L’Algérie est en quête d’investisseurs étrangers pour son secteur des hydrocarbures par l’assouplissement des clauses contractuelles et l’intensification de l’exploration.
En mars dernier, la compagnie pétrolière nationale Sonatrach a annoncé qu’une enveloppe de 9 milliards de dollars serait consacrée à l’exploration pétrolière. Une centaine de puits par an seront forés en moyenne sur les quatre prochaines années.
Globalement, l’entreprise devrait investir plus de 50 milliards de dollars, dont 70 % proviendront de ses fonds propres, dans le but de stimuler sa production pétrolière, en berne depuis 2008, de 14 % et dépasser les 230 millions de tonnes d’équivalent pétrole d’ici à 2021.
Cette décision intervient à la suite de la baisse de la production de pétrole qui est passée de 1,09 million de bpj en décembre à 1,05 million de bpj en janvier et février selon l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP).
A la fin de l’année dernière, l’OPEP avait décidé de réduire la production mondiale de brut pour faire face à l’offre excédentaire et ramener les cours aux niveaux observés avant 2014. Le pays avait alors consenti une réduction de 50 000 bpj. Il n’y est cependant parvenu qu’à hauteur de 72 % selon les rapports de la presse à la fin mars.
Afin de renforcer son secteur en amont, l’Algérie se tourne vers des territoires jusque là inexplorés, à l’image des régions du Nord et de l’offshore qui sont visés pour la première fois.
Sonatrach a ainsi signé en mars un accord d’exploration en pleine mer avec le géant pétrolier italien Eni afin de trouver de nouvelles réserves. Eni apportera son expérience après son exploration des gisements de gaz offshore au Mozambique.
Par ailleurs, un porte-parole d’Eni a évoqué dans une communication la contribution d’ExxonMobil par son savoir en matière d’exploration en eaux profondes et son expérience dans le Golfe du Mexique.
Sonatrach a également achevé l’année dernière une étude sismique offshore pour sonder les gisements d’hydrocarbures sous-marins potentiels. Elle aurait abouti à des « résultats intéressants » dans le port de Béjaïa sur le littoral est, ainsi que près d’Oran à l’ouest.
D’autres raisons expliquent le renforcement des opérations en amont. Nourredine Bouterfa, ministre de l’Energie, a effectivement déclaré en début de mois qu’une révision de la loi des hydrocarbures algérienne était en cours d’examen. Dans sa déclaration, M. Bouterfa avait d’ailleurs fait référence à un allègement fiscal et l’amélioration des termes contractuels visant les entreprises étrangères du secteur afin de stimuler la compétitivité.
Le cadre juridique du secteur de l’énergie a souvent été critiqué par les acteurs internationaux qui le considèrent trop rigide pour permettre un engagement sur le long terme et plus important.
La dernière révision de ce code remonte à 2013, alors que le pays cherchait à renforcer l’attractivité de l’investissement dans l’exploration des ressources non-conventionnelles telles que le tight gaz, tight Oil et schiste. En avait découlé différents avantages et exonérations fiscales, notamment sur les activités professionnelles et la TVA.
L’Algérie fait partie des grands fournisseurs de gaz de l’Europe et continue également a suscité un intérêt renouvelé. Les autorités Algérienne souhaitent ainsi augmenter sa production de 13 % au cours des deux prochaines années afin d’assurer l’approvisionnement de son marché national et ses clients et partenaires européens en priorité.
Autorités algériennes et représentants de l’UE se sont rencontrés à la mi-avril afin de prolonger les contrats de fourniture en gaz à long terme, un grand nombre de ces derniers arrivant à échéance entre 2018 et 2019.
Pour mettre en avant son attractivité tout en gardant la flexibilité nécessaire afin de s’adapter au contexte du marché actuel, Sonatrach a annoncé en début d’année un assouplissement des contrats de fourniture de gaz, en abaissant la durée moyenne d’engagement de 20 ou 25 ans à 10 ou 15 ans.
L’ouverture progressive du pays aux investisseurs étrangers a permis une amélioration des relations avec les compagnies pétrolières internationales. Sonatrach et le géant pétrolier français Total ont signé un accord en avril en vue de régler les différends qui pesaient sur les termes des contrats portant sur les projets de gaz naturel de Timinoun et Tin Fouye Tabankort.
Situé dans l’ouest du pays, ce projet de Timimoun constitue la première phase du grand projet de gaz du sud-ouest, qui devrait ajouter 16 milliards de mètres cube à la production gazière algérienne d’ici à 2018.
« Parallèlement au développement de nouveaux gisements, des projets d’investissements sur des gisements en exploitation sont en cours afin d’assurer des apports supplémentaires en production, principalement au niveau d’Alrar, Hassi Messaoud et Hassi R’Mel, ajoute Abdelmoumen Ould Kaddour, PDG de Sonatrach, dans un entretien exclusif avec OBG en avril, dont l’intégralité sera publiée dans The Report : Algeria 2017. Nous poursuivons également nos efforts de développement dans le sud-est, à travers la mise en service des gisements gaziers de Tinhert, Isarène et des périphéries de Bir berkine et de Gassi Touil. »
Les différents accords signés avec les multinationales devraient améliorer les perspectives à court terme du secteur du gaz naturel. Les exportations de gaz devraient ainsi passer de 54 milliards de mètres cube l’année dernière à 57 milliards de mètres cube en 2017, selon les chiffres communiqués par Sonatrach.
Les hydrocarbures représentant les deux-tiers des exportations de l’Algérie et 35 % de son PIB selon l’OPEP, l’économie est vulnérable aux cours mondiaux des matières premières.
La baisse des cours du pétrole enregistrée depuis la mi-2014 a vu les recettes des exportations d’hydrocarbures baisser de 60,3 milliards de dollars à 35,7 milliards de dollars en 2015 pour atteindre 27,5 milliards de dollars l’année dernière.
Le gouvernement a été contraint en conséquence de resserrer ses dépenses de 9 % en 2016, une nouvelle baisse de 14 % ayant été approuvée cette année.
En dépit des efforts de consolidation budgétaire, le FMI maintient ses prévisions de déficit du budget gouvernemental à 9,3 % du PIB cette année. Les prévisions à long terme pourraient néanmoins faire place à une embellie si les mesures récentes en faveur de l’exploration et des partenariats avec les grands noms du pétrole et du gaz portent leurs fruits.
With crude oil production having declined continuously since 2008, Algeria is working to attract foreign investors into its hydrocarbons sector by easing contract terms and ramping up exploration efforts.
In March state-owned oil company Sonatrach announced that it had earmarked $9bn to fund oil exploration, which will involve the company drilling an average of 100 wells annually for the next four years.
Overall, Sonatrach has pledged to invest more than $50bn – 70% of which will come from the company’s own funds – to boost its crude production by 14% to more than 230m tonnes of oil equivalent by 2021.
The decision came in the wake of declining crude output at the beginning of the year, with production falling from 1.09m bpd in December to 1.05m bpd in both January and February, according to figures from the Organisation of the Petroleum Exporting Countries (OPEC).
Algeria’s output has been affected by OPEC’s decision late last year to curtail global crude production to address oversupply and bring prices back up to pre-2014 levels. The country agreed to a production cut of 50,000 bpd; however, it has only met 72% of this target, according to press reports in late March.
The drive to strengthen the upstream energy segment includes charting unexplored territory, with offshore fields being targeted for the first time in Algeria’s history.
To this end, Sonatrach inked an agreement with Italian oil giant Eni in March to search offshore areas for new reserves, which should see Eni contribute its experience from its Mozambican offshore gas fields.
In a company statement, an Eni spokesperson said that ExxonMobil would be involved with deal as well, bringing its knowledge of deepwater exploration from its blocks in the Gulf of Mexico.
Sonatrach also completed an offshore seismic study to survey potential underwater hydrocarbons deposits last year, with “interesting results” reportedly found in the eastern port of Béjaïa and near Oran on the west coast.
Another aspect of the company’s drive to galvanise its upstream oil business came to light earlier this month, when Nourredine Bouterfa, minister of energy, announced that a revision of the country’s petroleum code was under consideration. In the statement, Bouterfa hinted at reducing taxes for foreign companies operating in the sector to boost competitiveness.
The legal framework surrounding the energy sector has often been criticised by international players as being too rigid and a barrier to further engagement.
The last time the petroleum code was reviewed was in 2013, when the country made exploration for non-conventional resources such as tight gas, tight oil and shale a more appealing investment option by rolling out various duty exemptions, including on professional activity and value-added tax.
As one of Europe’s top gas suppliers, Algeria is also attracting renewed interest in the segment, with the government looking to increase production by 13% over the next two years.
In mid-April Algerian officials met with EU representatives to push for the extension of long-term gas supply contracts, as many of its supply agreements are set to end between 2018 and 2019.
To enhance the attractiveness of its prospects while staying flexible, Sonatrach announced earlier this year that it would make gas supply contracts more flexible, reducing the minimum average contract length from 20 or 25 years to 10 or 15.
The country’s progressive opening to foreign investment has allowed for improved relations with international oil companies. In April Sonatrach and French oil giant Total signed a deal to settle disputes on contract terms for their Timimoun and Tin Fouye Tabankort natural gas projects.
Located in west Algeria, the Timimoun project is the first phase of the larger South-West Gas Project, which is expected to add 16bn cu metres to Algeria’s gas output by 2018.
“While pushing to develop new wells, Sonatrach will also invest in existing wells to ensure additional production outcomes, mainly in the areas of Alrar, Hassi Messaoud and Hassi R’Mel,” Abdelmoumen Ould Kaddour, CEO of Sonatrach, told OBG in an exclusive interview in April, which will be published entirely in The Report: Algeria 2017. “We are also pursuing efforts to increase our development in the South-east to enable gas production in the areas of Tinhert, Isarène, Bir Berkine and Gassi Touil.”
These ambitious development plans, as well as deals with international majors, should feed into high expectations for the near-term prospects of the gas industry, with Algeria expected to increase its natural gas exports in 2017 to 57bn cu metres, up from 54bn cu metres last year, according to Sonatrach figures .
As hydrocarbons represent two-thirds of the Algeria’s exports and 35% of GDP, according to OPEC, the economy is vulnerable to international commodity prices.
Lower oil prices since mid-2014 saw earnings from hydrocarbons exports fall from $60.3bn in 2014 to $35.7bn in 2015 and $27.5bn last year.
This has forced the government to tighten spending, cutting expenses by 9% in 2016 and approving a new 14% cut this year.
Despite fiscal consolidation efforts, the IMF still forecasts the government’s budget deficit will remain at 9.3% of GDP this year, though longer-term prospects could be more positive if recent moves to boost exploration and bolster partnerships with oil and gas majors prove fruitful.
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