Par Khaled Remouche
Le défi à relever à court et moyen termes de Sonatrach est d’augmenter notamment sa production de pétrole pour réaliser son quota Opep. Cela suppose la mise en service dans des délais rapides de nouveaux gisements et l’achèvement des phases de développement de champs déjà exploités au sud-est du pays.
Sonatrach peut se frotter les mains. Au cours des sept premiers mois de l’année en cours, les prix du baril ont dépassé en moyenne les 100 dollars. Si cette tendance de hausse des prix se maintient, Sonatrach pourrait engranger 50 milliards de dollars en 2022. Il faut remonter à plusieurs années pour constater un meilleur résultat en termes d’entrées en devises. Cette situation lui permettra d’améliorer ses fonds propres et de financer plusieurs projets de développement de gisements. Ce qui n’aurait pas été le cas si les prix du pétrole étaient en baisse. Mais la question est de savoir si Sonatrach profite pleinement de cette flambée des prix du pétrole ? Son PDG a reconnu devant les médias, au cours d’une conférence de presse tenue le 30 juin dernier, que Sonatrach était près d’atteindre le million de barils/jour alors que son quota dépassait ce niveau de plus de 20 000 barils/jour. Son quota Opep, en effet, était de 1,013 000 million barils/jour en mai, 1,023 000 en juin, 1,039 000 en juillet et 1,055 000 en août. Les quelques dizaines de milliers de barils/jour que Sonatrach n’a pu produire représentent 1 à 3 millions de dollars/jour, environ 100 millions à 200 millions de dollars minimum de moins sur un trimestre. Calculez la moins-value sur un an. Le déclin de la production des gisements du bassin de Berkine, notamment HBNS, Ourhoud, Bir Rebaa, Rod, est en bonne partie responsable de cette baisse de production. Il convient de rappeler que Sonatrach produisait 1,4 million de barils/jour en 2008, 1,2 million de barils/jour en 2013. Plus récemment, en 2016, la compagnie pétrolière nationale parvenait à produire 1,1 million de barils/jour. Sonatrach a néanmoins des atouts pour augmenter sa production. A très court terme, cela semble plus difficile. Mais à moyen terme, Sonatrach aura les moyens d’inverser la tendance. Le développement en particulier des gisements de Touggourt, de Zemoul El Arbi, Sif Fatima et Ourhoud, du sud de Berkine avec ENI, la poursuite du développement des gisements d’HBNS et d’El Merk, l’achèvement des phases de développement de MLN et Bir Sbaa contribueront notamment à cette hausse de production. Mais est-ce que cette hausse de production interviendra en période de flambée ou non des prix du pétrole ? La signature de contrats avec d’autres partenaires tels que Oxy, Total et ENI pourra également contribuer à moyen terme à cette hausse de production. La nouvelle loi sur les hydrocarbures permet, en effet, à Sonatrach de signer seule des contrats avec des partenaires étrangers sans passer par Alnaft. Cette agence a pour prérogatives de valider en dernier lieu les contrats. Le lancement de l’appel d’offres par Alnaft en matière d’exploration et de développement, annoncé prochainement par le ministre de l’Energie, pourrait également aider à relever ce challenge si l’offre de périmètres est attractive pour les partenaires étrangers. Le chantier aussi déterminant réside dans la hausse de la production et l’amélioration du taux de récupération des gisements de pétrole exploités depuis une décennie au moins. Cela demande de la technologie et beaucoup d’argent. Mais des partenaires pourraient être intéressés si leur gain est mis en rapport avec celui de la production tirée de l’amélioration du taux de récupération. A une échéance plus lointaine, les ressources en pétrole de schiste pourraient être exploitées. L’ancien PDG de Sonatrach, feu Nazim Zouiouèche, indiquait que notre pays recèle des ressources importantes de ces hydrocarbures non conventionnels. n
