Question 1 :

Quel a été l'impact du Covid-19 (et du krach pétrolier) sur le secteur amont algérien ?

Les impacts ont d’abord entrainé des restrictions de déplacement du personnel et l’acheminement du matériel au début de la pandémie, d’où un certain retard dans l’avancement des projets en cours de réalisation, et la nécessité de s’adapter au fur et à mesure.

L’autre impact découle de la réduction de la production du pétrole brut, en conformité avec l’accord conclu par l’OPEP et ses partenaires. Cet accord est intervenu suite à la propagation de l’épidémie qui a entrainé un effondrement de la demande pétrolière d’environ 30% en avril 2020 au moment où le marché était déjà déséquilibré, engendrant une baisse sans précédent des prix de pétrole de l’ordre de 60% mi-mai par rapport à début mars 2020.

L’impact prix et réduction de la production nous a amené automatiquement à demander à Sonatrach de restructurer ses prévisions d’investissement pour 2020 et 2021, en réduisant d’abord les couts de production et en reportant les projets non prioritaires.  

Question 2 :

Comment l'Algérie prévoit-elle d'attirer de nouveaux investissements dans son secteur amont à l'époque difficile de la Covid-19, marquée par une moindre disponibilité des capitaux ?

Malgré le contexte difficile, caractérisé par une baisse de la demande et d’un faible niveau de prix, l’Algérie dispose d’atouts majeurs qui continuent à intéresser les acteurs de la scène énergétique internationale.

Ainsi, ALNAFT et SONATRACH tiennent régulièrement, même en ces temps difficiles dus à la COVID-19, des réunions avec des compagnies pétrolières et gazières pour discuter et identifier des opportunités d’investissement, contribuant au développement de nos ressources hydrocarbures.

Je rappelle que l’Algérie qui dispose d’un très grand potentiel en gaz tant conventionnel que non conventionnel, conjugué aux infrastructures gazières très développées, ne peut être qu’une destination recherchée par les investisseurs, d’autant plus les dernières tendances prévisionnelles sur l’évolution du mix énergétique mondial montrent que la consommation de gaz augmentera de moitié d’ici à 2050.

C’est dans ce but qu’une nouvelle loi pétrolière a été adoptée dès la fin 2019, et ses textes d’application bientôt finalisés.

Question 3 :

Quand les textes d'application de la nouvelle loi sur les hydrocarbures seront-ils prêts et qu'est-ce qui les rendra attractifs pour les investisseurs étrangers ?

L’élaboration des textes d’application est bien avancée, 75% ont déjà été finalisés et transmis au gouvernement où ils sont en cours d’examen. Nous travaillons pour finaliser rapidement les 25% restants. Les textes d’application de la nouvelle loi vont venir préciser et clarifier les mesures d’attractivité déjà prévues par la loi en matière de fiscalité et de termes contractuels.

Question 4 :

Organiserez-vous un cycle d'octroi de licences dans le cadre de la loi sur le pétrole ?

Sous l’angle de la préparation et de la disponibilité, techniquement parlant, les conditions permettent d’organiser, dans très peu de temps, le prochain appel à la concurrence (ou appel d’offres), pour l’octroi de projets ou de conclusion de contrats dans le cadre des opportunités qui s’offrent dans les domaines de la recherche et de l’exploitation des hydrocarbures.

Paramètres qui montrent cette disponibilité, du point de vue technique :

• L’étendue du domaine minier national des hydrocarbures, qui s’étale sur plus de 1,7 millions de km², et les ressources qu’il recèle, dont la plus grande partie reste sous explorées, offre une multitude d’opportunités, autant de recherche que de développement.
• Le cadre légal, déjà instauré à travers la promulgation de la loi N°19-13, régissant les activités des hydrocarbures, offre suffisamment d’incitations aux investisseurs, comparé aux dispositions de la loi l’ayant précédée.
• Les textes d’application sont en cours de finalisation.
• Les périmètres constitués de blocs comprenant des prospects confirmés et/ou des découvertes non développées, ayant un potentiel attractif, sont identifiés.
• L’état de connaissance du potentiel de notre domaine minier national connaît une très grande amélioration et ce grâce à la réalisation d’un programme d’actions, lancé ces dernières années et comprenant des travaux de prospection (notamment G&G, sismique et forages stratigraphiques) et un programme complémentaire d’études, lancé par l’Agence nationale ALNAFT, pour l’évaluation du potentiel en hydrocarbures des bassins du domaine minier national des hydrocarbures.

Le lancement d’un appel d’offres est tributaire d’au moins trois paramètres majeurs, à savoir :

• La stratégie des compagnies pétrolières,
• La situation et les conditions du marché pétrolier,

L’évolution de la pandémie du COVID-19

Question 5

Que fait-on pour améliorer le climat des affaires et lutter contre la bureaucratie ?

Nous sommes parfaitement conscients qu’il ne suffit pas effectivement de modifier la règlementation pétrolière pour rendre le pays attractif, et c’est pour cela que nous avons engagé un autre chantier tout aussi important au niveau de toutes les structures intermédiaires concernées du Ministère de l’Energie, de la Sonatrach, et des agences nationales ALNAFT et ARH, un processus d’amélioration des procédures et de la qualité de nos prestations et actions.

Il y a lieu également de souligner que la nouvelle loi (19-13) régissant les activités d’hydrocarbures, apporte plusieurs mesures incitatives, notamment en matière d’allègement de la fiscalité et de certaines procédures, dans le but justement, d’accélérer la relance de l’activité et de l’investissement sur le domaine minier algérien des hydrocarbures. Parmi les nouvelles dispositions légales introduites par la nouvelle loi 19-13 régissant les activités d’hydrocarbures, particulièrement :

• Un nouveau cadre contractuel avec trois types de contrat d’hydrocarbures adaptés à différents types de projets (le contrat de participation, le contrat de partage de production et le contrat de service à risques),
• Un système fiscal simple,
• L’introduction de plus de flexibilité dans la conduite des opérations pétrolières.

Aussi, dans la politique de communication et d’échanges d’informations, l’organisation, de façon continue de réunions d’écoute et de journées d’informations en direction des compagnies pétrolières est adopté. Cette action s’inscrit dans le cadre d’une démarche de concertation et d’échanges pour cerner les attentes, lever les contraintes et assurer les investisseurs de notre entière disposition à les assister dans toutes les étapes que requiert un projet de recherche et d’exploitation des hydrocarbures.

Question 6 :

Quels types d'ajouts de capacité dans le domaine du gaz et du pétrole prévoyez-vous à court terme ?

La Sonatrach dispose d’un bon portefeuille de projets dont certains devraient produire dès 2021 et d’autres plus tard notamment en partenariat avec des Compagnies internationales. On peut citer :

• La mise en service à partir de fin 2020 et au cours de l’année 2021 de nouvelles capacités de production de gaz et d’huile à travers la réception des projets de développement de 3 gisements de gaz (Tinhert, Périphérie Gassi Touil et projet boosting de gaz à Hassi R’Mel) et d’un nouveau gisement d’huile (Hassi Bir Rekaiz).
• Un apport additionnel (forage et projets) autour de 8 Millions TEP est attendu en 2021 permettant de compenser le déclin des gisements et d’augmenter la production.

Question 7 :

Qu'a fait la Sonatrach pour maximiser ses revenus au cours des derniers mois, compte tenu notamment de la baisse de la production de pétrole et de la demande de gaz ?

Le marché a connu une baisse de la demande et une forte baisse des prix. Sonatrach a pu placer ses produits grâce à une bonne répartition entre la commercialisation à travers les contrats et les ventes Spot. Les complexes GNL, la flotte de navires, les stockages au nord et au sud du pays ainsi que les 03 gazoducs qui nous lient à l’Europe nous assurent une flexibilité pour réduire les impacts des fluctuations des prix.

Question 8 :

Les exportations de gaz ont considérablement diminué cette année. Avez-vous délibérément réduit la production des gisements pour éviter de vendre ou de concurrencer à des prix aussi bas ?

Nos exportations par gazoduc ont effectivement baissé par rapport à 2019 mais les ventes GNL ont compensé une bonne partie. Et pour ce faire le prix devrait refléter les couts de production et toutes les charges liées à sa commercialisation dont le transport et la liquéfaction. Une baisse des prix conjoncturelle induite par des circonstances particulières (COVID-19) ne reflète pas la réalité du marché.

Question 9 :

Avez-vous renégocié des contrats de fourniture de gaz autres qu'avec Naturgy cette année ?

Sonatrach discute régulièrement avec tous ses clients sur les évolutions du marché sur des bases Win-Win. Comme vous le savez, le GN/GNL algérien continue à être commercialisé principalement sur une base contractuelle et tous les contrats moyens et long termes prévoient des révisions périodiques des clauses notamment relatives aux prix. De ce fait, c’est une négociation et un dialogue continue avec les clients.

Question 10 :

Que faites-vous pour réduire le torchage du gaz et prévenir les fuites de méthane ?

Plusieurs projets ont été réalisés ou en phase de réalisation au niveau du gisement d’huile de Hassi Messaoud pour sécuriser les installations et réduire le torchage de gaz associé au niveau de ce gisement et sa périphérie, principalement les projets de compression de gaz, de revamping des installations et d’extension des unités de traitement.

D’autres projets de récupération de gaz torchés sont inscrits au niveau d’autres gisements tels que Tiguentourine, In Aménas et Ohanet.

Un programme de fiabilisation des deux complexes GNL à Arzew a été lancé, permettant de sécuriser les complexes et réduire le torchage de gaz.

Question 11 :

Pourriez-vous nous parler de votre secteur du raffinage et de vos projets futurs dans ce domaine ? (Raffinerie Hassi Messaoud, raffinerie d'Augusta, etc.)

Le raffinage est un segment très important pour Sonatrach qui dispose d’un patrimoine constitué de six raffineries dont 5 raffineries de traitement de pétrole brut et une sixième raffinerie pour le traitement de condensat.

La capacité totale de ces raffineries est de de 30 millions de tonnes par an pour produire principalement des carburants pour le marché national. Pour satisfaire la demande du marché national en carburants, Sonatrach a lancé un projet de réalisation d’une nouvelle raffinerie à Hassi Messaoud avec une capacité de traitement annuelle de 5 MTA. Le projet est en cours d’exécution. 

A l’international, Sonatrach détient une raffinerie à Augusta en Italie d’une capacité de traitement de 10 MTA.

Question 12 :

Quels sont vos projets pour l'industrie pétrochimique ? Par exemple, il était prévu de construire une usine pétrochimique de 1,4 milliard de dollars avec Total.

SONATRACH, à travers son programme de développement de la pétrochimie, a arrêté un ensemble de projets créateurs de valeur ajoutée, visant à valoriser les matières premières disponibles en produits pétrochimiques finis pour créer un tissu de PME/PMI de transformation qui contribueront à réduire les importations de ces produits pétrochimiques, allant même à leur exportation.

Il est prévu ainsi la réalisation ;

• D’un complexe de déshydrogénation du propane et de production de 550 KTA de polypropylène (PDH-PP), en partenariat, implémenté au niveau de la zone industrielle d’Arzew. Ce projet est actuellement en phase d’élaboration des études d’engineering.
• D’une unité de production de 200 KTA de Méthyl Tert-Butyl Ether (MTBE), en effort propre, implémenté au niveau de la zone industrielle d’Arzew dont les études d’engineering sont achevées et la phase de sélection du contractant EPC est lancée.
• D’un Complexe de production de 100 KTA de LAB (Linéaire Alkyl Benzène), en effort propre, implémenté au niveau de la zone industrielle de Skikda dont les études d’engineering sont lancées.
• A l’international et en partenariat en Turquie, il y a un autre complexe pétrochimique de production de production de polypropylène dont les études d’engineering sont en phase de finalisation.

Ce programme de développement n’est cependant pas figé, et est appelé à s’inscrire dans un plan directeur en cours de maturation pour tenir compte de tous les facteurs internes et externes dans ce domaine (ressources, besoins du marché national, marché international, et technologies).