La relance de l’exploration à laquelle Sonatrach veut consacrer 2 milliards de dollars par an entre 2011 et 2015 ne donnera pas de grands fruits avant la fin de la décennie. Le développement de nouveaux gisements de pétrole et de gaz découverts les dernières années devient pressant.
Il accapare la part du lion dans la feuille de route de 50 milliards de dollars de la compagnie nationale au cours des cinq prochaines années. Revue des projets.
Bien que son image soit ternie par un scandale sans précédent dans l’histoire économique du pays, Sonatrach veut tourner la page. La première entreprise du Maghreb cherche à rebondir dès 2011. En effet, son plan de développement 2011-2015 réserve 70% de ses investissements à l’amont », a confié un responsable de Sonatrach. Soit plus de 30 milliards sur une enveloppe globale de 50 milliards de dollars.
Elle compte intensifier ses efforts d’exploration : « Nous allons doubler nos investissements dans l’exploration au cours des trois prochaines années », avait annoncé en septembre dernier Noureddine Cherouati, le PDG de Sonatrach. Il s’agit dans cette feuille de route de ramener à 2 milliards de dollars par an les investissements en matière d’exploration. Ceci afin de faire face à l’essoufflement des gisements de gaz et de renouveler ses réserves d’hydrocarbures à la fois pour les besoins locaux à moyen long terme et ses engagements à l’exportation.
La part du lion aux gisements gaziers
La part de lion dans ce nouveau programme est affectée au développement de nouveaux gisements de pétrole et de gaz. Il s’agit, tout d’abord, de développer les nouveaux gisements de gaz du sud ouest. Les projets les plus avancés dans le Touat et le Gourara sont en partenariat respectivement avec Gaz de France, Total et Cepsa. Leur mise en service est prévue en 2013-2014. Le gisement de l’Ahnet, en association avec Total, lui, entrera en production en 2015. Nouveauté, Alnaft, l’agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures, s’apprête à accorder son feu vert au développement en partenariat, avec Repsol, du gisement de Reggane nord dont le niveau d’extraction serait de 2 milliards de mètres cubes par an.
Ces quatre gisements du sud ouest inclus, devraient produire au total 12 milliards de mètres cubes de gaz par an. En attendant la mise en service des gisements de Ba Hamou en association avec BG et Hassi Mouina avec Statoil, dont le feu vert pour leur développement n’est pas encore accordé. Le sud-est, avec un plus grand potentiel, ne sera pas en reste. Il est attendu au cours de la période la fin des travaux de développement des champs de Rhourde Nouss- Gassi Touil dont l’objectif est de produire au total 6 milliards de mètres cubes/an de gaz. Ces quantités sont destinées à alimenter le nouveau train de GNL d’Arzew.
A l’issue d’un tel programme Sonatrach pourrait voir sa capacité de production en partenariat croitre de 20 à 30 milliards de mètres cubes par an, si la production de plateau du gisement géant de Hassi R’mel est maintenue. Ce renfort ne sera pas négligeable en termes de revenus dans un contexte de marché pressenti beaucoup plus favorable à l’échéance de 2014 – 2015, celui de l’éclatement de la bulle gazière qui scotche actuellement le prix du million de BTU à moins de 5 dollars sur le marché spot.
Le gisement d’El Merk pour tirer la production de pétrole
Dans l’amont pétrolier, la pression sur les réserves semble beaucoup moindre. L’objectif des autorités du secteur n’est plus de rechercher des niveaux de production de brut dépassant les 1,5 milliard de barils/jour. La croissance de la production sera tirée par le développement de projets en partenariat. Le plus grand projet à ce jour est incontestablement le développement du pole pétrolier d’El Merk d’une capacité de production de 108 .000 barils/jour principalement avec l’américain Anadarko.
De moindre importance mais néanmoins non négligeable, les gisements de brut de Touggourt, de la Zone de Ledjmet (dans deux périmètres situés dans le bassin de Berkine), en partenariat respectivement avec Petrovietnam, Conoco Philips et Eni entreront en production avec un niveau d’extraction de respectivement 35.000 barils/jour et 30.000 barils/jour chacun pour les deux derniers. La croissance de la production de pétrole en partenariat sera d’au moins 200.00 barils/jour à l’issue de la période.
La feuille de route ne prévoit pas des investissements massifs dans l’aval. En effet, l’Algérie n’a pas encore arbitré entre les projets pétrochimiques programmés dans ses plans antérieurs. Une révision du programme pétrochimique est attendue. En revanche, y figurent ses investissements dans la rénovation de ses raffineries : plus de 4 milliards de dollars.
