Envoyer à un ami | Version à imprimer | Version en PDF

Hydrocarbures : six raisons pour que la loi soit rejetée

par Reghis Rabah*

Autrement ce serait un coup de force qui n'aura aucun effet sinon une pure perte de temps. Pourquoi ? Il faut préciser d'emblée qu'une première mouture en 251 articles du projet de loi sur les hydrocarbures circulait dans les réseaux sociaux il y a un peu moins d'une année déjà suite à un article publié sur le sur site e-bourse.

Les internautes ont eu le temps d'apprécier l'avant projet en long et en large pour juger de l'opportunité de le mettre en débat et de le lier à la stratégie globale de l'Algérie en matière énergétique, à la gestion de Sonatrach pour ne pas refaire un code pétrolier chaque fois au gré des hommes et des circonstances. Leur préoccupation donc n'a rien à voir avec la crise politique actuelle mais d'assurer une stabilité à la loi sur les hydrocarbures qui une exigence primordiale des investisseurs en amont pétrolier après le risque géologique bien entendu. Le dimanche 13 octobre dans la matinée, des milliers de manifestants se sont regroupés pour contester la validation de cette loi par l'exécutif mais ils ne l'ont pas fait face au palais du gouvernement qui l'a adopté une semaine auparavant ou celle de la Présidence où se déroule au moment où se tenait une réunion du conseil des ministres pour le faire mais ils se sont présentés devant l'Assemblée Populaire Nationale (APN). Ceci est la preuve par 9 que les citoyens en dépit de ce qui est dit ici et là sur les artifices à travers lesquels ces députés occupent l'hémicycle (Ch'kara, bourrage des urnes, trafic des listes électorales etc.), ils sont le résultat d'une élection et donc légitimes. Ont –ils le droit de s'ingérer dans une loi de la sorte comme se sont interrogés certains ? Probablement non ! Mais ils ont un devoir constitutionnel de le faire. En effet, l'article 80 de la constitution Algérienne confère au citoyen le devoir de protéger « la propriété publique » dont les « sources naturelle d'énergie » en font partie conformément à l'article 18 de la dite constitution. Il n'est donc pas nécessaire de brouiller les cartes en imputant cette affaire au hirak en cours mais il s'agit bien d'une implication citoyenne qui révèle le niveau de civilité des manifestants, leur légalisme, convergence et leur différence pour favoriser le débat et surtout leur présence et leur intéressement au corps social.

Le fait que le bureau de l'assemblée nationale soumette l'avant projet de loi à sa commission des affaires économiques, de développement, d'industrie et du commerce pour le débattre et probablement faire appel aux experts pour les éclairer sur ses aspects techniques est une marque de respect de cette assemblée vis-à-vis de ceux qu'elle représente et aussi une avancée considérable pour juger de son opportunité. Cependant, sur cette dernière justement, la note de présentation(01) du gouvernement semble à sa première lecture très légère pour que cette commission accepte de le passer en plénière pour au moins 6 raisons ci-après :

1-l'urgence n'est pas justifiée

Cette note sous la forme d'un exposé des motifs, transmise en Arabe et en français à la presse dont El Moudjahid dans sa livraison du 20/10/2019, évoque l'urgence de son traitement par les organes législatifs mais dans les 239 articles qui constituent le corps du texte plus de 24 articles renvoient à des réglementations d'application qui n'accompagnent pas la loi cadre. Un bon fonctionnement de l'Agence de Régulation des Hydrocarbures en a besoin de 4 prévus dans l'avant projet dans son article 45. L'article 238 évoque même la nécessité éventuelle d'un texte d'application pour l'ensemble de la loi. S' il y avait réellement une urgence, car les partenaires se bousculent dans le siégé de Sonatrach comme le prétend l'exécutif, alors pourquoi ne pas avoir préparé les textes d'application pour rendre son application immédiate, d'autant plus si l'on croit le directeur de l'énergie de ce ministère intervenant au forum d'El Moudjahid, elle a pris plus de 3 ans pour sa préparation.

2- Le secteur de l'énergie n'est pas sûr de son domaine minier

La fin de septembre dernier Alnaft avait annoncé que dans le cadre de sa mission de promotion et de valorisation, elle venait de procéder à la signature d'une convention avec ExxonMobil pour une étude portant sur l'évaluation du potentiel en hydrocarbures de l'ensemble des bassins du domaine minier national en complément de celles avec l'Italien ENI, le français Total et le Norvégien Equinor pour consolider une expertise en cours avec Beicip-Franlab. Pourtant, cette note est formelle « au rythme de production actuel, ce potentiel peut satisfaire la demande nationale et les exportations sur une durée de près de 150 années. » Si on cite le nombre d'années de vie d'un gisement c'est qu'on est sûr du potentiel qu'on situe dans la tranche récupérable. Il est prévu de produire fin 2019 prés de 190 millions de tonnes équivalent pétrole (Tep) soit les réserves, si l'on se réfère à ce document pourraient être évaluées 28,5 milliards de Tep plus de 8 fois nos réserves actuelles qui se situe autour de 3,5 milliards de Tep. Est-ce vraiment crédible lorsqu'on sait que très peu de forages ont été faits dans ce cadre justement ? En une décennie, de 2009 à fin 2018 (02), la densité des forages pour 10 000 km2 est restée dans la tranche 13-19, très loin de la moyenne mondiale qui se situe dans le cas le plus pessimiste à 105. En dépit de l'ouverture du domaine minier à la prospection, la recherche et l'exploitation des ressources non conventionnelles et la pratique de la fracturation hydraulique, le nombre de forages terminés en 2009 était de 80, exactement le même chiffre qu'en 2018. Le domaine minier exploitable qui était en 2009 de 46093 km2 est passé en 2018 à 61458 km2, gagnant à peine 15364 km2 livrés de la prospection et la recherche en 10 ans. La production primaire qu'on pourrait arrondir en 2009 à 212,4 millions de tonne équivalent pétrole (Mtep), est descendue en 2018 à 165 Mtep. En termes simples l'Algérie a perdu en production 4,7 Mtep par année soit une baisse substantielle de 10% par année. Maintenant si cette estimation d'un tel niveau de réserve se base sur les données de l'agence américaine de l'énergie (EIA) qui place l'Algérie comme la 3éme reserve mondiale en ressources non conventionnelles avec 21 000 milliards de m3 de gaz de schiste et 128,5 milliards de barils de pétrole de schiste, il reste sommaire tel que précisé par cette agence elle-même. En effet, les estimations de l'EIA ont été établies par un consultant extérieur, Advanced Ressources International (ARI), qui est une entreprise dédiée à la fourniture de services de consultation et de recherche dans les domaines des hydrocarbures non conventionnels et de la séquestration du CO2, à l'intention d'organismes publics américains de compagnies gazières et pétrolières et d'autres entreprises du secteur de l'énergie. Elles sont fondées sur des paramètres incertains (proportion de matière organique, épaisseur de la couche, étendue du bassin, taux de récupération...). Compte tenu des incertitudes sur l'ensemble des paramètres pour le bassin sud-est, les estimations de gaz récupérable peuvent varier de 1 à 1 000.Il s'agit des informations publiques, de littérature technique et de données publiées par les entreprises. Elles se fondent aussi sur de précédents travaux non confidentiels d'ARI. Elles portent sur les ressources techniquement récupérables, étant considéré que celles-ci représentent généralement 20 à 30 % des ressources en place. Elles n'intègrent pas de variables économiques (coûts de production, prix du gaz) et ne portent donc pas sur les réserves. Elles ne prennent pas en compte de données de surface (urbanisation des bassins, régime de propriété des sols et sous-sols, disponibilité d'eau pour la fracturation...). Elles n'incluent ni le pétrole et le gaz dits de réservoirs compacts, ni le gaz de houille, ni les hydrocarbures de roche-mère offshore. Elles restent donc des estimations sommaires réalisées par extrapolation de données de teneur en hydrocarbures issues de quelques sondages à l'ensemble de la superficie des bassins supposés, sans tenir compte de leur variabilité géologique. Les auteurs de ces estimations sont eux-mêmes très circonspects sur la portée de ce travail, qualifié en toute modestie en avril 2011, de « premiers pas vers des évaluations à venir plus exhaustives des ressources en gaz de roche-mère ».

3- La maintenance des gisements n'a pas été respectée par Sonatrach

La note impute à la loi de 05-07 de 2005 une chute des réserves initiales de 60% alors que bien après une baisse drastique a été constatée suite à une surutilisation des gisements sans se soucier du maintien de l'optimalité de leur pression. Le gaz à réinjecter dans les gisements devait se situer entre 35à 40% alors qu'il ne dépasse pas quelque fois 10%. Il s'agit donc d'un problème strictement lié à la gestion et l'organisation interne à Sonatrach qui n'a rien à voir avec une loi qu'on tente d'utiliser comme alibi pour cacher les carences.

4- Ce n'est pas cette loi qui règlerait le problème de hausse de la consommation interne

« La consommation nationale double presque toutes les quinze années, passant de 33 millions de Tep en 2002 à 60 millions de Tep en 2017 » pour atteindre en 2020 prés de 64 millions de Tep et crée un déséquilibre structurel entre l'offre et la demande du marché national est une réalité à l'horizon 2030. En effet, au rythme actuel des besoins importés les quatre premier mois de l'année 2019 comparé à la même période de l'année 2018 (03), le déficit de la balance commerciale est resté négatif presque au même niveau soit 1,8 milliards de dollars en dépit de la valeur des exportations quia été maintenue pour la même période respectivement de 13,5 et 13,3 milliards de dollars. Dans l'horizon 2030, une politique d'austérité par une régulation des importations comme cela a été le cas cette année pour les Kits de montage de véhicules ne suffira pas. Pourquoi ? Parce que la demande d'énergie en tonnes équivalent pétrole incompressible augmente à un rythme de 7% et la diminution de la production autour de 10% viendront greffer chaque année le volume des exportations pour accentuer le déficit commercial qui atteindra le taux d'alerte au plus tard 2027. Mais ce n'est pas une loi qui règle ce problème mais une stratégie à même de définir un modèle de consommation d'où l'exigence de lier cet avant projet à une stratégie nationale énergétique et non la confier à un operateur économique comme c'est le cas.

5- Maitriser d'abord ses coûts avant d'opter pour le régime de partage de production

Dans ses principes généraux, la note résume le projet à une diminution de la fiscalité puis à la nouvelle configuration qui mettrait Sonatrach directement en contact avec le partenaire par le biais de 3 types contrats : participation, partage de production et celui du partage de risque. Le génie de cette trouvaille est que le partenaire n'aura aucun compte à rendre à l'administration centrale. Or, le témoignage (04) d'un expert qui était directeur de la stratégie au ministère de l'énergie de l'époque est poignant. En effet, désigné comme membre d'une commission par le ministre pour contrôler le cost oil, raconte qu'il avait découvert « l'inimaginable dont il préfère ne pas en parler » : une facture d'un contractant comptabilisée 4 fois pour un même projet au détriment du profit oil de Sonatrach et partant de trésor public. Faudrait –il que Sonatrach face d'abord le ménage dans ses structures et surtout maitriser ses coûts avant de prétendre faire un Benchmarking en se comparant à ses semblables ?

6- La fiscalité est nécessaire mais secondaire pour le partenaire

Enfin l'expérience de ces 6 dernières décennies d'exploitation des hydrocarbures montre qu'en général et cela est spécifique à tous les pays africains que pour les grands groupes, à travers un partenariat, la fiscalité leur est secondaire par rapport à l'assurance de leurs lobbies sur place. Le tableau ci après reprend les découvertes depuis l'indépendance, il montre incontestablement durant la période 2001-2010, l'activité en partenariat s'est fortement développée pour une participation partenariale de 36%. Pourquoi ? Parce que toute la confiance est portée sur la présence de Chakib Khelil. Le période suivante, 2011-2018, le départ de ce ministre qui constitue une assurance lobbyiste pour les groupes américains, cette participation est redescendue à 7% et actuellement en voie de disparition avec la vente des actifs d'Anadarko. Donc se baser uniquement sur la fiscalité pour vendre nos blocs, c'est uniquement un souci de racolage sans prendre en compte l'avenir voire même une perte de temps. Toute la question est pour quel intérêt ?

Conclusion.

Le danger de cette loi n'est ni sa validation et encore moins sa signature. Dans le fond, elle est un non événement, elle ne ramènera ni les capitaux en amont pétrolier ni régler dans décennie qui vient le souci Algérien de la baisse des la production primaire des hydrocarbures et la hausse effrénée de la consommation interne d'énergie mais si les députés la fond passer, elle donnera un motif au management du secteur de l'énergie et notamment Sonatrach de s'accommoder dans la persistance de la médiocrité dans la gestion, l'absence de créativité et surtout la recherche permanente des voies de facilités. Dans ce cas, toute la question est à qui profite tout cela, sinon à la pratique du partage de la rente sans un souci sérieux pour les générations futures ? Il faut préciser par ailleurs, que pour la majorité sinon tous les partenaires, il n'a jamais été question de contraintes fiscales mais plutôt du climat des affaires. L'axe franco- américain connait très bien la géologie Algérienne et ses réservoirs de l'aveu même d'un ancien ministre aux députés qui relatait sa visite aux Etats Unis. Ensuite les blocs mis en offre sont soit des rendus, soit à réservoirs très compacts voire même schisteux ou éventuellement en offshore. La première catégorie n'est pas rassurante parce que « rendue », les deux autres ne sont pas rentables dans les conditions actuelles et même en perspectives pour un prix baril oscillant entre 50 à 60 dollars et un million de BTU ne dépassant pas les 2,5 dollars. La sagesse donc nous dicte d'arrêter de trouver des échappatoires et des prétextes régimentaires en triturant cette loi pour fuir la réalité, celle :

• De procéder une évaluation sérieuse du potentiel de notre domaine minier ;

• Ficeler les dossiers des blocs offerts en les mettant en valeur ;

• Revenir à la réalité des prix de l'énergie pour limiter le gaspillage et mettre en œuvre un modèle de consommation mixé ;

• Réfléchir à un contrat du type EOR pour augmenter le coefficient de productivité qui se situe actuellement à peine au dessus de 20% des gisements en cours d'exploitation

• Lorsqu'on sera sûr de notre potentiel, un endettement externe ne fera pas de mal aux Algériens pour l'investir et non pas le redistribuer.

Une fois assuré de ce potentiel, et ne comptant que sur nous même, ces partenaires viendront de taper à nos portes. C'est à ce moment précis qu'on pense à un code pétrolier qui durera dans le temps.

* Consultant, économiste pétrolier

Renvois :

(01)- http://www.elmoudjahid.com/fr/actualites/143398 ; https://www.energy.gov.dz/?article=note-sur-le-projet-de-la-nouvelle-loi-sur-les-hydrocarbures

(02)- https://www.energy.gov.dz/?article=bilan-des-realisations-du-secteur Rapport 2009 et celui de 2018

(03)- http://www.douane.gov.dz/pdf/r_periodique/Rapport%20Comext%2004%20Mois%202019.pdf

(04)- https://www.youtube.com/watch?v=MlHNWG8eVtc 25éme minutes

(05)- une synthèse des bilans disponibles dans le site du ministère de l'énergie onglet « bilans des réalisations du secteur : https://www.energy.gov.dz/?article=bilan-des-realisations-du-secteur