R’mel et Rhourd Enouss, ont été détruits.
Détournement des gaz d’injection sans autorisation
Il convient de noter que les quantités à injecter dans les gisements de gaz sont définies en fonction des objectifs d’extraction des liquides, notamment le condensat, dont le prix du baril vaut deux fois celui du pétrole brut.
Or, l’injection du gaz dans les gisements du pétrole est indispensable. Il y va de la survie des gisements puisque la ponction sur les quantités de gaz à injecter fait chuter la pression des puits producteurs et donc le débit de pétrole.
Cela fait perdre irréversiblement des réserves et détruit les gisements à moyen terme et constitue également un changement dans le mode d’exploitation qui requiert une autorisation de l’État que Sonatrach, sous Ould Kaddour, n’a jamais demandée.
C’est la modification la plus importante apportée par le projet de loi sur les hydrocarbures approuvé le 13 octobre par le Conseil des ministres. Ce texte dépouille l’Agence nationale pour valorisation des ressources en hydrocarbures de ses prérogatives d’audit qui lui permettaient de veiller à la conservation des gisements et à leur exploitation optimale.
Le changement du mode d’exploitation des gisements sans autorisation est contraire à la législation en vigueur
Ainsi, il ne sera pas possible d’auditer les gisements, ce que faisaient les compagnies opérant dans le secteur, en termes de maintien de l’équilibre des gisements et de la protection des eaux souterraines.
Le projet de loi ouvre donc la porte au pillage des ressources restantes, car les investissements étrangers ne risquent pas d’affluer en l’absence de nouveaux gisements qui valent la peine. Les découvertes faites ne sont pas viables sur le plan économique et il est peu probable que de nouveaux champs de la taille des champs de Hassi Messaoud et Hassi R’mel soient découverts.
Le changement du mode d’exploitation des gisements sans autorisation est contraire à la législation en vigueur, car la conservation des champs des hydrocarbures et la protection des eaux souterraines sont encadrées par des décrets obligeant les sociétés exploitantes, y compris la Sonatrach, à informer l’État et à en attendre son approbation après examen de leurs arguments techniques.
Rien de tout cela ne s’était produit et la compagnie a continué à couvrir ce crime contre les gisements moyennant une communication agressive confiée à la multinationale TBWA pour 20 millions d’euros, laquelle a fait un matraquage pour promouvoir un leurre dit « Stratégie SH2030 », élaborée par deux bureaux de consulting américains, McKinsey et Boston Consulting Group (BCG) pour des dizaines d’autres de millions de dollars.
Une « stratégie » qui devrait hisser Sonatrach, qui n’était pas en mesure de protéger ses réserves, au rang des cinq plus grandes compagnies internationales du secteur.
Réduire les coûts d’exploitation
L’enjeu des amendements apportés par ce projet de loi est donc de réduire les coût d’exploitation non maîtrisés causés par la multiplication d’onéreux contrats de service et ouvrir la porte aux entreprises étrangères pour une exploitation (qui ne tient pas compte de l’optimisation des gisements ni du pillage des ressources) avant l’expiration de leurs contrats. Un indicateur : le gaz injecté pour entretenir les gisements représente 60 % du coût global d’exploitation.
Selon les bilans énergétiques nationaux publiés chaque année par le ministère de l’Énergie, la production avait commencé à baisser en 2017 avant de s’effondrer en 2018. Les chiffres indiquent que les capacités de production de Sonatrach étaient passées de 1,180 million de barils/jour en 2016 à 1,040 million de barils/jour en 2018.
D’après les chiffres communiqués dans le dernier rapport mensuel de l’OPEP publié en septembre (1,020 million de barils/jour), Sonatrach n’a même pas pu placer son quota, estimé à 1,080 million de barils/jour, sur le marché au cours des neuf derniers mois de cette année 2019.
En d’autres termes, la capacité de production de la compagnie a fortement diminué (de moins 160 000 à moins 170 000 barils/jour).
La production de gaz, quant à elle, est passée selon les bilans énergétiques nationaux de 189 milliards de mètres cubes en 2016 à 183 milliards de mètres cubes en 2018, ce qui a amené l’entreprise nationale à vendre de grandes quantités de gaz destiné à l’injection dans les champs pétroliers et gaziers.
Les quantités de gaz injecté sont passées de 70 milliards de mètres cubes en 2016 à 61 milliards de mètres cubes en 2018, sabotant de nombreux puits de pétrole et affaiblissant leur débit.
À titre d’illustration, Sonatrach a ponctionné en moyenne environ 15 millions de mètres cubes de gaz/jour destinés à l’injection dans le gisement géant de Hassi Messaoud. Ce gisement de 7 000 km2, englobant 25 zones de production qui pompait de 380 000 à 400 000 barils/jour, soit près de la moitié de la production pétrolière algérienne, en injectant 40 millions de mètres cubes/jour, produit aujourd’hui entre 310 000 et 320 000 barils/jour.
Celui de Rhourd El Baguel, un gisement moyen qui produisait 20 000 barils/jour, a perdu irréversiblement 8 000 barils/jour en raison d’une ponction de l’ordre de 6 millions de mètres cubes de gaz/jour sur les quantités qui devaient maintenir sa pression.
L’épouvantail de la consommation interne
Selon les bilans énergétiques nationaux, les besoins du marché intérieur en gaz seraient passés de 21,7 à 26,4 milliards de mètres cubes en cinq ans, soit une moyenne de 940 millions de mètres cubes/par an depuis 2014. Ce ne sont donc pas ces besoins domestiques qui ont poussé à la vente du gaz destiné à l’injection, comme l’expliquent à tue-tête les responsables du secteur de l’énergie.
Il convient de faire le bilan des associations de Sonatrach avec les compagnies étrangères en matière de recherche et d’exploitation lors des trente dernières années
Ce sont plutôt les retards accusés dans la mise en service des champs gaziers du sud-ouest en raison d’un changement inexpliqué des sous-traitants engagés dans la construction des installations effectué par la direction de Ould Kaddour. Laquelle était, d’ailleurs, incapable de maintenir les niveaux de production des champs déjà producteurs afin de pouvoir honorer les engagements commerciaux de la compagnie à l’international.
Cette décision de détourner le gaz à injecter, personne ne l’avait jamais prise depuis que l’on injecte du gaz pour extraire le pétrole et les liquides des gisements en question.
Dans ce contexte, il convient de s’arrêter pour faire le bilan des associations de Sonatrach avec les compagnies étrangères en matière de recherche et d’exploitation lors des trente dernières années. Il montre que très peu de partenariats en matière d’exploration ont été fructueux.
Le plus important partenariat de Sonatrach en matière d’exploration a été celui conclu avec la compagnie américaine Anadarko, dont les actifs algériens sont retombés dans l’escarcelle de la compagnie française Total.
Anadarko, qui était une petite compagnie dans les années 1990, a eu le mérite de corriger les certitudes de Total et de la division exploration de Sonatrach dirigée alors par le géologue Abdelmadjid Attar, qui avaient conclu au bout de quelques forages que Hassi Berkine était un « bassin froid contenant de l’eau », et qu’il ne contenait pas de pétrole.
La compagnie américaine avait ainsi donné un deuxième âge pétrolier à l’Algérie en découvrant Hassi Berkine (une réserve de neuf milliards de barils) et Ourhoud, un autre champ gigantesque.
Il y a eu aussi de nombreux échecs et il est arrivé que les partenaires étrangers soient à l’origine de pertes de plusieurs années dans le développement des gisements en dépit d’engagements contractuels clairs.
Total a retardé le projet Ahnet de sept ans alors que Sonatrach aurait pu le développer seule. Sinopec a refusé de réaliser les investissements nécessaires pour pouvoir injecter de l’eau dans le gisement de Zarzaïtine.
ConocoPhilips n’a consenti aucun effort sur Menzel Ledjmet Nord (MLN) avant de vendre ses parts à Pertamina. CNPC traîne depuis maintenant dix ans à développer le bloc 438 à Berkaoui. Les Émiratis de Gulf Keystone n’ont rien réalisé à Tébessa et Shell n’a jamais montré sa volonté à investir dans le pays, se contentant de la réalisation d’études pour enrichir sa base de données comme le fait ExxonMobil aujourd’hui avec l’Alnaft.
C’est dans ce contexte de gabegie que Sonatrach a fait appel à Curtis, Mallet-Prévost, Colt & Mosle LLP et Hartree Partners pour l’aider à formuler le projet de loi sur les hydrocarbures adopté.
Magnifiant un partenariat qui n’était pas que fructueux pour Sonatrach et comme si cette dernière ne savait rien faire, Ould Kaddour a convaincu le gouvernement de la nécessité d’attirer des étrangers pour l’aider à augmenter la production qui décline à vue d’œil en raison d’un mauvais management des réservoirs.
Et les conseillers américains ont préconisé d’ôter à l’État ses prérogatives d’audit des modes et des coûts d’exploitation.
C’est à dire de supprimer les dernières digues qui auraient permis au propriétaire du domaine minier de limiter la casse de ses gisements. Quoique l’Alnaft soit paralysée depuis la désignation de Ould Kaddour, qui a eu à composer avec un ancien employé de son fils comme DG de cette agence, à savoir Arezki Hocini (ce dernier est toujours en poste). Tout comme Rachid Hachichi, nommé à la place de Ould Kaddour en avril dernier, qui fut son directeur de production et responsable direct du management des réservoirs.
Une continuité de l’échec, en somme.
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