CRISE A SONATRACH

Publié le par sonatrach

La crise et la difficulté à trouver des partenaires pourraient amener Sonatrach à redimensionner son ambitieux programme pétrochimique de 30 milliards de dollars.

 

Mohamed Meziane, PDG de Sonatrach : « Certains de ces projets risquent d’être annulés. »

 

Mohamed Meziane, PDG de Sonatrach : « Certains de ces projets risquent d’être annulés. »

 

Par Samir Dali, Alger

 

 

La première phase du programme de développement du pôle pétrochimique de Sonatrach semble bien avancée. Les travaux de deux complexes d’urée et d’ammoniac implantés à Arzew, en partenariat avec, respectivement, l’égyptien Orascom et l’omanais Suhail Bahwane ont démarré. « Le taux de réalisation est de 40% pour le premier projet, de 10% pour le second » a indiqué Abdelhafid Feghouli, vice-président de Sonatrach/aval. L’Espagnol Fertiberia, lui, est sur le point de choisir la société de réalisation d’un troisième complexe d’ammoniac et d’urée programmé à Arzew. Sonatrach ambitionne à travers ces partenariats d’être un acteur important dans le commerce international des engrais et de prendre 5% du marché. Dans les prochaines semaines, la compagnie devrait conclure un accord d’association avec le consortium Almet pour la réalisation d’un complexe de méthanol à Arzew d’une capacité de 1 million de tonnes par an. Ce groupement est composé de la Koweitienne Qurain, de l’Allemande Lurgi, du Japonais Mitsui, de PPSL (Trinidad) et de la société algérienne Sotraco. Des négociations sont toujours en cours, par ailleurs, avec le français Total pour la conclusion d’un arrangement similaire pourtant sur la réalisation d’un complexe de vapocraquage d’éthane, d’un coût de 3 milliards de dollars, destiné à produire à Arzew du polyéthylène et de l’éthylène et ciblant essentiellement les marchés extérieurs. Ces cinq installations portent sur des produits de première génération : ammoniac, urée, méthanol.

 

Ce programme de réhabilitation des raffineries en exploitation et de réalisation de nouvelles raffineries, permet à Sonatrach de briguer la place de premier raffineur en Afrique.

 

 

 

La raffinerie de Tiaret, pièce maitresse du plan

 

Le projet le plus important pour Sonatrach reste incontestablement la raffinerie de Tiaret, d’une capacité 15 millions de tonnes/an. Elle est la pièce maîtresse du plan de développement de la capacité de raffinage qui sera portée de 21 millions de tonnes/an aujourd’hui à 50 millions de tonnes/an à l’horizon 2012-2013.


Ce programme de réhabilitation des raffineries en exploitation et de réalisation de nouvelles raffineries, permet à Sonatrach de briguer la place de premier raffineur en Afrique.

 

La seconde phase de ce programme pétrochimique, entamée en 2005 d’un coût global de 30 milliards de dollars, porte sur des produits de seconde, troisième et quatrième génération.

 

Sonatrach a choisi la société de consulting Mac Kinsey pour effectuer les études de faisabilité économique de cinq autres projets : un complexe intégré de craquage catalylitique du fuel-oil à Skikda de 4 millions de tonnes/an, destiné à valoriser les quantités de fuel-oil de la raffinerie de Skikda, un projet intégré de deshydrogénation du propane à Arzew pour la production de propylène, un complexe intégré de production d’acide téréphtalique et de polyéthylène, un complexe intégré de production de Linear alkyl Benzène d’une capacité de 75 000 tonnes/an pour les besoins de l’industrie des détergents et un complexe intégré de production d’oléfines à Skikda.


La compagnie pétrolière nationale devra décider, sur la base de ces études, d’engager ces projets au plus tard à la fin de l’année.

 

Des choix contestés

 

« Certains de ces projets risquent d’être annulés » a indiqué Mohamed Meziane, PDG de Sonatrach. En effet, le contexte n’est guère favorable : la crise financière mondiale et ses effets dépriment particulièrement l’activité pétrochimique et n’encouragent pas la réalisation du restant du programme.


En outre, Sonatrach éprouve des difficultés à attirer des partenaires solides pour ces projets. La formule proposée, 65% pour Sonatrach et 35% pour le partenaire étranger serait dissuasive pour les grandes firmes multinationales. En Algérie, des spécialistes contestent les options du ministre de l’Énergie, Chakib Khelil.

 

Pour Mustapha Mekidèche, expert international, certains projets pétrochimiques favorisent le transfert de rente vers l’étranger. Il relève que le gaz est cédé à bas prix pour produire l’urée et l’ammoniac, soit des produits à faible valeur ajoutée.


L’Algérie gagnerait davantage, selon lui, à vendre ce gaz à des prix internationaux à une société européenne associée à Sonatrach qui serait propriétaire ou actionnaire majoritaire de la joint-venture chargée de produire de l’urée et de l’ammoniac sur le vieux continent.


En tout état de cause, ce programme connaît un important retard. Les premiers projets en cours de réalisation sont destinés principalement à l’exportation et contribueront sans nul doute à la diversification des actifs de Sonatrach. Mais il faudra du temps et beaucoup d’efforts pour que de nouvelles installations de production de biens à plus forte valeur ajoutée participent à une plus grande intégration de l’industrie nationale et à l’émergence de Sonatrach en acteur majeur sur la scène pétrochimique mondiale.

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Samira 16/11/2013 21:19

Un front de résistance s’est ouvert entre les experts indépendants et le ministre de l’énergie et des mines
Par Samira Akli

(Y.Mérabet et H.Malti )
Les mensonges de Youcef Youcefi
Il arrive qu’en inhalant du benzène, un sous-produit pétrolier on devient ivre, cela s’appelle ‘l’ivresse pétrolifère’. Ses effets agissent sur le système nerveux, on perd conscience et les
pédales, on ne maitrise plus sa langue, on commence à raconter n’importe quoi en public. Alors qu’on plus de pétrole ou presque pas ? Quant on est VIP borné, on prend nos mensonges pour des
vérités. Le bluff de Youcef Youcefi sur la découverte d’un méga-gisement de pétrole a semée la panique dans les milieux pétroliers ? » Le ministre de l’Energie et des mines vient d’annoncer une
importante découverte d’hydrocarbures liquides non-conventionnels par Sonatrach, dans la région d’Ouargla. Le développement de ce nouveau gisement nécessitera l’utilisation de la fracturation
hydraulique, une technique contestée pour ses effets dévastateurs sur l’environnement et les nappes phréatiques. Youcef Yousfi n’a pas prononcé le mot « schiste », lors de sa visite dans la région
de Hassi Toumiet, située dans le bassin d’Amguid Messaoud où Sonatrach a réalisé une méga-découverte, dont le potentiel d’hydrocarbures a été estimé à 1,3 milliards de barils. Une découverte
qualifiée de « l’une des plus importantes de ces 20 dernières années ». Mais la compagnie pétrolière publique devra utiliser des techniques non-conventionnelles, c’est-à-dire le forage hydraulique,
pour espérer récupérer 50% des réserves de pétrole prouvées, contre 10 à 15% dans le cas de l’utilisation de techniques conventionnelles. Les surcouts induits par la fracturation hydraulique
seront, pour leur part, de l’ordre de 10% des dépenses globales du projet, selon M. Said Sahnoun, vice-président Amont de Sonatrach, qui s’est abstenu d’avancer leur montant.
Rassurer l’opinion publique par des mensonges
A l’exception des échanges d’opinion et avis d’experts par tribunes de presse ou réseaux sociaux interposés, la décision des autorités de passer vers le cap de l’exploitation des hydrocarbures de
schiste n’a pas fait l’objet d’un débat public. A l’image de la plupart des décisions à caractère économique et stratégique prises auparavant par le gouvernement. Pour les autorités, ces annonces
ont pour objectif de « rassurer » l’opinion sur l’existence encore de réserves importantes d’hydrocarbures en Algérie. Des réserves qui continueront à financer les investissements publics et les
transferts sociaux, au moment où des informations de plus en plus alarmistes point en le déclin pétro-gazier. (***)
Falsification des chiffres à des fins politiques
Les inexactitudes et les calculs sur l’avenir du pétrole sont l’objet d’une vraie gruge. En 1985, les pays producteurs réunis au sein de l’OPEP ont pris la décision, jugée fort saine à l’époque,
d’indexer leurs quotas de production de pétrole sur le montant des réserves déclarées par chaque pays membre. Mais des faits étonnent : d’après les données de référence reprises par le groupe
anglais BP dans son rapport 2003 sur l’énergie mondiale, l’Arabie Saoudite est passée, entre 1985 et 1990, de 169 milliards de barils de réserves « prouvées » de pétrole conventionnel à… 258
milliards, soit 50% de plus ! Tous les principaux pays producteurs de l’OPEP sont dans la même situation : Abu Dhabi (30 milliards de barils déclarés en 1985 contre 92 milliards en 1988), Iran (48
milliards en 1985, 92 milliards en 1988), Irak (44 milliards en 1985, 100 milliards en 1988), etc. Le tout sans qu’aucune découverte significative de nouveaux champ pétrolifère n’ait eu lieu dans
ces pays au cours de la période… D’autres supercheries apparaissent chez pays non-OPEP, Triton, la compagnie américaine qui s’est chargée de l’évaluation des ressources du champ pétrolier ‘Cusiana’
a commencé par parler de 3 milliards de barils, une valeur remarquable, qui n’a pas laissé Wall Street indifférente. Triton devait vraiment avoir besoin de l’argent de ses actionnaires, parce que
lorsque BP a démarré l’exploitation de Cusiana, ils sont prudemment redescendus à 1,5 milliards de barils. Et finalement, il y a à peine 800 millions de barils à exploiter.
Si les pays producteurs exagèrent leurs ressources, c’est aussi parce qu’elles permettent d’obtenir plus facilement des prêts bancaires. Les chiffres officiels des réserves pétrolières, sont loin
d’être des données purement scientifiques. C’est le reflet d’un patrimoine financier que les États valorisent ou déprécient selon leur intérêt du moment. L’ensemble de ces sources d’exagérations
contribuent à faire croire que le ‘Pic pétrolier’, et la flambée qu’il entraînera sur les prix, n’arrivera pas avant après-demain. La réalité pourrait être tout autre ; le Pic pétrolier est bien
derrière nous. Alors que nous experts indépendants prévoyons une chute de la production pétrolière à partir de 2015, les études officielles, présentées par les États et les compagnies pétrolières
internationales, la situent entre 2030 et 2060 selon les organismes. Une polémique qui occulte le vrai débat, celui de l’épuisement certain des réserves et de l’impasse énergétique.
Les hommes politiques ne veulent pas parler de catastrophe, car cela supposerait qu’ils apportent des remèdes, ce qu’ils savent impossible. Les pays producteurs exagèrent leurs ressources car elles
reflètent le patrimoine financier que les États valorisent ou déprécient selon leur intérêt du moment. Selon Colin Campbell, membre de l’Aspo, 46 % des ressources actuelles déclarées par les
principaux pays de l’OPEP seraient douteuses, sinon fausses. Pour les compagnies pétrolières, l’enjeu est évident. Leur valorisation boursière dépend en effet des réserves dont elles peuvent se
prévaloir. Évoquant le risque d’image pour les entreprises comme pour les pays producteurs et consommateurs de pétrole.
Avec 86,6 millions de barils consommés par jour dans le monde, la théorie de la substitution, à terme, du pétrole, laisse perplexe les experts indépendants. En effet, ils prédisent également une
déplétion pour le gaz naturel (2030) et le charbon (2050), ressources tout aussi épuisables que le pétrole. Le pétrole et le gaz représentent aujourd’hui 60% de la consommation énergétique. Leur
déplétion va nécessiter soit de réduire la consommation, soit de se tourner vers d’autres sources d’énergie, il n’existe pas de remplaçant unique au pétrole qui attendrait son tour en coulisse,
mais plusieurs énergies de substitution en retard de maturation. Le futur énergétique sera pluriel.
La vérité sur nos réserves d’hydrocarbures conventionnels
La Sonatrach n’arrive plus à renouveler ses réserves, il advint que dans peu de temps le prix de revient du baril de pétrole à la tête du puits sera égal ou plus cher que celui coté à la Bourse.
Malgré les directives du gouvernement d'intensifier l'effort d'exploration, aucune découverte n’a été annoncée en 2003, 2005 et 2010, pour les autres années depuis 2000 les résultats sont
insatisfaisants, insignifiantes et plutôt dramatiques. Durant ces 11 années on a produit 2408,3 millions de TEP et on a renouvelé par 1116, 49 millions de TEP, ce manquement sur le rajeunissement
des réserves vient de rapprocher le jour "J, ce qui nous laisse comprendre que la fin du pétrole en Algérie aura lieu "6 ans plus tôt que prévu", suite au retard sur les découvertes.
L’Algérie est un important acteur au sein de l’OPEP exportateur d’hydrocarbures liquides et beaucoup plus gazeux, avec ses réserves modestes, mais mal exploitées. Les 3/5 de son sous-sol en terre
ferme ne sont encore explorés, la totalité de ses périmètres marins off-shore ne sont pas du tout explorés.

Les réserves d’hydrocarbures algériennes par les chiffres (Source SH)
L'Algérie se classe au 10ème rang des pays de l'OPEP et 12ème en termes de réserves, dépassant le Qatar et l'Indonésie. Selon IHS, l'Algérie a des réserves restantes de 12,87 Bbbl. Cela se compare
à un chiffre de 12,2 Bbbl dans BP Statistical Review. Cumulativement Algérie a produit légèrement en dessous de la moitié de sa récupération finale - 12,44 Bbbl, c’est tout juste au dessous du
"peak-oil". L'exploration et production pétrolière et gazière en Algérie a commencé dans les années 1950 lorsque Cie Française de Pétrole a découvert Hassi Messaod. PCP était le prédécesseur de
Total. Étonnamment, les Français ont réussi à tenir sur les concessions longtemps après l'indépendance algérienne jusqu'au début des années 1980. Les débuts des années 1980 et au milieu des années
1970 ont été marqués par le nationalisme et la diminution des investissements, le climat s'est amélioré à fin des années 1980.
La production de l'Algérie vient du nord du désert du Sahara - au sud de l'Atlas. Contrairement à l'Egypte, la Libye et la Tunisie, il n'y a pas de composante de la production méditerranéenne
offshore en Algérie. Les bassins de Berkine et d'Illizi sédimentaires Centre-Est de l'Algérie sont productifs. Le bassin de Berkine se poursuit dans le sud de la Tunisie et de la Libye occidentale,
où il est appelé le bassin de Ghadamès. La production de l'Algérie, en s'appuyant sur la production de Hassi Messaoud et les champs vieillissants dans le bassin d'Illizi, était moribonde jusqu'à
fin des années 80 quand Anadarko fait des supplications pour entrer dans le pays. Anadarko et Maersk part