La prospection des hydrocarbures a débuté dans notre pays, dans sa partie septentrionale (Relizane, Chlef, Tébessa), il y a près d'une soixantaine d'années par les sociétés françaises SN Répal et CFP (A) créées à la fin de la Seconde Guerre mondiale par le gouvernement De Gaulle, suite à la constitution de deux entités publiques : le BRP (bureau de recherches pétrolières) la RAP (régie autonome des pétroles) De celles-ci, en résulta la formation de cinq sociétés pétrolières, toutes opératrices en Algérie : CFP (A), filiale du groupe CFP (Compagnie française du pétrole) pour l'Algérie, SN Répal (Société nationale de recherche et d'exploitation du pétrole en Algérie) dont les actionnaires étaient l'Etat français à travers la RAP, à 60% ; et le gouvernement général en Algérie à 40% : CREPS (Compagnie de recherche et d'exploitation du pétrole au Sahara) dont les actionnaires étaient l'Etat Français à travers la RAP et la SN Répal aux 2/3 ; ainsi que la SHELL (Hollande) au 1/3 CEP (Compagnie d'exploitation du pétrole) devenue dans les années 1960 Petropar (Pétrole Participations) détenue par SHELL (2/3) et RAP (1/3) SNPA (Société nationale des pétroles d'Aquitaine). C'est dans la région de Relizane et de Chlef que furent formés les premiers foreurs algériens (fin des années 40) au sein de la SN Répal, tels que Hadj Reguieg et Abed Fedila, (Allah Yarhamhoum), qui rejoignirent la Sonatrach après les nationalisations de 1971, puis l'ENTP (Entreprise nationale des travaux aux puits) dans laquelle ils achevèrent leur carrière au début des années 1990, au poste de superintendant de forage. La découverte du premier champ pétrolier a été faite en 1949 par la SN Répal à Oued Guétrini (situé entre Sidi Aïssa et Sour el Ghouzlane). La mise à huile de ce champ fut réalisée par l'ingénieur Charles Delclaut, qui devint quelques années plus tard directeur de la production à la SN Répal . Au cours de cette période, les sociétés CREPS et CEP se font attribuer la concession sise au plateau du Tidikelt (In Salah, Berga, Aoulef ) et mirent en évidence le premier gisement de gaz au Sahara (et en Algérie) à In Salah. Puis la CREPS entreprit les travaux de forage sur l'anticlinal d'Edjeleh (à 70 km au sud est d'In Amenas), qui permirent, en février 1956, la découverte du gisement du même nom, et qui est donc le premier gisement de pétrole mis en évidence au Sahara. Par ailleurs, les sociétés SN Répal et CFP (A) explorèrent conjointement les concessions de Hassi R'mel (à une centaine de km au sud-est de Laghouat) et de Hassi Messaoud (à 80 km à l'est de Ouargla). La CFP (A) engagea le forage HR1 (Hassi R'mel 1 situé actuellement à l'intérieur de la base vie), qu'elle abandonna à la suite d'un incident technique. La SN Répal entreprit le sondage de MD1 (Hassi Messaoud 1), qui consacra, en juin 1956, Hassi Messaoud 3e gisement de pétrole au Sahara, après Zarzaitine 2e gisement découvert en mai 1956 par la CREPS. La CFP (A) fut désignée opératrice de Hassi Messaoud nord ; la SN Répal de la portion Sud. La SN Répal reprit le forage de HR1 en déviation, qui se révéla être producteur de gaz et qui consacra donc, en décembre 1956, Hassi R'mel 2e champ saharien de gaz (après In Salah) Comme on le constate donc, l'année 1956 fut très prolifique en découvertes majeures d'hydrocarbures : In Salah, Edjeleh, Zarzaitine, Hassi Messaoud et Hassi R'mel (dans l'ordre chronologique). Au cours de l'année 1957, la CFP (A) et la SN Répal constituèrent la SEHR (Société d'exploitation de Hassi R'mel) qui désigna la seconde nommée en tant qu'opérateur du champ de Hassi Rmel. Au lendemain de l'indépendance, le 31 décembre 1963, fut créée la société nationale Sonatrach dont les activités, initialement limitées au transport des hydrocarbures et à leur commercialisation, s'étendirent progressivement à l'ensemble des segments de la chaîne hydrocarbures, dès les dernières années de la décennie 60. Par ailleurs, c'est au début de l'année 1964, que fut produit le premier million de btu (british thermal unit) de gaz liquéfié, exporté par la CAMEL d'Arzew et provenant de Hassi R'mel, dirigé par Bachir Bahloul, chef de champ de la SN Répal, et l'un des tout premiers ingénieurs pétroliers algériens à avoir exercé au Sahara. Après 1956, de nombreuses autres accumulations d'hydrocarbures furent mises en évidence, tant pour le gaz (Alrar, Hamra, Rhourde Nouss) que pour le brut (Ohanet, El Borma, Mereksen, Stah, Tin Fouyé, Tabankort, Gassi Touil, Rhourde el Baguel, Haoud Berkaoui), notamment dans la décennie 1990, avec les importants gisements du bassin de Berkine, (Hassi Berkine Sud, Rhourde el Khrouf, Ourhoud, El Merk), découverts en partenariat et qui ont permis à l'Algérie de reconstituer ses réserves de pétrole au niveau de celles de la décennie 70. Il est à préciser que SH débuta les premières opérations d'exploitation pétrolière par ses propres moyens sur le champ d'El Borma le 22 septembre 1969, sous la direction du contremaître Eddaïkra Mohamed. Selon les sources auxquelles on s'adresse, les réserves prouvées récupérables de : pétrole brut, estimées entre 9 et 16 milliards de barils, seraient épuisées dans 15 à 30 ans au rythme de production actuel, si d'autres accumulations d'huile ne sont pas découvertes et si certaines règles d'exploitation sont observées ; gaz, évaluées à 4500 milliards de m3 auraient une durée de vie de 40 ans si on produisait 113 milliards m3 par an. Les espoirs encourageants suscités par l'exploration de nouveaux bassins sédimentaires à potentiel confirmé, pourraient se concrétiser par de nouvelles réserves additionnelles exploitables pendant un autre quart de siècle, aussi bien pour les hydrocarbures liquides que gazeux. D'où une espérance de vie globale qui verrait les ressources récupérables, dont la production a débuté dans les années 50 au siècle dernier, s'épuiser vers l'horizon 2050. Dans ce match vital, dont la durée globale égalerait tout au plus le siècle, que notre pays doit engager pour accéder au rang des pays à développement durable, c'est-à-dire moins dépendant de la fiscalité pétrolière et devant au moins assurer son autosuffisance alimentaire, dans ce match donc, la seconde mi-temps est déjà amorcée. Il faudra remporter ce défi dans le temps réglementaire, défini par la durée de vie des réserves prouvées, soit un quart de siècle, et ne pas compter sur les prolongations que peuvent laisser escompter des réserves probables additionnelles, même si celles-ci sont légitimées par le potentiel du domaine minier et par son degré élevé de sous-exploration. Cette durée de vie résiduelle, quelle que soit l'estimation que l'on fait de son amplitude, semble suffisante pour asseoir les fondements d'une économie indépendante des hydrocarbures, pour peu que les réformes indispensables soient résolument engagées et menées à leur terme. Cet intervalle de temps, qui nous sépare de l'épuisement des réserves d'hydrocarbures, dépend du mode d'exploitation des gisements et de la stratégie poursuivie par le ministère de l'Energie et des Mines. Trois questions se posent alors : le rythme actuel d'extraction du pétrole brut, soit 1,5 million de barils par jour (ou 75 millions de tonnes par an) est-il compatible avec une gestion rationnelle des réserves ? N'y a-t-il pas risque d'en réduire la durée de vie prématurément ; et permet-il une récupération de ces réserves et une conservation des gisements optimales qui ne compromettent pas les besoins des générations futures ? la rentabilité obtenue dans l'exportation du gaz naturel, principalement dans sa forme liquéfiée (GNL), justifie-t-elle la poursuite d'un programme de vente aussi ambitieux (85 milliards de m3) ? Ne faut-il pas limiter la production de gaz naturel pour l'usage exclusif du marché intérieur ? Le corollaire des deux interrogations précédentes concerne le programme d'exploration : si l'on doit réduire la production d'hydrocarbures (pétrole et gaz) afin d'optimiser la durée de vie des ressources et leur taux de récupération, ne faut-il pas réaménager, par voie de conséquence, ce programme d'exploration dans ses objectifs et dans ses modalités de réalisation ? Ces problématiques ont été évoquées à l'occasion de différents débats organisés ou rapportés par la presse, et qui relancent, in fine, la discussion autour de la nécessité de réviser la politique énergétique nationale actuelle sous la double perspective de la gestion optimale des hydrocarbures et de la dépendance de l'économie nationale de ces ressources non-renouvelables. La présente esquisse, de ces quelques éléments de réflexion, se propose de contribuer à ce débat et d'apporter d'autres réponses à l'ébauche d'une stratégie pétrolière différente. Il semble utile également, à la lumière de ces échanges de vues, d'apporter un autre éclairage et d'inscrire de nouveaux éléments au dossier relatif au régime de concession introduit dans la loi d'avril 2005 et abandonné dans la loi de juillet 2006, qui maintient le mode de partage de production dans les associations entre SH et les sociétés étrangères, avec prééminence des parts à l'entreprise publique algérienne. 1) Quelques évolutions marquantes dans l'industrie des hydrocarbures de ces dernières années Pour cela, je me réfère à la conférence animée récemment à Alger par Nordine Aït Lahoussine, consultant international et ancien ministre de l'Energie, et intitulée : « L'évolution du marché pétrolier et la refondation des relations entre sociétés nationales et multinationales ».(1) Au cours de cet exposé à caractère très informatif et suivi avec une attention soutenue par une nombreuse assistance, il m'a paru édifiant de relever un certain nombre d'enseignements saillants relatifs à la position acquise, aujourd'hui, par les sociétés pétrolières nationales (« National oil corporation » ou NOC). Il a été particulièrement souligné par le conférencier que « les NOC contrôlent désormais près de 90% des réserves mondiales de pétrole auxquelles s'ajoutent 75% des réserves de gaz naturel ». Les six majors (Exxon, BP, Shell, Chevron, Total, Conoco) ne contrôlent, aujourd'hui, que 5% environ des réserves pétrolières mondiales, alors qu'elles en détenaient 85% au début des années 70, avec une durée de vie moyenne de 13 ans. Avec la flambée du prix du pétrole de ces dernières années, les NOC ont acquis une nouvelle dimension économique et politique sur la scène pétrolière mondiale. La majorité d'entre elles déclarent disposer des moyens financiers et technologiques leur permettant de se passer du concours des multinationales, sauf peut-être pour certaines opérations requérant de nouvelles technologies, qu'elles peuvent, au demeurant, acquérir auprès de certaines sociétés spécialisées. Le conférencier note, par ailleurs, « qu'avec la résurgence du phénomène du nationalisme pétrolier dans plusieurs pays producteurs, on prête l'intention aux sociétés nationales de limiter l'appel au partenariat avec les multinationales ou à le rendre plus onéreux en durcissant les termes de leur participation. » Ainsi donc, alors que les sociétés nationales des pays producteurs d'hydrocarbures, à l'échelle mondiale, renforcent leur position en contrôlant 90% des réserves de pétrole, la Sonatrach, sous le forcing du ministre de l'Energie et en application de la loi d'avril 2005 réinstaurant le régime de concession aboli par les nationalisations de février 1971, allait offrir aux multinationales l'opportunité inespérée de détenir en pleine propriété 70 à 100% des réserves qu'elles viendraient à découvrir ! L'abrogation de cette loi mort-née, une année plus tard, a « remis les pendules à l'heure » de la tendance qui se dessinait à l'échelle mondiale, et a permis à la société nationale algérienne de maintenir en vigueur le contrat de partage de production qui lui assure une participation minimum de 51% et lui évite d'être l'exception à la règle dans les pays de l'OPEP principalement. Car si la loi d'avril 2005 était entrée en vigueur, le taux des réserves détenues par SH aurait décru jusqu'à devenir, à moyen ou long termes, inférieur à 50% avec toutes les conséquences qui en découleraient pour la société algérienne à imposer à ses partenaires une politique pétrolière d'inspiration nationale, sans omettre la perte d'outputs en termes réels et en parts de marché ainsi que les incidences négatives sur son bilan, sur ses états financiers avec la diminution du chiffre d'affaires, du bénéfice, de la capacité d'autofinancement et du ratio de renouvellement des réserves (2) Il y a lieu de rappeler aussi que l'un des motifs exposés par le ministre de l'Energie pour étayer son projet de loi en 2005 était la probabilité quasi certaine de voir le prix du pétrole chuter à des niveaux très bas, auquel cas il aurait fallu accroître la production pour maintenir le niveau des recettes. On sait ce qu'il advint d'une telle prédiction, ce prix ayant plus que triplé ces 4 dernières années ! On sait aussi que le ministre de l'Energie a vite fait de se reconvertir au patriotisme économique, en dévoilant sa nouvelle stratégie pour le secteur de l'énergie diffusée dans la presse nationale le 15 avril 2008. Les données rapportées ci-dessus par le conférencier lors de son intervention, indiquant sans ambiguïté qu'un rapport des forces nettement plus favorable aux sociétés nationales s'est instauré pour le contrôle des réserves d'hydrocarbures, confortent les autorités publiques dans leur décision de substituer la loi de juillet 2006 à celle d'avril 2005. (A suivre) Notes de renvoi (1) : conférence de M. Aït Laoussine du 22/05/08 publiée par El Watan Economie du 9 juin 2008. (2) : article de l'auteur publié par le Quotidien d'Oran le 10 septembre 2006 intitulé « Régime juridique pétrolier : un retour à la raison, mais d'autres évolutions sont nécessaires »
