9 février 2023
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Découverte Sonatrach /ENI : Oui, c’est un mauvais contrat ! (II)                            

Sonatrach ENI

On a montré dans la première partie que ce contrat visait le groupe italien ENI depuis longtemps. Son intérêt principal a été en premier lieu les gaz associés des gisements du bloc 403 initialement prévus à l’exploitation par Sonatrach seule après l’expiration des contrats d’associations et leurs satellites dont le volume est estimé dans son ensemble à plus 20 milliards de m3.

Finalement sur Zemlet El Larbi comme les autres d’ailleurs Sonatrach techniquement et financièrement n’a pas besoin de partenaire pour exploiter un acquis, facile, prêt à produire.

On a rappelé par ailleurs que le management de Sonatrach, lors des débat sur la loi sur les hydrocarbures en cours d‘application aujourd’hui, avait promis que cette loi par son compromis fiscal fera sortir le mastodonte de son obligation historique morale et stratégique d’explorer seule les zones à risque, par attirer les groupes pétroliers présents en Algérie vers la prise du risque avec elle dans un domaine réévalué tout récemment à plus 1,750 million de km2, libre à près de 60% avec un taux de succès qui dépasse la moyenne mondiale.

On constate malheureusement sous prétexte sanitaire dû au Covid-19, la tendance des partenaires de s’éloigner quelque peu de ces objectifs et de se rapprocher des champs existants sans risque, tels le cas de Total à TFT et ENI à Berkine; laissant dans la catégorie « promesses » les attentes d’investissements de l’exploration à risque, proprement dite, et à un forage en 2023 en offshore à l’opinion publique.

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Le projet du 5e appel d’offre contenant un package de ces périmètres dont Berkine Nord et Berkine Sud pour lesquels Sonatrach en effort propre aurait dépensé 1191,92 millions de dollars pour la recherche sur le compte du trésor public. Ces partenaires vont-ils prendre en charge cette dépense publique ?

II- Pourquoi c’est aussi techniquement un mauvais contrat

La rapidité dans la procédure de mise en œuvre des travaux que ce soit à Mendjel Lejmet Est  (MLE) où ENI un volume de 5 millions de mpar jour et va pouvoir sauver ces installations dans ce complexe où elle produit en moyenne 3 millions de m3 /jour, ou dans Zemlet El Larbi en cours, ENI semble avoir préparé son coup depuis longtemps qui a commencé avec Ould Kaddour mais qui continue de façon amplifiée et plus rapide à ce jour.

Cette importance démesuré, fortement médiatisé pour une découverte qui donne à peine pour les deux partenaires 7000 baril /j, au demeurant mise en avant, cacherait son intention de faire uniquement de cet effet d’annonce un événement dans un pays où la nouvelle loi n’a pas atteint ses objectifs affichées par les responsables devant l’assemblée populaire en 2019, ni drainé d’investisseurs potentiels, sauf à régler les propres affaires pour ces actionnaires.

Sonatrach et ENI annoncent déjà le forage d’un deuxième puits en avril prochain pour ce périmètre commun, or, paradoxalement, en 2021, Sonatrach a connu l’activité de forage la plus faible de la décennie, selon le rapport de l’OPEP, limitant ainsi les chances de Sonatrach d’augmenter son portefeuille de réserves en exploration et en développement.

D’ailleurs si en Algérie, ce groupe italien applaudit avec son partenaire, avec ses actionnaires, il affiche ses vraies intentions du pactole « de mettre  en œuvre un programme ambitieux de relance des activités d’exploration et de développement dans la région du bassin de Berkine et prévoit la création d’un pôle de développement de gaz et de pétrole brut en synergie avec les installations MLE-CAFC existantes. Cet accord s’inscrit dans le cadre du processus de finalisation d’un nouveau contrat d’hydrocarbures dans le bassin, sous l’égide de la nouvelle loi pétrolière algérienne entrée en vigueur en décembre 2019. »(01).

Globalement, ce sont les soucis du fonctionnement de ces installations et surtout la récupération accélérée de ces investissements qui guident ses actions sans penser aux conséquences pour le développement de la région et le profil de production optimal. A Zemlet El Larbi, les deux partenaires se suffisent de s’enorgueillir d’un volume en place non prouvé  de 140 millions  de barils pour tirer à peine 20% des réserves en place  alors que pour l’intérêt de la nation et celui de Sonatrach , le contrat aurait pu prévoir un plan de développement plus ambitieux pour tirer dans un réservoir à forte perméabilité jusqu’à 56 millions de baril moyennant un peu plus d’effort d‘investissement.

L’exemple similaire de Sif Fatima où Sonatrach est seule est édifiant. Avec plus de 160 millions de barils de réserves « prouvées », sans grandes annonces médiatiques, Sonatrach « seule »a installé une petite station d’injection d’eau pour maximiser la récupération et le maintien de pression pour atteindre une production actuellement de 12 000 barils /jour qui sont traités au groupement BRN moyennant de simples ‘’fees’’ (Opex) ne dépassant  pas 0,6 dollars le baril.

Alors qu’à Zemlet El Larbi avec 140 millions de barils non prouvés, à partager avec ENI, suite à cet accord, le contrat tient sa mauvaise qualité de négociation du fait que le partenaire ENI, d’abord n’ a pas mis la main à la poche pour montrer son intention gagnant/gagnant  puis n’a pensé qu’à ces installation en allant au plus vite à la « production anticipée ou accélérée »,au lieu de privilégier  l’approche standard et les meilleurs pratiques internationales, consistant d’abord à  la délinéation, ensuite une étude détaillée sur le meilleur schéma d’exploitations, en considérant toutes les options,  dont  l’injection d’eau pour optimiser nos ressources nationales.

Rabah Reghis

Renvois

(01)-https://www.eni.com/en-IT/media/press-release/2021/03/claudio-descalzi-meets-pdg-sonatrach-hakkar.html

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