1) Le contexte algérien Un graphe suffit : en 20 années (2000-2019) nous avions consommé en pétrole l'équivalent des 40 précédentes années (1962-2000). En 2019, la production pétrolière va passer en dessous de la barre de 1 million barils/jour, puis dès 2023 en dessous de la consommation domestique (0,7 million barils/jour). Techniquement parlant, la seule solution réside dans la Récupération Assistée Tertiaire (Hassi Messaoud, Rourde El-Baghel) sachant que tout gisement à découvrir ne pourra pas être exploité avant 2030-2035. D'où l'importance de nouveaux outils juridiques face à la chute de la production pétrolière et la très faible rentabilité de la chaîne de valeur gazière. (Graphique 1) Cependant, après 20 années d'insouciance, l'Algérie se retrouve en 2019 avec des défis colossaux dans l'espace économique et dans le temps : déclin bientôt accéléré de la production pétrolière et fin des exportations pétrolières (2023-2025 ?), triples déficits macroéconomiques (fiscaux/budgétaires, balance commerciale et comptes courants, réserves monétaires externes), monoéconomie (part industrie 5% du PIB) et absence de diversification économique, impotence du secteur public marchand et non marchand. Mais le défi "critique" en termes de chemin critique est la Ressource Temps, car dans le moyen terme (2 à 3 ans), les hydrocarbures demeurent un élément pour l'équilibre économique partiel et pour la relative indépendance géostratégique. À ce titre, le projet de loi sur les hydrocarbures (HC) offre les outils juridiques, adéquats en théorie mais nécessitant un système managérial compétent et dévoué à la nation. 2) L'environnement pétrolier international Dans le cadre de la loi sur les hydrocarbures, nous considèrerons en premier l'attractivité, exprimée, outre la législation, par les prix, les coûts, et par la concurrence (pays, matières énergétiques). Législations étrangères (Sénégal, Maroc, Libye) : le projet de loi HC est compétitif, nonobstant notre bureaucratie et l'instabilité prix et coûts marginaux du pétrole : pour le -brent, nous avons connu des prix dépassant 100 $/bbl en 2014 et chutant à 30 $/bbl en janvier 2016. Pour les prochaines années, marquée par le nouveau modèle pétrolier (Opep, Russie/Opep+, USA/HC non conventionnels) qui assurerait une plus grande stabilité des prix (volatilité de 5 à 10 $/bbl) et des prix respectant les besoins financiers, dont l'Arabie Saoudite ( 85 $/bbl), et cohérents avec les coûts marginaux. À ce titre, la courbe suivante permet de comprendre pourquoi les prix probables seront dans la bande 55 $/bbl – 65 $/bbl et en cas d'évènement exceptionnels, poussés temporairement vers 45 $/bbl (tight oil US puis argentin, chinois, libyen ?) ou 85 $/bbl (pétrole des sables bitumineux canadiens) (Graphique 2) L'analyse de ce graphe permet de comprendre pourquoi : Offshore : les coûts sont en moyenne de 58 $/bbl mais des maxima supérieurs à 65 $/bbl ,et susceptibles d'atteindre 80 $/bbl (ULTRA Deep Offshore algérien) Nos plus grands concurrents : après-demain la Libye avec des coûts de 10 à 20 $/bbl, des réserves de 45 milliards bbl contre 6 milliards bbl effectifs (et 12,2 milliards bbl non crédibles) pour l'Algérie. Il en est de même pour le concurrent irakien. 3) Spécificités, atouts et insuffisances de la loi HC Nous citerons les principales caractéristiques, sachant que seules des simulations quantifiées permettraient un jugement acceptable: A) Spécificités : -Principal apport : retour à l'esprit de la loi pétrolière de 1986 (contrat de partage production et souveraineté) -Outils juridiques diversifiés selon l'usage : Risk Service pour les opérations (Récupération Assistée Tertiaire ou EOR), PSA ou Partage Production pour la Recherche/Exploitation et Contrat de Participation "multi usages" -Flexibilité spatiale et temporelle : le projet de loi permet de s'adapter aux besoins actuels et futurs, y compris de permettre la reconversion des précédents contrats rédigés dans le cadre de la loi HC de 2005 qui s'est avérée totalement inefficace. B) Atouts : - Attractivité juridique, clarté. - Flexibilité et adaptation aux différents cas de figure. - Fiscalité compétitive. C) Insuffisances : - Non adossée à une politique énergétique explicite. - Absence de CONSEIL DE L'ENERGIE et risque d'instabilité juridique (absence de textes d'application) - Désert en matière de politique économique pour le GN, la pétrochimie, le raffinage, la distribution, les GNV, les ENR, les ressources minières des roches-mères - Envisager Offshore et gaz de schiste (reporter au-delà de 2030 !!) - Enfin, last but not least, l'absence de toute référence au SECTEUR PRIVE algérien, qui devrait être au centre et non à la périphérie du secteur pétrolier. (Graphique 1)
