Leçons du passé et réforme de la politique des hydrocarbures en Algérie 

Par Sadek Boussena, ancien Ministre algérien de l’énergie (1988-1991)

Avec une production globale brute d’hydrocarbures de plus de 3,5 Mb/j en 2021 (185,2 millions de tonnes équivalents pétrole, TEP, de pétrole brut, condensats, GPL, gaz naturel et Gaz Naturel Liquéfié ou GNL, y compris le gaz réinjecté), l’Algérie est le plus gros producteur du bassin méditerranéen. Cette production lui assure une couverture totale de sa consommation énergétique et permet d’en exporter de gros volumes générant 97 % des recettes en devises du pays. Cependant, tout le monde sait que cette manne n’est pas durable, les réserves, par nature, sont limitées et la transition écologique mondiale risque d’en accélérer l’obsolescence. C’est donc un vrai défi pour l’Algérie qui doit absolument lancer au plus vite une diversification de son économie pour sortir de ce « piège de la rente pétrolière ».

La question climatique, à laquelle de plus en plus de dirigeants dans le monde deviennent sensibles, impose à l’Algérie de repenser sa stratégie en matière d’hydrocarbures[1]. Elle ne peut plus ignorer les développements en cours, surtout après la COP26 de Glasgow en novembre 2021. L’Europe, par exemple, son plus grand marché, se fixe un objectif volontariste d’une « neutralité carbone » d’ici 2050. Les compagnies pétrolières internationales, des partenaires déterminants pour elle, sont déjà à la recherche de nouvelles stratégies pour s’adapter à une demande énergétique appelée à être plus exigeante sur le plan des émissions de carbone. Mais un État ne change pas son « business model » aussi facilement qu’une compagnie, il a des missions plus complexes. Outre l’optimisation des recettes fiscales, il doit assurer la couverture de la consommation nationale d’énergie, le développement industriel, la bonne conservation des gisements et d’autres obligations ou préoccupations, y compris d’ordre géopolitique.

Certains « Think tanks », défenseurs du climat, n’hésitent plus à suggérer aux pays exportateurs de se détourner des hydrocarbures en passant massivement aux énergies nouvelles (EnR)[2] mais leur dépendance vis-à-vis des hydrocarbures reste pour l’instant trop forte pour envisager la mise en œuvre immédiate d’une telle orientation. C’est pourquoi, il leur faut trouver un compromis combinant les contraintes et les opportunités que peut offrir une transition énergétique mondiale dont on reconnait qu’elle ne peut se passer des hydrocarbures pendant encore quelques décennies. C’est au début de cette phase de « la transition » vers une demande mondiale d’hydrocarbures appelée à décliner à long terme qu’il faut agir, car seuls les producteurs aptes à rester compétitifs en termes de couts et de faibles émissions de carbone pourront maintenir leurs exportations au niveau souhaité. Pour eux, censée être une mauvaise passe, cette transition énergétique se transformerait donc en opportunité pour les mieux placés dans cette nouvelle compétition. Des pays comme les États-Unis, la Russie, l’Arabie Saoudite ou les Émirats Arabes Unis ont déjà annoncé leur intention d’aller dans cette direction[3]. Avec son domaine minier, son expérience dans les hydrocarbures et ses ressources humaines, l’Algérie peut rejoindre ce groupe modulo qu’elle puisse adapte sa politique des hydrocarbures aux nouvelles conditions économiques et géopolitiques mondiales. Une réforme qui doit donc s’intégrer dans une vision plus large que la seule question de la valorisation de ses réserves d’hydrocarbures. Un vrai chalenge quand on sait combien le patriotisme économique est encore fortement prégnant dans le pays.

 I – Pétrole, développement et nationalisme s’entremêlent dans l’histoire récente de l’Algérie[4]

 La politique pétrolière algérienne tire largement ses racines de certains développements durant la guerre de libération nationale (1954-1962) contre une administration française occupante soucieuse de conserver une exclusivité sur ces ressources dont la France avait besoin pour assurer sa sécurité énergétique. Les grandes découvertes d’hydrocarbures par les compagnies françaises, dans le Sahara[5] en 1956, ont évidemment pesé sur les conditions et la durée de la guerre. Durant les négociations sur l’indépendance, en 1961/62, la partie algérienne considérait l’appartenance du sud Saharien à l’Algérie comme non négociable alors que la partie française espérait bien préserver ses intérêts dans cette région[6]. En 1958, le gouvernement français avait anticipé en prenant des dispositions pour protéger son monopole sur la production de pétrole et de gaz de cette région en adoptant de multiples mesures regroupées dans « le Code du pétrole saharien » qui limitait les investissements étrangers, notamment américains et anglais. De son côté, en mai 1962, à la veille de l’indépendance, réuni à Tripoli (Libye), le Conseil national de la Révolution Algérienne (CNRA) insistait sur le principe de l’entière souveraineté nationale sur les ressources naturelles et sur le rôle stratégique qu’il comptait assigner aux hydrocarbures pour le futur du pays. Le compromis inclus dans les « accords d’Évian » de 1962, organisant le passage à l’indépendance, repose sur un échange de la reconnaissance de la souveraineté algérienne totale sur la partie sud du pays, le Sahara, contre le maintien de certains avantages pour la partie française dont l’acceptation par le gouvernement provisoire algérien, GPRA, de reconduire le code pétrolier (et donc des avantages aux compagnies françaises) et une fiscalité pétrolière moindre que celles d’autres pays exportateurs.

Toutefois, dès 1963, les dirigeants algériens veulent remettre en cause les fondements de ce code pétrolier saharien. L’Algérie se dote alors d’un outil qui va s’avérer décisif et crée la Sonatrach, une compagnie pétrolière nationale détenue totalement par l’État. C’est dans ces conditions qu’intervient, en 1965, une modification des accords d’Évian qui, certes, maintient le code pétrolier saharien mais permet à l’Algérie de participer à la recherche et à l’exploitation des hydrocarbures via une association coopérative entre les deux pays, l’ASCOOP créée à cet effet. L’accord permet à la Sonatrach d’acquérir 50 % de SN REPAL, la principale compagnie française pour l’exploitation du pétrole algérien. En 1967, à l’occasion de la guerre des six jours entre les pays arabes et Israël, le président Boumediene nationalise presque toutes les petites compagnies non françaises. Sonatrach crée des entreprises mixtes de services pétroliers (forage, travaux et services aux puits, géologie etc.) en association avec des compagnies étrangères spécialisées (américaines et européennes)[7]. En 1971, après des négociations infructueuses, l’Algérie élargit la nationalisation à l’ensemble de l’industrie des hydrocarbures en récupérant 51 % du capital des compagnies françaises assurant ainsi le contrôle de 77 % de la production pétrolière à Sonatrach. Sur bien des plans, le succès de cette action visant à asseoir la souveraineté du pays sur ses ressources en hydrocarbures sera décisif pour l’avenir du secteur. Sonatrach, à qui est attribuée la totalité des biens acquis, contrôle désormais la production de pétrole et de gaz en amont, toutes les canalisations de transport des hydrocarbures, le raffinage et la distribution de tous les produits pétroliers. En installant un système pétrolier étatiste où Sonatrach joue un rôle de monopole sur l’ensemble de tout le secteur, la loi de 1971 adopte une forme de patriotisme pétrolier basé une très forte centralisation du de la gestion du domaine des hydrocarbures. C’est un grand tournant, dorénavant, le développement des hydrocarbures ne peut être mené que via la Sonatrach qui peut s’associer à des partenaires étrangers. Mais, dans les faits, on ne recourra pas à cette dernière éventualité, du moins pour les grands projets. A l’exception de quelques petits contrats sans suite, il n’y aura pratiquement pas de partenariat étranger nouveau dans l’exploration/production pendant plus de quinze ans. On constatera plus tard que les modèles de contrat proposés par la loi de 1971 ne sont pas adaptés aux conditions internationales qui prévalaient alors, les compagnies internationales trouvant plus attractifs le contexte et les conditions contractuelles et fiscales d’autres pays concurrents, surtout ceux hors de la zone OPEP. De plus, les contrats de la loi de 1971 sont surtout taillés pour de grosses licences, le gaz naturel en est exclu et la fiscalité OPEP de plus en plus dissuasive. Grâce à ses efforts propres d’exploration, Sonatrach parviendra, certes, à remplacer une petite partie des réserves produites mais sans une nouvelle découverte substantielle.

 1. Dans les années 1970, une politique de maximisation des exportations

 La forte augmentation des prix pétroliers en 1973 conforte le gouvernement algérien dans sa politique pétrolière nationale et l’incite à tenter de gonfler plus encore ses revenus pour accélérer le développement économique du pays. Sonatrach est instruite pour maximiser la production de pétrole brut, notamment celle du gisement de Hassi Messaoud[8]. On lui demande aussi de préparer un plan pour valoriser, au plus vite, le gisement de gaz naturel de Hassi R’mel[9]. La préparation de ce plan est confiée à une société américaine d’ingénierie et de construction, la société Bechtel assistée d’un autre cabinet américain spécialiste des réservoirs, DeGolyer & MacNaughton (DNM). Ce travail, connu sous l’appellation de plan « Valhyd » (Valorisation des hydrocarbures), se fixait explicitement l’objectif d’une exportation, dans un intervalle de trente ans (1976-2005), du maximum de pétrole brut, de condensat, de GPL (butane, de propane) et de gaz naturel[10]. Si les objectifs en matière de pétrole brut étaient déjà connus et avalisés, la grande nouveauté du projet Valhyd consistait essentiellement à accélérer la valorisation sur une grande échelle de Hassi R’mel en visant à produire le maximum possible de gaz naturel et ce bien au-delà des objectifs de commercialisation (marché intérieur et exportations) afin d’extraire, durant la période prescrite de trente ans, la quasi-totalité des liquides de gaz naturel, LGN (condensat, butane et propane). Même si dans le cas de Hassi R’mel, il était préconisé de réinjecter systématiquement des volumes résiduels de gaz naturel sec dans le gisement pour optimiser ainsi la récupération finale des LGN, la logique du projet peut clairement être qualifiée de productiviste. Sous cet angle, il s’agissait d’une stratégie classique de compagnie pétrolière capitaliste souhaitant « monétiser » un gisement découvert en engrangeant au plus vite les revenus possibles. Or les réserves d’hydrocarbures en Algérie appartiennent à l’État et leur valorisation implique que soient pris en considération de multiples critères en sus du simple profit d’une compagnie (la gestion du profit devant relever de la Sonatrach en tant qu’entreprise).

Par ailleurs, une autre orientation s’avéra également décisive et problématique : on confie à la seule entreprise Sonatrach la réalisation de tous les projets sous-jacents de ce vaste plan avec la consigne d’aller vite et de ne pas s’encombrer de négociations dans la recherche d’éventuels partenaires étrangers. Or un portefeuille de projets aussi lourd n’était manifestement pas dans les capacités d’ingénierie, de construction, de suivi et contrôle de la seule Sonatrach. C’était sous-estimer les effets pervers de la faiblesse des moyens propres et de la bureaucratie. S’en suit alors un recours massif à des entreprises de construction internationales sous forme de contrats « clés en mains », voire même de contrat dits « cost plus fee », l’aspect « coût » étant délibérément négligé par rapport aux délais de réalisation.

2. Après 1980, une révision à la baisse des exportations de gaz naturel

 A la disparition du président Boumediene en 1978, les problèmes financiers du pays entrainent un début de contestation des orientations de la politique économique. On note alors l’émergence d’une tendance libérale dont l’impact sera toutefois globalement contenu. Ce n’est qu’en 1979/80, avec le retour à l’aisance financière due à la hausse du prix du pétrole à la suite de la révolution islamique en Iran que s’instaure un premier débat sur la politique des hydrocarbures. Même s’il reste restreint aux seules instances du FLN (CC du front de libération nationale), alors parti unique dirigeant, la politique d’exportation maximale du gaz naturel y est critiquée [11]. C’est surtout la politique de maximisation des exportations de GNL qui est remise en cause. On annule, ainsi, une grosse unité de GNL (GNL3 Arzew) destinée au marché américain et européen. Jamais officialisé par les instances dirigeantes du pays, le plan Valhyd est implicitement enterré en 1979. Il continuera cependant, sous une forme hybride et un planning plus allongé, à constituer le schéma directeur du développement du secteur. Ce qui ne lui empêchera pas de multiples critiques à son encontre :

– L’absence de son adoption formelle par les institutions habilitées. Le plan Valhyd a bien été présenté au conseil des ministres au printemps 1977 mais aucun communiqué ne fait formellement part de son approbation. Il n’a pas, non plus, été officiellement harmonisé avec le reste du plan national et les autres administrations, à part celle de l’énergie, n’y ont jamais fait référence spécifiquement. Cela pourrait expliquer – en partie – les difficultés administratives et bureaucratiques rencontrées par la suite dans le lancement et la mise en œuvre des projets le concernant.

– La sous-estimation de l’insuffisance des moyens nationaux en obligeant Sonatrach à développer seule ce projet avec comme conséquences les retards, les surcouts et le recours à une couteuse assistance technique étrangère.

– La surestimation du débouché américain qui va s’avérer catastrophique avec le retournement imprévu de ce marché qui passe au milieu des années 1970, d’une position d’acheteur à celui de vendeur de gaz naturel, ce qui entrainera la fragilisation puis l’annulation des principaux contrats d’exportation de GNL algérien. En effet, ce retournement du marché consécutif au processus de « dérégulation » provoque des surplus de l’offre domestique et donc une forte baisse des prix du gaz rendant impraticables les contrats d’importations de GNL algérien.

– La mauvaise appréciation des risques d’un recours à un endettement externe massif (en sous-estimant l’aspect négatif du coût du crédit par rapport aux perspectives des prix du pétrole) pour la réalisation de ces infrastructures hautement capitalistiques dont le financement aurait pu d’ailleurs être partagé avec d’autres partenaires[12].

– L’engagement intensif prématuré dans de très gros projets de GNL[13]alors que ce marché international mettra plusieurs décennies avant de connaitre un développement significatif, laissant une partie importante des infrastructures algériennes gelée pendant plusieurs années. Pour l’Algérie, proche de l’Europe, les canalisations sous-marines transméditerranéennes dont la faisabilité technique et économique sera confirmée plus tard, s’avèreront moins couteuses, plus faciles d’exploitation et nettement plus rentables.

Finalement, le volume des exportations n’atteindra pas le seuil des 70 Gm3/an programmé en 1977. Le programme de GNL connaitra un ralentissement[14] et la Sonatrach privilégiera dès qu’elle le put le transport par gazoducs transméditerranéens. Les infrastructures de production et d’exportation de gaz naturel prévues par le plan Valhyd seront finalement réalisées mais sur une période plus longue que celle prévue initialement. Les principales raisons étant la faiblesse des moyens nationaux de réalisation des projets, les multiples freins bureaucratiques mais également la conséquence de la politique de réduction des objectifs d’exportations du début des années 1980. Mais comme nous l’avons noté plus haut, à ces raisons d’ordre national se sont ajoutées celles liées aux faibles développements du marché international du gaz durant la période 1975-1995, le retournement et la fermeture aux importations du marché américain, les prix internationaux peu rémunérateurs, le développement au ralenti de l’industrie du GNL, la directive européenne d’interdiction de l’utilisation du gaz dans la production d’électricité et enfin à une préférence relative du gaz naturel russe plutôt qu’à l’algérien de la part de certains gros importateurs européens.

Lors du débat au sein du FLN en 1980, le reste de la politique des hydrocarbures n’est pas remis en cause mais on relèvera toutefois l’appel insistant à veiller à la préservation de réserves d’hydrocarbures pour les générations futures. Ce sont les difficultés apparues plus tard avec la baisse drastique des prix du pétrole qui vont pousser les autorités à faire évoluer la législation pétrolière. Ainsi, en amont, le « forcing » sur la production de pétrole brut du gisement de Hassi Messaoud initié au début des années 1970, commence à menacer le taux de récupération de ce réservoir complexe entrainant un déclin de la production qui s’accélère au début des années 1980. Ajouté à la faiblesse de nouvelles découvertes d’exploration (insuffisantes pour couvrir les réserves produites), cela explique l’apparition des préoccupations concernant la durée de vie des réserves restantes (ratio R/P)[15].

3. En 1986, l’Algérie assouplit sa législation pour attirer les compagnies internationales

 Le déclin de la production pétrolière début 1980 et la difficulté de renouveler les réserves consommées puis la chute des prix du pétrole en 1985 incitent les autorités algériennes à relancer l’exploration pétrolière. En 1981, est installé un Conseil national de l’énergie (CNE), présidé par le chef de l’État, le président Chadli. En 1985, sont créés un Commissariat aux énergies nouvelles et renouvelables et la première agence de Rationalisation de l’Utilisation de l’Energie (APRU).

Le gouvernement introduit un projet de loi assouplissant les conditions de partenariat de Sonatrach avec les compagnies étrangères en lui donnant, notamment, la possibilité de recourir à une formule plus souple dite de « partage de production » (Production Sharing Contract ou PSC)[16]. Le projet de loi sera discuté plus de trois ans à cause des réticences d’une partie du Parlement. La loi 1986-14 sur les hydrocarbures finalement adoptée sera amputée d’une partie de ses propositions initiales. Y sera notamment ajouté une disposition (article 65) excluant toute association avec des compagnies étrangères sur les gisements « déjà découverts » pour rassurer ceux qui craignaient de voir « bradé » le gisement de Hassi Messaoud, le principal gisement algérien.

La formule du contrat de production sharing dans le contexte algérien va permettre de trouver un équilibre entre le contrôle strict de l’État sur les ressources en hydrocarbures et la nouvelle donne pétrolière internationale. En 1989 est signé le premier contrat de ce type avec la compagnie américaine du Texas, Anadarko. Il sera la source des découvertes de Hassi Berkine, Ourhoud et El Merk, les plus grosses depuis Hassi Messaoud en 1956 qui vont substantiellement augmenter les réserves et la production algérienne de pétrole brut. D’autres accords similaires suivront qui permettront une relance de la production de pétrole brut de 0,8 Mb/j en 1988 à 1,4 Mb/j en 2005.

Avec les grandes réformes politiques de 1988/89, le débat national est engagé sur presque tous les sujets d’importance. La liberté d’expression et d’association, la naissance d’une presse indépendante rendent possibles les échanges contradictoires et critiques. Ils concernent tous les aspects importants de la vie du pays mais la politique des hydrocarbures reste en dehors de ces débats. Un consensus non-dit sur ce thème semble encore prévaloir. On notera tout de même qu’avec l’ouverture politique et économique, il sera possible, en 1991, de supprimer les effets de l’article 65 de loi 1986-14, un ajout imposé en 1986 par le Parlement FLN pour interdire le partenariat étranger sur les « gisements déjà découverts ».

En 1989, est aussi installé un nouveau Conseil national de l’énergie présidé, cette fois, par le Chef du gouvernement et non plus par le Président de la République.

 4. Malgré la « décennie noire » (1991-1999), Sonatrach résiste

 En 1991, après l’arrêt du processus électoral pour empêcher le parti islamiste du FIS (Front islamique du salut) d’accéder au pouvoir, l’Algérie, déjà dans une situation financière dégradée du fait des prix bas du pétrole, entre dans une phase de lutte contre le terrorisme islamiste qui met en danger la stabilité et la sécurité nationale. Outre les pertes humaines, les installations pétrolières et le vaste réseau de pipelines et gazoducs, source principale des revenus, sont des cibles évidentes du terrorisme qui veut affaiblir le pouvoir mais globalement les autorités et Sonatrach réussissent à protéger les diverses installations concernées. Malgré ce contexte défavorable, la compagnie nationale parviendra pourtant à réaliser plusieurs opérations notables. On notera, cependant, que durant cette période délicate, Sonatrach Spa redevient une société par actions à la suite d’une régularisation juridique. Elle est dotée à nouveau de ses propres organes de décision tels que le conseil d’administration et l’assemblée générale. Concentrée sur ses missions principales (amont/transport/exportations), malgré les problèmes de sécurité et les prix bas du pétrole, elle maintient le niveau de ses exportations assurant des recettes bien utiles durant cette période particulièrement difficile que traverse l’Algérie. Elle organise tous les deux ans  « les journées scientifiques de Sonatrach » qui connaissent un énorme succès auprès des cadres et chercheurs de toutes les entreprises du secteur suscitant contributions et publications de qualité. Elle essaie de mettre en place des procédures plus transparentes d’appels d’offres. Dans le domaine des projets, elle signe d’autres contrats de partage de production dans l’amont et participe activement avec Anadarko à la mise en production du gros gisement du bassin de Berkine. Elle concrétise le doublement du gazoduc vers l’Italie en application du contrat signé en 1990 avec l’ENI et fait poser un nouveau gazoduc via le Maroc et le détroit de Gibraltar en application de l’accord signé en mai 1991 avec Enagas (Gas Natural, Espagne). Elle développera aussi, en 1995 le gisement gazier de Ain Salah avec BP (Royaume-Uni) et Statoil (aujourd’hui Equinor). Durant cette période, elle met en place un partenariat sur une base contractuelle et commerciale avec les autres entreprises du secteur (anciennement filiales à 100%), ce qui contribuera à l’amélioration constatée plus tard de leur productivité.

 5. La tentative avortée de libéralisation du secteur des hydrocarbures (2005)

Après son élection (1999), le président Bouteflika tente de transformer en profondeur l’économie nationale avec au moins deux objectifs : libéraliser l’économie et se repositionner au niveau international après la période d’isolement de la décennie noire. S’agissant des hydrocarbures, il vise un bouleversement total de la législation, qui en supprimant le monopole de Sonatrach, aurait entrainé une rupture avec le « patriotisme pétrolier » qui prévalait. Mais son projet de loi rencontre très vite une vive résistance de la plupart des forces politiques, syndicales et de la société civile qui n’hésitent pas à afficher leur opposition dans la presse, confirmant ainsi la forte prégnance du patriotisme pétrolier en Algérie. Même les versions plus modérées du projet sont rejetées. Il faudra plus de 5 ans pour faire passer la loi. Moins audacieuse qu’initialement prévu (ouverture partielle du capital de Sonatrach)[17], la mouture retenue n’en est pas moins une révision radicale de l’approche qui prévalait depuis 1971. Un régime proche de celui des concessions avec attribution de licences pour l’exploration-production est mis en place. Le monopole de Sonatrach dans l’amont et dans l’aval des hydrocarbures est supprimé : les compagnies étrangères peuvent investir dans tout le secteur en association avec Sonatrach ou toutes seules. Le capital privé algérien peut intervenir à tous les stades de la filière. Dorénavant les contrats de recherche et de production sont attribués par un système d’appel d’offres, Sonatrach étant, toutefois, dotée, dès le départ, d’un gros portefeuille de parcelles parmi les mieux placées. Le commerce des hydrocarbures et de leurs produits est libéré. Sont créées deux agences de régulation autonomes. Enfin, la loi met en place un système de prix et de tarifs internes basé sur les couts et profits.

La loi n°2005-07 du 28 avril 2005[18] modifiant celle de 1986 supprime donc le monopole de Sonatrach sur le domaine minier des hydrocarbures. C’est là un changement d’importance qui permet de séparer les fonctions de l’État de celles de Sonatrach. Elle crée deux nouvelles agences gouvernementales chargées de la régulation pour le compte de l’État, l’ALNAFT (Agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbure), à qui est confié le domaine minier pétrolier ainsi que l’amont et l’ARH (Autorité de régulation des hydrocarbures)[19] chargée de la réglementation dans les autres segments. Leurs rôles se distinguent de celui du ministère de l’Énergie qui continue d’assurer la tutelle du secteur. La loi offre, en outre, à « toute personne » (étrangère comme nationale) la possibilité d’exercer dans les activités de transport par canalisations, de raffinage, de transformation, du stockage, d’importation, de commercialisation et de distribution Art. 8, 68, 77 et 78). Pour les contrats d’hydrocarbures (amont), la loi 2005-07 s’inspire du régime de licences prévalant dans les pays de l’OCDE, ouvrant la possibilité à des sociétés internationales de rechercher et d’exploiter (éventuellement seules) des gisements de pétrole ou de gaz naturel, Sonatrach étant mise en concurrence dans l’attribution des licences. En cas de découverte d’un gisement par une autre compagnie, Sonatrach a alors l’option – mais non l’obligation – de participer à son développement, sa part ne peut dépasser, dans ce cas, les 30 % de la joint-venture à créer. Mais elle peut aussi laisser la compagnie étrangère exploiter seule le gisement si elle n’est pas intéressée par son développement. Ce dispositif, une vraie première dans les pays de l’OPEP, est alors bien accueilli par les compagnies pétrolières internationales. Dans sa lancée libérale, la loi de 2005-07 supprime, au passage, la formule de contrat de partage de production pourtant très appréciée par les opérateurs étrangers présents dans le pays et qui avait donné de bons résultats (dont la découverte d’Anadarko).

Jugée trop libérale et trop éloignée de l’esprit des nationalisations de 1971, la loi 2005-07 provoque, avant et après sa promulgation, une levée de boucliers. Ses adversaires finiront par avoir gain de cause, elle sera formellement remise en cause un an plus tard par le président Bouteflika lui-même.

6. Un déclin de la production à partir de 2010

 Grâce à la mise en production des découvertes des années 1990, la production de pétrole brut atteint un pic de 1,2 Mb/j au début des années 2000. Par ailleurs, l’envolée de la demande gazière mondiale encourage une politique de production maximale des gisements de gaz naturel qui atteint un pic de 170 Gm3 dont 62 Gm3 à l’exportation ainsi que celles du condensat (liquides de gaz naturel) et des GPL (butane, propane). Mais l’amendement d’août 2006 (ordonnance 06-10) remettant en cause la loi libérale 2005-07 introduit des confusions et des incohérences du cadre juridique et fiscal, freinant la dynamique de relance initiée par l’introduction de la formule de partage de production de la loi de 1986-14. L’Algérie n’a plus réussi, jusqu’en 2021, à relancer de partenariat dans l’exploration et la production. Les effets de cette situation de blocage sont minimisés par l’envolée du prix du pétrole qui, encore une fois, va masquer les erreurs dans la gestion des hydrocarbures : l’aisance financière renouvelée, on peut retourner à la gestion administrative et à l’immobilisme. Sonatrach se retrouve, à nouveau, presque seule dans l’effort de l’exploration.

À partir de 2008 et surtout 2010, on constate un déclin de toutes les productions d’hydrocarbures avec comme explication la plus probable l’épuisement des gisements et/ou la surexploitation des réservoirs, notamment pour les gisements géants de Hassi Messaoud et de Hassi Rmel[20] alors que la relance de l’exploration souhaitée tarde à se manifester. Globalement, l’Algérie enregistre aujourd’hui plusieurs signaux d’alerte : baisse de la production, effort d’exploration ralenti, faible taux de renouvellement des réserves, explosion de la consommation nationale de carburants et de gaz naturel et par conséquent une baisse des volumes d’exportation dont les recettes constituent 97 % des revenus en devises du pays. Malgré plusieurs appels d’offres internationaux proposés par l’ALNAFT depuis 2008, les résultats ont été décevants. Les raisons en sont multiples mais, à l’évidence, les incohérences du cadre juridique ont dû y contribuer.

II – La loi 2019-13 pour relancer la production des hydrocarbures ? 

 En novembre 2019, en pleine contestation menée par le mouvement populaire pacifique, le « Hirak »[21],  une nouvelle loi sur les hydrocarbures est adoptée dans l’urgence. Par rapport à la situation ex ante, la loi 2019-13 apporte des clarifications concernant les conditions d’associations dans l’exploration et la production des domaines on shore, offshore et non conventionnel. Seule Sonatrach peut bénéficier de concessions et elle est la seule (ou éventuellement ses filiales à 100 %) à pouvoir s’associer avec des partenaires étrangers pour des contrats d’hydrocarbures sous réserve de la règle des 51/49. C’est toujours l’ALNAFT qui délivre les titres miniers et qui organise les appels d’offre concernant l’amont des hydrocarbures.[22] La loi accentue l’allégement de la fiscalité pétrolière amorcé en 2013[23]. Elle maintient « la règle des 51/49 » au profit de Sonatrach dans l’amont et dans l’aval et confirme les dispositions et conditions d’exploitation des hydrocarbures de schiste de la loi de 2013. Un des aspects notables de cette nouvelle loi est qu’elle réintroduit le contrat du partage de production, une formule qui semble convenir à beaucoup de partenaires dans le contexte particulier algérien.

Ce nouveau dispositif législatif plus incitatif fiscalement et incluant le contrat de partage de production, sera-t-il suffisant pour attirer beaucoup plus de partenaires supplémentaires ?[24]

Élu quelques semaines après la promulgation de cette loi, en novembre 2019, le président Tebboune en hérite. Promettant des réformes, de la transparence dans la gestion des affaires et la lutte contre la bureaucratie, il confirme la priorité accordée aux hydrocarbures. En 2020, le gouvernement annonce un « plan d’action 2020 » concernant le secteur de l’énergie dans lequel est prévu le doublement de la production des hydrocarbures et visant à « stimuler l’exploration onshore et offshore, valoriser les réserves d’hydrocarbures non conventionnelles (schiste) et augmenter les taux de récupération de pétrole et de gaz en utilisant les nouvelles techniques EOR »[25] . Après avoir, du fait de la crise financière et du Covid-19, demandé à Sonatrach de comprimer sévèrement ses dépenses, avec la remontée des prix du pétrole son programme d’investissement a été relancé (40 milliards de $ pour la période 2022-2026).

Aux termes de cette mise en perspective historique de la politique d’exploitation des hydrocarbures et de son lien avec l’économie politique du développement du pays, Il apparait que l’Algérie de 2022 est confrontée à de nombreuses problématiques.  Peut-elle avoir des objectifs plus élevés que la lutte contre le déclin de sa production ? Les autorités en sont convaincues mais certaines conditions ne sont pas totalement clarifiées : faut-il miser sur une exploration plus intensive (toutes sortes d’hydrocarbures, y compris non conventionnels, off-shore, nord du pays, prospects de petits gisements, etc.) ou privilégier l’option d’une meilleure gestion des gisements existants, y compris les petits gisements non exploités ? A plus long terme, face au risque climatique, comment éviter que des réserves d’hydrocarbures ne se transforment en « actifs échoués »[26]? Faut-il poursuivre l’orientation de confier le contrôle du développement du secteur à la seule Sonatrach ? Quel financement pour les hydrocarbures destinés au marché mondial ? Comment intensifier le recours aux compagnies étrangères ? Y-a-t-il une place pour le secteur privé national dans la transition énergétique ? Qu’implique une priorité accordée aux EnR ?

On voit ainsi que la transition énergétique constituerait un changement substantiel et un défi majeur pour le modèle énergétique algérien.


 Encadré 1. Exploiter les hydrocarbures de schiste : est-ce faisable, est-ce souhaitable ?

Les estimations des ressources globales de gaz et de liquides de schiste dans le sud saharien, à commencer par celles du département de géologie américain, placent l’Algérie en bonne position au niveau mondial. Les études réalisées par Sonatrach et l’ALNAFT, parfois en association avec des partenaires étrangers, sont très encourageantes. Selon l’ALNAFT, le niveau des réserves récupérables d’hydrocarbures non conventionnels serait d’environ 25.000 milliards de mètres cubes de gaz et 16 milliards de barils d’huile[27]. Si cela est confirmé́, le pays pourrait enrayer la tendance à la baisse de sa production et envisager d’exporter encore plus d’hydrocarbures.

La nouvelle donne engendrée par la guerre Russo-ukrainienne rebat les cartes sur le plan gazier international. La volonté́ affichée par l’Union européenne de réduire drastiquement sa dépendance vis-à-vis des importations gazières en provenance de Russie pourrait relancer le débat sur l’opportunité́ d’une valorisation du gaz de schiste en Algérie. Les hydrocarbures de schiste qui, malgré́ leur mauvaise réputation sur le plan environnemental, sont massivement produits aux Etats-Unis, sont-ils réellement menacés de bannissement du commerce international pour cause environnementale ? La crise énergétique mondiale qui se dessine risque de retarder sérieusement de telles décisions. C’est ce que pensent leurs partisans en Algérie. Ils estiment qu’il est possible d’en exporter au moins pendant un temps et qu’au pire cela pourrait servir à la consommation nationale. On comprend, dès lors, l’engouement des autorités algériennes pour leur exploitation rapide.

On peut donc penser que l’avenir des hydrocarbures de schiste sera lié en grande partie au sort futur de l’expérience américaine et sa capacité à être dupliquée ailleurs. Pour l’instant, leur échec en Europe et les débuts difficiles en Chine, montrent que leur développement sur une grande échelle nécessite des conditions encore difficiles à̀ réunir. C’est aussi le cas en Algérie.

– D’abord pour des raisons techniques et économiques. La participation de compagnies étrangères (américaines ?) est un passage obligé car elles seules, pour l’instant, ont le savoir-faire et les techniques adaptées pour ce type d’exploitation. L’Algérie n’a pas non plus les moyens de financer seule de tels projets couteux et risqués et devrait consacrer ses ressources financières au reste de son économie. En 2013, le gouvernement algérien avait déjà̀ promulgué une loi qui, entre autres, traitait des hydrocarbures de schiste pour attirer les partenaires potentiels. Depuis, le montant des réserves prouvées de gaz conventionnel est estimé à 2.700 Gm3 au lieu de celui des 4 500 Gm3, longtemps affiché par divers organismes nationaux ou internationaux mais qui en fait couvraient aussi les réserves probables. En 2019, la Sonatrach affichait un objectif de production de 30 Gm3 de gaz de schiste dès 2030. Toutefois, selon les rares informations qui ont filtré, des experts estiment, que leur exploitation ne serait rentable qu’avec des niveaux de prix relativement élevés. Des milliers de puits de forage sont nécessaires. Or les capacités logistiques et managériales de Sonatrach dans ces régions éloignées sont limitées et les compagnies étrangères étaient moins enthousiastes pour cause de la chute des prix en 2014 puis de la crise du Covid-19.

Ensuite, des risques sur le plan écologique. Il est devenu évident que l’exploitation des hydrocarbures de schiste est une source de pollutions et qu’elle nécessite donc de nombreuses précautions. D’ailleurs, sans de substantiels progrès pour rendre moins nuisible leur exploitation sur le plan environnemental, ils pourraient faire l’objet d’interdiction par les pays importateurs. En Algérie, des oppositions à l’exploitation du gaz de schiste se sont manifestées publiquement. Ces opposants estiment que la technique de la fracturation hydraulique utilise des produits chimiques dangereux et cancérigènes. Ils soulignent les risques de pollution de la nappe d’eau de l’Albien, un immense réservoir d’eau sous le Sahara, qu’il serait préférable de consacrer à d’autres usages plus utiles et au développement de l’agriculture. Un premier forage exploratoire lancé en 2014 dans la région de In Salah avait d’ailleurs provoqué des marches populaires hostiles, en particulier dans des villes du sud, proches des régions potentielles de production. Ce mouvement de contestation, largement soutenu par des représentants de la société́ civile et des universitaires, obligea les autorités au dialogue afin de rassurer la population. Depuis, il n’y a pas eu de lancement de nouveaux projets. L’Algérie de 2021 ne semble plus être celle des années 1970 où l’on pouvait lancer une action d’une telle envergure sans en informer la population ou contre son adhésion. À plus long terme, avec des progrès attendus dans les techniques de maitrise des risques de pollution, de captage et de stockage du CO2 et une place plus grande accordée au gaz naturel dans la transition énergétique, on n’exclut pas des évolutions positives pour ce type hydrocarbures d’autant que se profile un marché́ international d’hydrogène où ils pourraient se faire une place.

Jusqu’à la crise russo-ukrainienne, les conditions de relance du programme ne paraissaient pas réunies : rentabilité́ non garantie, non maitrise des techniques d’exploitation, faible enthousiasme des compagnies étrangères et oppositions locales. La hausse des cours qui a débuté bien avant les bouleversements provoqués par la guerre Russo-ukrainienne et les sanctions européennes contre la Russie peuvent changer la donne. Avec la lutte contre le réchauffement climatique, on mesurait mal la place du gaz naturel dans le futur mixte énergétique mondial. Que va-t-il se passer maintenant ? Il faudra donc attendre une stabilisation durable des prix du pétrole et du gaz sur les marchés pour assurer la rentabilité́ de tels projets. En effet, la valorisation des schistes algériens – très sensible aux perspectives d’offre, de demande et de prix du gaz naturel sur le marché́ mondial – pourrait revenir à l’ordre du jour si les prix se maintiennent à plus de 10 $/Mbtu et si l’Union Européenne maintient sa politique de diversification des importations de gaz par rapport à la Russie. On attendra donc la suite des appels d’offre que devrait prochainement lancer l’ALNAFT pour vérifier si les blocs proposés concernent ou non ce type d’hydrocarbures.

L’Algérie a donc intérêt à rester en veille stratégique sur cette opportunité́ de valoriser ses ressources en hydrocarbures non conventionnels et à s’y préparer en activant une coopération entre ses entreprises et ses institutions de recherche et les partenaires étrangers.

 III – La transition énergétique : de nouvelles opportunités pour l’Algérie ?

En introduction de sa contribution pour la COP21 de Paris[28], en 2015, on notait : « L’Algérie, pays sévèrement affecté par la désertification, est, […] particulièrement vulnérable aux effets multiformes des changements climatiques qui menacent de compromettre son développement économique et social ». L’Algérie s’engageait alors à mettre en œuvre une stratégie d’atténuation de ses émissions de gaz à effet de serre qui « couvre principalement les secteurs de l’énergie, des forêts, de l’habitat, des transports, de l’industrie et des déchets. Elle se base notamment sur les programmes nationaux des énergies renouvelables et de l’efficacité́ énergétique, qui traduisent sa volonté de poursuivre ses efforts de lutte contre les effets négatifs des changements climatiques »[29]. En 2021, à la COP26 de Glasgow, sans avoir encore fixé de calendrier pour atteindre la neutralité carbone, l’Algérie a réitéré cet engagement. Les autorités savent parfaitement que la lutte contre le réchauffement climatique est d’abord dans l’intérêt du pays. A priori, elle se trouverait face à une alternative : poursuivre ses exportations d’hydrocarbures, principale source de ses recettes en devises, ou se plier aux exigences de lutte contre le réchauffement climatique visant à réduire progressivement les énergies fossiles. Pourtant, elle pourrait rendre compatibles ces deux objectifs. D’abord, en faisant de la neutralité carbone une priorité qui se reflète, autant que possible, dans tous les volets de la stratégie nationale de développement. Ensuite, en inscrivant l’activité des hydrocarbures, de loin la principale source de ses émissions de CO2, dans les priorités de son programme de réduction et de compensation des émissions de CO2.

Cela implique qu’outre le nouveau modèle énergétique national relevant de l’État, la Sonatrach se dote d’un nouveau business model compatible avec les contraintes de la transition énergétique mondiale et de le proposer, en tant qu’entreprise, à l’État, son propriétaire. Ainsi, par exemple, c’est à elle d’évaluer l’intérêt de s’impliquer ou non dans les EnR compte tenu de ses priorités. Un développement massif des EnR pourrait parfaitement être pris en charge par d’autres structures (publiques et privées) laissant à Sonatrach le soin de se concentrer sur ses compétences de base comme le gaz naturel en tant carburant pour les transports (GNC, GNL, GTL), la filière de l’hydrogène « bleu », le captage, le stockage et l’utilisation du CO2 (CCUS), les centrales électriques hybrides (solaires/gaz naturel) pour ses installations de production et de transport par pipelines, etc. Sonatrach peut aussi systématiser le recours à l’électricité décarbonée dans son appareil productif, développer les technologies de la captation et du stockage du CO2 (CCS). Elle a, déjà, dans ce domaine une expérience concrète qu’elle peut valoriser.

En effet, en association avec ses partenaires, BP et Equinor (ex Statoil), dans le cadre de l’exploitation du gisement gazier de In Salah, elle avait développé en 2004, un projet de séquestration de carbone (pour ramener la quantité de CO2 de 10% à 0,3% avant sa commercialisation). Plus de 3 millions de tonnes de CO2 ont été séquestrés dans un réservoir géologique (Krechba). L’expérience a été arrêtée en 2011 pour, semble-t-il, des raisons de sécurité (fuites, soulèvement de terrains) et de « non-maturité » du procédé de stockage. On avait évoqué alors un cout de stockage de 8 $/tonne de CO2 injectée et de 0,1 $/t à 0,3 $/t pour la surveillance. Les trois partenaires ont probablement tiré de nombreuses leçons de cette expérience de stockage géologique du CO2 et des progrès ont été réalisés depuis. Sonatrach pourrait aussi s’impliquer, dès maintenant, avec l’aide des autorités, dans l’option de production et de transport d’hydrogène sur laquelle misent de plus en plus les grands pays notamment en Europe[30].

Du côté de la consommation, la stratégie nationale devra inclure la substitution des hydrocarbures par des énergies plus propres, notamment par la décarbonation de la production de l’électricité et son utilisation dans le transport (mobilité électrique, en particulier la voiture), le chauffage, la climatisation et le dessalement d’eau de mer, autant d’usages aujourd’hui totalement assurés par le gaz naturel et les produits pétroliers. Quant à la compensation de ses émissions, l’Algérie se propose de renforcer son projet de plantation massive d’arbres aux abords du Sahara (« le barrage vert »), un vieux projet qui pourrait être repris sur une plus grande dimension s’il était proposé à d’autres partenaires internationaux en Afrique du Nord et à l’Union européenne pour l’intégrer dans ses propres plans de lutte contre le réchauffement climatique.

En 2020, sur une production commerciale de 142 millions de TEP d’hydrocarbures, l’Algérie en a consommé 60 localement, avec un rythme de croissance particulièrement élevé (5 %/an). Il est indéniable que les tarifs très bas jouent un rôle important dans cette forte augmentation de la demande domestique de produits pétroliers, de gaz naturel et de l’électricité produite à partir du gaz avec en particulier une expansion substantielle de son utilisation pour le dessalement de l’eau de mer et la climatisation. De plus, cette hausse de la consommation peu corrélée à l’économie productive enregistre un taux élevé de gaspillage. Il faudra certainement tenir compte de l’ampleur des problèmes à résoudre pour remplacer la consommation des divers produits des hydrocarbures, pourtant l’Algérie a tout intérêt à sortir de leur utilisation intensive pour ses besoins internes. Il lui faut donc diversifier profondément son mix énergétique et construire un nouveau modèle de gestion, de consommation et d’exportation des ressources énergétiques afin de maintenir la sécurité énergétique des générations futures tout en s’adaptant aux transformations des marchés internationaux. L’objectif central de cette réforme viserait à réduire à chaque possibilité la consommation locale d’hydrocarbures pour les exporter en leur substituant des énergies alternatives plus propres et moins couteuses.

1. Un débat pour réformer la politique des hydrocarbures ?

Depuis les nationalisations de 1971, un large consensus prévaut autour de la politique des hydrocarbures en Algérie. Quelques aménagements y ont, certes, été apportés en 1980 à propos du rythme des exportations ou en 1986 pour faciliter les associations avec des partenaires étrangers dans l’amont mais, à l’exception de la loi avortée de 2005, les grandes orientations n’ont jamais été remises en cause. Cela ne signifie pas, pour autant, une indifférence de la part du grand public. Au contraire, à plusieurs reprises, des organisations politiques, des associations ou des acteurs de la société civile ont manifesté publiquement leur sensibilité aux développements concernant ce secteur considéré comme stratégique :  nationalisations de 1971, approbation de la Charte nationale en 1976, rejet du projet de libéralisation en 2005, dénonciation de la corruption après 2010 ou contestation de l’exploitation des hydrocarbures de schiste. Refonder la politique énergétique nationale est une tâche plus complexe que de faire adopter, sans débat, une loi sur les hydrocarbures. L’opération de substitution des subventions aux produits de base (dont ceux de l’énergie) par une aide directe à certains consommateurs défavorisés prévue dans la loi de finances de 2022, si elle menée jusqu’au bout, sera un test pour la poursuite des réformes dans le domaine de l’énergie.

Dans la pratique institutionnelle et politique de l’Algérie depuis l’indépendance, lorsque des changements s’imposent, ils sont initiés et formatés par l’appareil de l’État. Toutes les institutions par l’intermédiaire desquelles est gérée la rente pétrolière sont elles-mêmes traversées par divers courants où prédominent le centralisme et l’étatisme. S’il s’agit de revoir radicalement la politique des hydrocarbures, on peut escompter – au moins pour une raison d’efficacité – que les autorités ne se contentent plus de la seule approbation du Parlement mais cherchent à obtenir l’adhésion de l’opinion publique à travers un vrai débat impliquant les organisations sociales, politiques et autres cercles de réflexion.

D’une manière générale, l’Algérie ne diffère pas des autres pays exportateurs. On y retrouve, globalement, les mêmes clivages avec des poids et des formes d’expression différentes :

  • Il y a d’abord un courant largement dominant, transversal aux principales forces politiques, aux organisations syndicales, aux acteurs de la société civile et très présent dans les appareils de l’État. Ce courant reste fortement imprégné d’un patriotisme pétrolier étatiste et centralisé dont on a esquissé la genèse plus haut. Pour ce courant, la propriété et le contrôle de l’État sur les hydrocarbures sont deux principes intangibles. L’État, collecteur de la fiscalité pétrolière, doit conserver son monopole sur la source de cette rente. Cette tendance serait – à priori – hostile à l’entrée du capital privé dans la production des hydrocarbures et en 2005, ce sont ses partisans qui se sont mobilisés contre la loi 2005-07. Au vu de cet épisode, on peut penser aussi qu’ils restent réticents à la suppression de « la règle des 51/49 »[31] dans l’amont mais les évolutions politiques et économiques ont pu faire changer le rapport des forces sur ce point.
  • De l’autre côté, une tendance libérale qui, à bas bruit, prône une plus grande ouverture du secteur de l’énergie aux entrepreneurs privés sans pour autant y inclure l’amont pétrolier. Après avoir été ébranlées, après l’épisode du Hirak, par les scandales de corruption impliquant certains patrons en vue, les organisations patronales qui veulent rompre avec les errements de ce passé récent, affirment leur disponibilité à s’intégrer au processus productif national sous réserve que soient levées les multiples entraves à l’investissement. De leur côté, les autorités ne cessent de déclarer vouloir encourager le capital privé productif mais ne semblent pas encore avoir trouvé les moyens de vaincre la bureaucratie qui gangrène tout le système. On constate, du moins sur le plan des intentions, qu’une politique plus inclusive des entrepreneurs privés nationaux (y compris en association avec des partenaires étrangers) fait consensus. Elle pourrait se concrétiser dans divers segments du secteur de l’énergie comme les services pétroliers, l’aval de l’industrie et les EnR[32].
  • Entre ces deux pôles, on note diverses prises de positions de personnalités, d’universitaires, d’experts indépendants ou d’associations et clubs[33] au travers d’analyses soulignant le besoin urgent de sortir du piège de la rente pétrolière, de protéger ce secteur de la corruption, du gaspillage et de la mauvaise gestion. On relèvera, que le monopole de l’État sur la production des hydrocarbures n’est jamais mis en question. Ce foisonnement de commentaires et de propositions permet de penser qu’il existe un véritable courant d’opinion en faveur d’une nouvelle gestion des ressources en hydrocarbures. Refonder la politique énergétique nationale est une tâche plus complexe que de faire adopter une loi sur les hydrocarbures.

Quel contenu donner au patriotisme économique dans le monde globalisé d’aujourd’hui ? Un monde où la géopolitique et l’économie connaissent déjà des bouleversements déterminants, où le marché pétrolier est en pleine transformation et où la contrainte climatique va conduire à limiter la production des énergies fossiles. Quelle indépendance peut encore procurer le modèle du patriotisme de première génération face à ces nouveaux risques ? Faut-il par exemple continuer à se préoccuper de la préservation de ces ressources naturelles pour les générations futures ? Faut-il craindre une obsolescence des hydrocarbures ? Faut-il chercher à se positionner pour rester dans le « carré » des vendeurs compétitifs d’hydrocarbures ? De grands pays tels la Chine, la Russie, le Mexique connus pour leur patriotisme économique prononcé ont réalisé avec profit de profondes réformes de leur secteur de l’énergie. Les riches monarchies du Golfe, gros bénéficiaires de la rente pétrolière, affichent un volontarisme moderniste pour diversifier leurs économies. Comment se situer après les inévitables conséquences futures sur le marché mondial de l’énergie suite à la guerre Russie – Ukraine[34] ? L’Algérie, pays quasi-mono exportateur d’hydrocarbures, ne peut demeurer en marge de cette dynamique. Contrairement à certaines apparences, elle est, aujourd’hui, en meilleure position qu’auparavant. Elle a accumulé une riche expérience dans la mise en place d’une importante infrastructure énergétique. Elle forme, chaque année des milliers d’ingénieurs et autres cadres qui restent malheureusement insuffisamment valorisés jusqu’ici. Elle jouit d’une proximité de marchés qui resteront demandeurs d’hydrocarbures (Union européenne, Afrique, Maghreb) et de produits à haute valeur ajoutée comme ceux de la pétrochimie. Elle pourrait tirer des leçons de ses échecs. Dans la transition énergétique complexe et difficile qui s’annonce, ces facteurs peuvent se transformer en atouts si le pays réussit à jouer de ses avantages comparatifs. C’est une opportunité historique pour faire évoluer sa démarche économique, jadis qualifiée de « volontariste » et souvent critiquée, vers des options plus sophistiquées qui s’investissent dans le « software », celui de la formation, de la R&D, des nouvelles technologies de l’information, des outils du numériques, de l’intelligence artificielle et des EnR, des investissements rentables de l’avenir. Dans ce grand projet, l’État a un rôle à déterminant. Il doit, entre autres, orienter Sonatrach et les partenaires étrangers à négocier des plans de sous-traitance afin d’intégrer les sociétés publiques et privées, les start-ups et les universités dans leurs programmes de développement.

En quoi un débat sur les fondements d’une nouvelle vision du « patriotisme pétrolier » serait-il antinomique des intérêts nationaux ? Au contraire, il offrirait une occasion de mieux mobiliser de plus larges pans de la population pour relever ce nouveau défi énergétique et écologique.


Encadré 2. Quelques données sur les hydrocarbures en algérie

– Production totale d’hydrocarbures : 185,2 Millions de tep en 2021 contre 176 Millions de tep en 2020.

– Production de pétrole brut de 46,6 Millions de Tonnes dont 40 % avec des partenaires étrangers.

– Production de condensat : 8,2 Millions de Tonnes.

– Production de GPL : 7,6 Millions de Tonnes (butane, propane).

– Nombre de contrats de recherche : 57 dont 49 en effort propre et 8 en partenariat, totalisant une superficie de 346 957 km2.

– Production de gaz naturel commercialisé : 88,1 Milliards de m3 (Gm3). Un net redressement a été opéré en 2021 avec une production commerciale de l’ordre de 100 Gm3 et des exportations de 55 Gm3.

– Nombre de puits d’exploration forés : 80 puits dont 71 en effort propre

– Nombre de forages de développement : 185 puits dont 155 en effort propre.

– Nombre de découvertes d’hydrocarbure : 19 dont une (01) en association. Ces découvertes consistent en 07 découvertes d’huile, 08 découvertes de gaz à condensat et 04 découvertes de gaz.

– Investissements : 7,3 Milliards US$ (1,7 Milliards US$ en partenariat) dont 90 % dans l’exploration-Production (35).

– Les réserves prouvées de pétrole s’élèvent à près de 12 milliards de barils soit environ 1 % des réserves mondiales et le ratio réserves par rapport à la production est de 22 ans.

– En 2020, la production totale des hydrocarbures commercialisés a reculé de 8 % à 142 millions de TEP (dont 40,9 MTEP pour le pétrole avec des exportations de 82 millions de TEP et une consommation interne de près de 60 millions de TEP.

– Les hydrocarbures concourent pour près de 25 % du PIB, 40 % des recettes du budget et 94 % des exportations totales (36).

Sources : Sonatrach, Rapport annuel de 2020 ; Déclaration presse du vice-président planification Sonatrach, janvier 2022, Middle East Economic Survey, janvier 2022 ; El Watan, 01. 02. 2022.

Notes :

[1] Le sujet du gaz naturel en Algérie fait l’objet d’un traitement plus spécifique dans un autre ouvrage à paraitre prochainement.

[2] Certains Think Tanks conseillent aux pays producteurs tels l’Algérie, l’Arabie Saoudite ou le Nigéria d’éviter les hydrocarbures et d’orienter plutôt leurs capitaux vers des industries plus résilientes à la transition énergétique. Pour eux, ces investissements ne seraient pas profitables si l’objectif de contenir le réchauffement climatique à moins de 2°C est confirmé. Haytayan, L.et al. (2021) ; Kwasi, S., Cilliers, J. (2020).

[3] Voir l’ouvrage de S. Boussena et C. Locatelli (2022), Les producteurs face l’obsolescence annoncée du pétrole, Editions Campus ouvert. 2022.

[4] Nous utilisons la notion, de « patriotisme pétrolier » au lieu de celle « nationalisme pétrolier », plus fréquemment utilisée dans la littérature pétrolière anglo-saxonne. L’idée est de mettre l’accent sur la priorité donnée à la préservation de la souveraineté nationale via une appropriation et un contrôle direct de l’État sur les réserves d’hydrocarbures.

[5] Dont les deux gisements géants, Hassi Messaoud (pétrole brut) et Hassi R’mel (gaz naturel).

[6] L’indépendance de l’Algérie devenant imminente, pour assurer ses intérêts stratégiques et énergétiques, la France, en 1957, a voulu séparer la moitié saharienne du territoire (où se trouvent les gisements de Hassi Messaoud et Hassi R’mel) en créant l’OCRS, l’Organisation commune des régions sahariennes.

[7] Des filiales mixtes : Alfor, Algeo, Altra, Aldim…

[8] Un gisement géant dont le réservoir est d’une grande complexité. Malgré les programmes pour augmenter la pression par l’injection de gaz et d’eau, le taux de récupération finale d’huile est estimé à 25 %. Il est le premier candidat des gisements dont la productivité pourrait être améliorée grâce à de meilleures expertises.

[9] Qui a la particularité de produire du gaz naturel très « humide » dont on peut extraire de grosses quantités de liquides (condensats, butane et propane) plus faciles à commercialiser.

[10] Le seul document public explicitant ce projet est un dossier élaboré avec Bechtel et DNM et destiné aux banques internationales afin d’obtenir son financement. On ne trouve, en effet, aucun autre document de Sonatrach ou des ministères concernés (Energie et Plan) reproduisant ce plan.

[11] En 1980, à la suite d’une controverse politique concernant le plus gros contrat d’exportation de GNL avec la compagnie américaine gazière El Paso, la politique des hydrocarbures fera l’objet des résolutions du Comité central du FLN et de l’Assemblée Nationale. Le CC du FLN demandera aussi de préserver des « réserves stratégiques » pour assurer la couverture des besoins énergétiques des futures générations sur une période (glissante) de 30 ans.

[12] Les emprunts étaient adossés au taux d’intérêt variable du LIBOR (plus un fee) vont s’envoler dans la période qui suit.

[13] Le marché du GNL ne connaitra un essor sur le plan mondial que beaucoup plus tard.

[14] Le niveau des exportations atteindra plus de 60 Gm3 par an en 2008 pour retomber (pour des raisons diverses) entre 45 et 50 Gm3 depuis 2019.

[15] Le ratio R/P (volume des réserves prouvées par rapport au volume de la production annuelle, P donne le nombre d’années restant à produire au même niveau. Durant cette période, il baisse alors de 30 ans à 23 ans.

[16] Dans le PSC, le partenaire étranger supporte le risque minier et financier de l’exploration. En cas de découverte, un mécanisme de partage de la production d’hydrocarbures est mis en place entre les partenaires. Le partenaire étranger peut alors récupérer, en priorité, les dépenses d’investissement et d’exploitation, soit le cost oil. Le reste de la production, appelé profit oil, est réparti entre les deux partenaires au prorata contractuellement préétabli. Ce système permet, entre autres, de réduire les contacts du partenaire étranger avec l’administration fiscale, la Sonatrach payant les impôts pour leur compte.

[17] Il était question, dans une version 02 (informelle mais largement distribuée), d’une privatisation partielle du capital de Sonatrach. La mesure jugée irréaliste sur le plan politique, la proposition est vite abandonnée.

[18] La législation concernant les hydrocarbures en Algérie est disponible sur le site du ministère de l’énergie : http://www.energy.gov.dz

[19] L’ALNAFT est responsable des appels d’offre et de l’approbation des plans de développement des gisements. L’ARH est notamment en charge de la régulation des tarifs, dont ceux du gaz naturel, de l’attribution des concessions de pipelines et de leurs tarifs de transport.

[20] « Algeria Starts Key Gas Booster Project ». Middle East Economic Survey, vol. 64, n°6, 12 février 2021.

[21] À propos du mouvement dit « Hirak », inédit dans l’histoire de l’Algérie, voir l’analyse du Prof. Ahmed Mahiou : « Les singularités du Hirak algérien » à paraitre prochainement in : Les Mélanges en l’honneur de Philippe Bras. Nadji Safir (2020), « Algérie : crise du système politique, émergence du ‘hirak’, fin de cycles historiques et perspectives », Maghreb Machrek, n° 244.

[22] Voir les commentaires sur la fiscalité et les contrats concernant cette loi dans l’article du Prof. Ali Bencheneb (octobre 2019/ septembre 2021).

[23] La loi introduit une importante réduction des trois principales taxes sur la production des hydrocarbures, à savoir la redevance, l’impôt sur les revenus pétroliers (IRH) et l’impôt sur le résultat (IR).

[24] Le premier contrat d’hydrocarbures en application de la loi de 2019 entre Sonatrach et ENI (Italie) a été signé le 14 décembre 2021. Il porte sur une zone du bassin de Berkine (sud-ouest du pays).

[25] Voir encadré 1, à propos de l’opportunité d’exploiter les hydrocarbures de schiste

[26] Stranded assets ou « actifs échoués » (bloqués) car devenant sans valeur marchande et sans usage.

[27] Ali Hached. Ancien Vice-Président de Sonatrach. El Watan. 15. 04. 2021.

[28] Contribution Prévue Déterminée au niveau National. CPDN – ALGERIE. Pour la COP21. Septembre 2015.

[29] « Le volet atténuation des gaz à effet de serre de la contribution de l’Algérie porte sur les trois gaz les plus importants en termes d’émission : le gaz carbonique (CO2), le méthane (CH4) et l’oxyde nitreux (N20) ». Contribution Prévue Déterminée au niveau National. CPDN – ALGERIE. Septembre 2015.

[30] Avec le potentiel de production d’électricité solaire et l’infrastructure de transport et d’exportation de gaz naturel dont elle dispose, l’Algérie pourrait devenir un producteur d’hydrogène « vert » à bas prix et se positionner sur ce marché appelé semble-t-il à se développer grandement dans les décennies à venir. « Étude exploratoire sur le potentiel du Power-to-X (hydrogène vert) pour l’Algérie ». Auteurs : Dr. Stefan Drenkard, Dr. Atom Mirakyan; Tractebel /Engie. Partenariat Énergétique Algéro-Allemand. Deutsche Gesellschaft für internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH.

[31] La règle des 51/49 pour le partenariat avec des investisseurs étrangers est dorénavant supprimée sauf pour les secteurs stratégiques dont justement selon la loi de finance complémentaire de 2020 (article 49) les hydrocarbures font partie. La Sonatrach doit donc, systématiquement, avoir une part majoritaire dans tout projet de développement d’un gisement découvert (même seul) par un partenaire étranger. Cette règle est généralement peu appréciée par les opérateurs étrangers. Censée garantir la souveraineté sur les ressources d’hydrocarbures, sa pratique peut dans certaines circonstances avoir des effets pervers. D’abord pour Sonatrach, tenue d’affecter systématiquement ses moyens (déjà insuffisants) à d’autres projets que ceux qu’elle avait prévus dans son propre programme de E&P. Ensuite, il y a un risque de limiter l’effort national global de l’exploration-production à la capacité d’association de Sonatrach (à hauteur de 51 %) dans chaque projet de production d’hydrocarbures.

[32] Hasni, T et al. (2021). R. Malek et N. Zouiouèche. Org.Friedrich Ebert-Stiftung. 2021.

[33] Par exemple le Collectif de réflexion de jeunes cadres NABNI. (Notre Algérie Bâtie sur de Nouvelles Idées) ou l’Association « Club Energy » qui regroupe des anciens cadres du secteur de l’énergie.

[34] Cet article a été rédigé avant cette guerre.

[35] Sonatrach. Rapport Annuel et rapport financier 2020, Sonatrach Spa. Les résultats de 2019 sont plus significatifs des capacités de Sonatrach que ceux de 2020 à cause de la crise du covid-19.

[36] Algérie. Note de conjoncture. Traverser la pandémie de Covid-19, engager les réformes structurelles. Groupe Banque Mondiale, automne 2020, p.17.