L’ouvrage de 760 km, le GR5, représente l’un des projets majeurs de Sonatrach durant la période 2010-2014. Les délais sont serrés : il doit être achevé en 2013, à la mise en production des gisements de Touat et de Timimoun situés au sud-ouest, en partenariat respectivement avec Gaz de France et Total. 10 milliards de m3 de gaz naturel y seront transporté dès le début. Si tout se passe bien. Appel d’offres dans trois mois.
L’appel d’offres pour l’EPC, c’est-à-dire l’ingénierie, procurement et construction, portant réalisation du gazoduc GR5 Reliant Reggane à Hassi R’MEL sera lancé fin 2010, voire au plus tard début 2011 par Sonatrach, a appris Maghrebemergent.info de source sûre. D’une longueur de 760 kilomètres et d’une capacité prévisionnelle de 12 milliards de mètres cubes/an de gaz, suivant les premières études, pouvant passer au double dans une seconde phase, il acheminera les quantités de gaz provenant des nouveaux gisements découverts sud ouest : Touat, Timimoun, Hassi Mouina, Hassi Ba Hammou.
D’ores et déjà, le géant américain Bechtel et l’italien Saipem sont à l’affut. Le contrat pourrait s’élever à plusieurs milliards de dollars. Mais le second risque de payer les frais de l’affaire Sonatrach et de ne pas être retenu. En effet, la société italienne, une filiale de l’Eni, est soupçonnée d’avoir surfacturée la réalisation d’une partie du gazoduc GK3 reliant Hassi R’Mel à El Tarf via Skikda, devant alimenter le projet de gazoduc reliant directement l’Algérie à l’‘Italie via la Sardaigne.
10 milliards de m3 transiteront par le GR5 au début
L’étude d’ingénierie de base du GR5 avait été confiée à Sofregaz en 2009. Elle sera bouclée fin 2010. Le tracé initial ne prévoit pas la collecte des gaz à partir de l’Ahnet ni de Zerafa. Ce qui suppose que Total et Shell doivent confirmer le potentiel des gisements. Ce qui n’est pas le cas des quatre premiers champs. Gaz de France et Total ont obtenu le feu vert d’Alnaft, l’agence qui gère le domaine minier algérien, pour développer les gisements.Concernant Hassi Mouina, Statoil présentera son plan de développement du champ en 2011. Ce sera également le cas de British Gas pour Hassi Ba Hammou.
Les première quantités évacuées par ce pipe devraient se situer à 10 milliards de mètres cubes/an. Les contrats signés avec Gdf et Total, pour rappel, portent sur une production annuelle de 6,1 milliards de mètres : 4,5 milliards de mètres cubes/an pour Touat et 1,6 milliards de mètres cubes /an pour Timimoun. L’arrangement conclu avec Total concernant l’Ahnet porte sur un engagement de production minimale de 4,5 milliards de mètres cubes/an. Il n’est pas prévu, également, dans le tracé initial le projet de Reggane Nord.
L’espagnol Repsol attend depuis plusieurs mois le feu vert d’Alnaft pour développer ce champ de gaz. Toutes ces quantités de gaz sont destinées à l’exportation. Elles sont appelées à compenser l’essoufflement du champ super géant de Hassi R’mel et des anciens champs Alrar , Stah , Hamra , situés au sud est. L’infrastructure est d’une importance capitale pour la région. Outre le développement de nouveaux gisements au sud ouest, la présence d’un pipe permettrait d’atténuer les risques liées à l’exploration dans ces zones et de favoriser, le développement des recherches d’hydrocarbures dans la région.
A la recherche de gaz additionnel dans le sud ouest
Mais pour l’heure, c’est la déception chez les compagnies pétrolières présentes au sud ouest : les ressources sont plus modestes que prévues. Elles sont d’ailleurs difficiles d’accès. Une partie correspond à du tight gas, un gaz non conventionnel dont l’extraction nécessite davantage de puits de production et partant davantage d’investissements.« On ne découvre que de petits gisements d’une taille d’un tcf, environ de 20 milliards de mètres cubes de réserves, difficilement rentable. », lance un représentant de Shell Algérie.
Mais Total ne désespère pas. Forte de son expérience de recherche et de production de gaz non conventionnels accumulée ailleurs dans le monde, elle a proposé à Sonatrach les techniques et les idées pour développer le potentiel de gaz non conventionnel du sud ouest. Sonatrach reste prudente. Tant que les prix du pétrole ne sont pas très élevés, elle n’investira pas en masse dans le gaz non conventionnel. Question de cout. Telle était tout au moins l’intention de la direction intérimaire de la compagnie pétrolière nationale. Qu’en pensent les nouveaux dirigeants du secteur de l’énergie ? On en saura davantage quand la stratégie de la compagnie sera plus affinée. Sans doute après le jugement de l’affaire Sonatrach.
