Dimanche 20 octobre 2019
Sonatrach dope ses chiffres pour faire passer la loi sur les hydrocarbures
Si l’on se réfère au bilan diffusé sur le site de Sonatrach (01), celui de l’année 2017, on y lit dans la page réservée au bilan global 2016/2017 que la production totale primaire de l’année 2017 « s’est établie à 197 millions de Tep (tonne équivalent pétrole) en augmentation de 2% par rapport à 2016 ».
C’est en fait le dernier rapport qui est mis en ligne par Sonatrach, pourtant tous les chiffres sont disponibles sur le site du ministère de l’Energie. Pourquoi ? Probablement parce qu’ils les contredisent.
Ainsi si l’on se réfère au rapport d’activité disponible dans la rubrique « bilan de réalisation du secteur de l’énergie »(02), il situe la production totale primaire à 165,7 millions de Tep moins que celle de 2016 établie quant à elle à 166,1 millions de Tep. Le ministre de l’Energie dans l’entretien qu’il accordé à l’APS parle (sauf une erreur de transcription de la presse) d’un domaine minier occupé à 40% en exploitation alors que si on revient au même rapport d’activité, et même celui de 2018, ce dernier n’est exploité qu’a hauteur de 3,9% soit 59 840 km2 sur un total de 1 536 442 km2. Le reste, 241 512 km2 (15,7%) en phase de prospection, 547142 km2 (35,6%) en recherche. Il y aurait plus de 687948 km2 de libre non encore ni prospecté ni recherché.
Ce que disent de nombreux experts et cadres de l’entreprise Sonatrach même, peut être facilement vérifié sur cette page(03). En effet, depuis la nomination d’Abelmounène Ould Kaddour à la tête de Sonatrach en avril 2017, les organes statutaires de l’entreprise ne reçoivent plus de rapports du mastodonte, la preuve est qu’Alnaft publie encore celle de 2016. En plus les derniers chiffes avancés dans le document de Sonatrach sont quelque peu fallacieux.
Ce document établi par Sonatrach et diffusé par l’Agence Presse Service (APS) (04) fait un peu l’éloge du partenariat dans le cadre de la loi 86-14 en du régime de partage de production « dans leur majorité». En effet, une année après la promulgation de cette loi jusqu’à son abrogation partielle par la loi Chakib Khelil de 2005, il y a eu 83 contrats dont 79 en partage de production (PSC), deux en participation et deux autres du type service à risque.
Plus de la moitié de ces contrats a été négocié directement sans passer par les appels à la concurrence avec les compagnies pétrolières internationales (IOC). On y lit dans ce document «les découvertes enregistrées depuis 1990 traduisent de manière plus concrète l’apport du partenariat sous l’effet d’une loi aux effets incitatifs avérés et une forme contractuelle privilégiant le rôle actif de la National Oil Company (NOC) (Sonatrach). Résultat : les réserves récupérables restantes du pays sont passées « de 3,47 milliards de TEP en 1989 à un niveau de 5,12 milliards TEP en 1999».
On a donc augmenté les réserves des hydrocarbures en une décennie de 1,65 milliards de tonne équivalent pétrole avec une interrogation pourquoi la limite se situe à 1999 et pas de chiffes récents, du moins en 2018 ?
Toujours est-il si l’on se réfère aux chiffres des réserves exposées par le ministre de l’Energie lors du conseil des ministres du 06 octobre 2015, soit 10,17 milliards de barils de pétrole et 2745 milliards de m3 de gaz, on reconvertit le tout en tonne équivalente pétrole (Tep) sur la base de coefficients de conversion respectifs de 0,135 et 0,00087 on obtient de 3,76 milliards de Tep en 2015 alors ce chiffre de 5,12 milliards de Tep en 1999 serait-il de trop et que vise-t-il ?
Encore une fois pourquoi ne pas faire un bilan du partenariat depuis la promulgation de cette loi à ce jour et qu’est-ce qu’il empêche de le faire ?
Pourtant, les chiffres fournis par l’exploration de 1986 au premier semestre 2019 prés 430 découvertes dont 296 reviennent à Sonatrach seule et 134 en association soit un partenariat qui contribue à prés de 30%. C’est appréciable mais il fallait continuer avec une loi qui gagne des partenaires en réduisant ses inconvénients par une amélioration au lieu de chambouler des règles avant d’y être prêt. Quels sont justement les dysfonctionnements relevés dans l’application de ce type de contrat en Algérie ?
Pour faire court et très schématiquement, un contractant qui vient dans ce cadre, s’acquitte de ses droits d’entrées et prend en charges tous les frais d’exploration et de délinéation jusqu’à l’annonce de la découverte commerciale.
A ce moment Sonatrach rentre en jeu pour prendre en charge sa part dans les Capex (les dépenses d’investissement) de surface. Le partage de la production se fait à la tête du puits. Mais avant cela, le contractant récupère l’ensemble des frais qu’il a engagés.
C’est là où commencent certaines difficultés. Profitant d’un manque d’éthique, parfois même de complicité de l’encadrement du cocontractant, ajouté à une très mauvaise maîtrise des coûts, ce partenaire gonfle ces frais engagés dés le départ et laisse très peu à son partenaire. De nombreux pays producteurs qui pratiquent ce régime contractuel, ont souffert de cette situation mais ils ont fait des efforts pour «l’améliorer» au lieu de la rejeter comme a fait l’Algérie.
Résultat : le régime de concession n’a rien ramené
Rabah Reghis
Renvois
