«La loi de 2005 a introduit le régime moyenâgeux des concessions»

Propos recueillis par Ali Titouche   Sonatrach a engagé une réflexion pour une nouvelle révision de la loi sur les hydrocarbures. Selon vous, quels sont les facteurs essentiels qui motivent cette refonte ? Pour refondre la loi pétrolière, il faudrait tenir compte des apports et/ou insuffisances des précédentes lois, du changement du contexte pétrolier international — coûts, prix, marchés, stratégie des acteurs, etc. — et de la politique pétrolière algérienne, si elle existait. Il y eut la loi 86-14 de 1986 axée sur le modèle indonésien moderne de partage de la production qui s’est traduite par les découvertes des décennies 1990 et suivantes, lesquelles découvertes ont généré 90% de la production supplémentaire des 25 dernières années. Puis il y eut la loi de 2005 qui a introduit le régime «moyenâgeux» des concessions. Alors que la loi 86-14 avait maintenu le RRR (ou ratio de récupération des réserves) à 100% de 1972 à 1999, la «loi» de 2005 a fait tomber le RRR de 110% à… 10% durant les 15 dernières années. En matière de stratégie pétrolière ou économique, nous avions appris que le timing est un élément essentiel. Veiller à être en avance sur les voisins concurrents (Libye, Egypte, autres pays MENA, Afrique, etc.) et surtout disposer de plans B pour faire face aux stratégies futures des concurrents. Enfin, la loi de février 2013 visait à améliorer l’attractivité du potentiel pétrolier, augmenter le profit des sociétés pour compenser les risques, puis introduire les gaz de schiste de manière prématurée, trop prématurée. L’échec sur le terrain (échec des appels d’offres) de la précédente loi s’explique par le faible intérêt des prospects proposés, la quasi absence de la récupération tertiaire des gisements matures de pétrole et de manière générale la faible incitation des compagnies pétrolières à investir en Algérie, et enfin le nouvel environnement mondial des coûts pétroliers de production (cas de la Norvège, du Canada, etc.). Ainsi, si on met de côté la petite entreprise de Dubaï (Dragon, propriété du cheikh) et ses 3 prospects de schiste du Sud, un seul gisement, quoique difficile sur le plan des travaux sismiques, a pu paraître intéressant et confié au groupement Shell et Repsol. Une simple comparaison des résultats des trois précédentes lois (86-14 de 1986, la scélérate de 2005, la gaz schistière de 2013) montre qu'incontestablement la loi 86-14 de 1986 est très attractive et a été très facile à mettre en œuvre. Elle démontre que le problème n'est pas dans la loi mais dans l'application bureaucratique de la loi ainsi que la minimisation de l’appréciation économique du risque géologique de découverte. N’ayant pas de politique pétrolière et ne sachant pas identifier et proposer des prospects pétroliers attractifs ou conduire la récupération tertiaire des gisements en déclin ou développer la pétrochimie, Sonatrach et le reste du secteur font semblant de travailler autour de la loi pétrolière et de s’occuper en attendant 2019. En fait, les travaux de préparation des futurs avant-projets de loi pétrolière ne devraient pas concerner directement Sonatrach (entreprise), mais essentiellement les ministères de l’Energie et des Finances, avec le recours à l’expertise, dont les cabinets spécialisés, algériens et étrangers. Ainsi, Sonatrach pourrait s’occuper de son métier de base, l’exploration et la découverte de gisements pétroliers, la récupération tertiaire, en visant un RRR de 100%. Il manque peut-être une politique énergétique et un comité supérieur de l’énergie ! Qu’est-ce qu’il faut changer dans l’actuelle loi sur les hydrocarbures pour rendre le domaine minier plus attractif et plus accessible aux investisseurs ? Les correctifs apportés en 2013 ne sont-ils pas suffisants tout compte fait ? Il faudrait concevoir ou corriger toute la politique des hydrocarbures, la loi n’en étant que l’expression momentanément figée (fiscalité, légale, réglementaire). La loi devrait concilier stabilité (la loi) et flexibilité (la réglementation) pour s’adapter aux changements cycliques (prix, technologie, marché, substitution, défis imprévisibles). A titre d’exemple, nous citons quelques défis majeurs prévisibles depuis plusieurs années : - nanotechnologies (ici nanocatalyse) : fabrication des produits pétroliers (y compris le pétrole de synthèse, le gasoil, l’essence, le kérosène, etc.) à partir du gaz naturel. L’Arabie Saoudite l’a bien compris puisque depuis plusieurs années elle a investi dans la compagnie américaine qui a développé cette technologie et fait construire une usine qui, à partir du gaz naturel, fabriquera de l’éthylène et les produits pétroliers à partir de 2019 ! - Les pays concurrents : l'Algérie n'est pas seule dans le monde pétrolier. Elle doit tenir compte des autres concurrents, dont en octobre 2017, le Mexique et le Brésil, avec 12 milliards de barils proposés, soit l'équivalent des réserves annoncées par l'Algérie dans le cadre de l'OPEP. Elle doit aussi tenir compte pour les 2 ou 3 prochaines années de la concurrence de pays qui présentent des réserves très importantes et des coûts Capex (investissements) et Opex (coûts d’exploitation) parmi les plus bas dans le monde. Ainsi, et à titre d’exemple, l’Irak et, plus près de nous, la Libye. Cette dernière constitue pour l'Algérie un concurrent très important, et ce, pour plusieurs raisons : des ressources gigantesques à découvrir, des coûts très bas, les infrastructures existantes et la présence de pétrole de schiste très valorisant en lieu et place du gaz de schiste non rentable au Sahara. - La fin de l’ère pétrolière 1961-2025 marquée par la fin du cartel OPEP (donc nouveau prix Cost+) et le développement de la voiture électrique, de l’électricité solaire (en Algérie) et des énergies renouvelables dans le monde (éolien, solaire, etc.) - La fin des pays exportateurs pétroliers confrontés à une consommation domestique supérieure à la production pétrolière nationale (Algérie vers 2022–2023, Arabie Saoudite vers 2030). - Le nouveau modèle des prix pétroliers (50/70 dollars/bbl) avec un nouveau Price Maker, le pétrole de schiste, hier et demain américain (USA, Canada) et après 2020 hors USA, soit Argentine, Chine, Libye (dont le pétrole de schiste correspond à 95% de ses hydrocarbures non conventionnels contre 5% seulement pour l’Algérie) Ne pensez-vous pas que le plus grand défi qui s’offre désormais aux responsables de Sonatrach consiste à convaincre les majors pétrolières d'investir, à l’heure où les prix du pétrole et du gaz obligent les compagnies à choisir uniquement les régions les plus rentables ? Oui et aussi à leur soumettre les prospects (systèmes pétroliers) les plus intéressants. Les derniers appels d’offres proposaient seulement 4 périmètres intéressants sur 30. Ouvrir le secteur pétrolier au secteur privé algérien (prospection, exploration, production, aval, etc.), recruter les meilleurs managers mondiaux (algériens ou non algériens) pour gérer les entreprises minières et pétrolières avec comme seul objectif : rentabilité, compétitivité, attractivité boursière. Cependant, la meilleure façon de convaincre est de proposer des périmètres (prospects) très prometteurs, compétitifs et qui présentent un avantage comparatif certain pour l’Algérie. Nous pouvons citer, presque sans nous tromper, des prospects pétroliers extraordinaires (éléphants) dans les zones «frontières géologiques» du nord de l’Algérie (Ouest, Centre-Est). Aussi, l’exploration minière des roches mères du gaz de schiste qui contiennent 20 fois plus de richesses minérales (minéraux du XXIe siècle pour batteries solaires et batteries de voitures électriques) que le gaz de schiste. De même, l’Algérie devrait se préparer à faire le deuil de son secteur public (notamment pétrolier et minier) totalement incompétent et qui ne survit que grâce à la rente procurée par les bijoux de famille (richesses du sous-sol) confiés par l’Etat. Peut-on s’attendre à ce que la prochaine loi sur les hydrocarbures introduise les textes réglementaires qui devraient gérer les premiers forages de schiste ? C’est ce qui sera probablement visé. Mais en le faisant, l’Algérie fera une grande et irréversible erreur. Il est urgent d’attendre. Dans un premier temps, il faudrait attirer les meilleures sociétés de services, pas seulement les majors, et, à l’instar du marché américain (marché de l’offre) faire de l’Algérie une plaque tournante de l’offre de services pétroliers et énergétiques (électricité) pour les marchés MENA et africains. Du fait de l’importance de la maîtrise de la technologie, il faut privilégier les joint-ventures entre sociétés étrangères et algériennes, privées donc rentables a posteriori. Pour les futurs et lointains forages de gaz de schiste, il importe de développer un marché compétitif de l’offre de services, mener des études complètes (donc avec une analyse rigoureuse de l’impact environnemental) et viser des zones très éloignées avec des risques nuls sur la population, le sol et le sous-sol, et sur les aquifères (continental intercalaire, complexe terminal). Il faut considérer qu’un forage horizontal demande 7 jours aux Etats-Unis contre… 70 jours en Algérie ! Le gaz de schiste coûtant 1 dollars/million BTU (comme à Marcellus-USA) n’est pas pour demain en Algérie dont le coût du gaz de schiste est estimé à 10-15 dollars/million BTU. Alors, attendons 2030-2035 et de nouvelles technologies pour ce gaz de schiste qui ne pourra jamais concurrencer le gaz naturel de Hassi R’Mel ou les gaz associés, dont près de 80 milliards de mètres cubes sont réinjectés par an.