Perspectives d'exportation de gaz de l'Algérie: des défis

Hakim Darbouche*

CONTRIBUTION
Perspectives d'exportation de gaz de l'Algérie: des défis, certes, mais pas de dernier mot encore
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Perspectives d'exportation de gaz de l'Algérie: des défis, certes, mais pas de dernier mot encore

Des articles de presse nationale ont fait état récemment du risque que connaissent les engagements à l’exportation de gaz naturel de la compagnie nationale Sonatrach à cause de la croissance rapide des besoins domestiques en gaz naturel.Les conclusions de ces articles sont basées sur les prévisions de la CREG en matière de besoins du marché national en gaz à l’horizon 2017/8, ainsi que sur des déclarations faisant état de « l’essoufflement » de certains gisements gaziers, dont Hassi R’Mel.

Or, les perspectives d’exportations de gaz de l’Algérie ne peuvent être évaluées sérieusement que si les projets de la Sonatrach et ses partenaires dans l’amont gazier sont passés au peigne fin, y compris en ce concerne la gestion du déclin tout à fait naturel des capacités de production de quelques uns des gisements en production depuis des années. En d’autres termes, les perspectives d’exportations de gaz dépendent non seulement des scenarios de la CREG, mais aussi et surtout du profil et potentiel de l’offre de gaz sur la même période. En plus, les termes des engagements contractuels à l’exportation de la Sonatrach (volumes, durée de vie, etc.) doivent également être pris en considération. Ainsi, tout exercice de pronostic sur les exportations de gaz de notre pays du genre qu’on nous a proposé récemment est sans valeur ajoutée réelle.

En réalité, il n’a jamais été question de cession des exportations de gaz de la part de la Sonatrach, ou même de faillir à ses engagements contractuels. Après tout, les réserves prouvées de gaz naturel en Algérie sont relativement importantes, et l’Algérie n’est pas l’Iran, l’Arabie Saoudite, les Emirats Arabes unis, ou le Kuwait.[1] Par contre, il y a eu beaucoup d’incertitude sur la capacité du pays à atteindre les objectifs d’exportation (85 milliards de m3 en 2013, et 100 milliards de m3 après 2015) qu’avait fixés l’ancien ministre Chakib Khelil au début des années 2000. Les causes de ce doute sont liées aux retards qu’ont connus d’importants projets, tels que Gassi Touil, ainsi qu’aux retombées sur les activités amont des modifications apportées à la Loi 05-07 et de sa mise en application subséquemment.

D’ailleurs, au vue de ce changement de donne, on aurait dû saisir la conjoncture 2006/7 pour réévaluer la stratégie d’exportation mise en place plutôt, mais je suppose que les conditions qui prévalaient sur les marchés internationaux en cette période, ainsi que d’autres facteurs vraisemblablement, avaient quelque peu trompé les décideurs du secteur. On se devait de revoir cette politique afin d’optimiser l’exploitation des réserves de gaz du pays selon les prévisions des besoins du marché national, ainsi que les objectifs économiques (revenues en devises, etc.) et géopolitiques du pays, de minimiser les risques commerciaux et réputationnels pour la Sonatrach, et d’assurer un revenue optimal des investissements de fonds publiques dans les infrastructures d’exportation de gaz.

Malheureusement, j’ai l’impression qu’il n’a jamais eu débat sur ces questions, mais quand il y en a eu un éventuellement, ce fût un faux débat. En effet, les discussions qu’ont suscitées les développements qui ont eu lieu au début de l’année autour de la Sonatrach et de l’organisation du double évènement LNG16/réunion ministérielle du FPEG à Oran s’articulaient autour de la baisse des prix du gaz sur les marchés « spot », notamment dans le bassin atlantique, et sur la manœuvre algérienne, quelque peu désorientée, au sein du FPEG pour essayer de remédier une situation quasi-irrémédiable, du moins par les actions envisagées et à court-terme. Quelque part, ces discussions reflétaient l’importance exagérée qu’on a accordée au congrès LNG16, et la déviation de l’attention médiatique sur la problématique des prix spot, au moment où des questions plus pressantes, méritant plus d’attention et relevant plus directement de la responsabilité des autorités publiques, restaient sans réponses.

Aujourd’hui, il y a lieu de souligner que le fait que les objectifs d’exportation de gaz mentionnés ci-dessus ne soient pas atteints ne constitue pas en lui-même un désastre pour la Sonatrach. Reconsidérer ses objectifs à la lumière de nouvelles données, et faire face à des retards inattendus dans l’exécution de projets complexes ne sont pas des expériences uniques à la compagnie nationale, loin de là. Cependant la situation soulève de nombreuses questions relatives à l’avenir de la politique sectorielle du gouvernement et la stratégie d’exportation de gaz de la Sonatrach.

Primo, Sonatrach a investi, en fonds propres, d’importantes somme d’argent (publique) dans de nouveaux trains de GNL à Arzew et Skikda, et a choisi de ne pas négocier au préalable des contrats d’approvisionnements à long-terme, comme le veut la logique commerciale orthodoxe de l’industrie GNL. Si la tentation de prendre de telles décisions risquées, dans un contexte où les marchés de GNL sur le bassin atlantique étaient en plein essor et où les prix spot avaient battu tous les records à $14-16/MMBtu, aurait pu être irrésistible, en situation inverse et avec plus de compétition entre fournisseurs de nombreuses questions se posent par rapport aux possibilités de commercialisation des nouveaux volumes GNL et à l’amortissement de ces investissements.

Est-ce que la Sonatrach va chercher à conclure des contrats long-terme, avec indexation au prix du pétrole ? Quels marchés va-t-elle essayer de pénétrer ? L’Asie : va-t-elle pouvoir concurrencer le Qatar, l’Australie, et la Russie? Les marchés « niches » (Amérique Latine, Moyen Orient, Europe Centrale/de l’Est) : y a-t-il suffisamment de demande sur ces marchés? Ou bien choisira-t-elle la commercialisation en spot à des prix qui risquent d’être inferieurs à $5-7/MMBtu, en utilisant ses capacités de regazéification sur le bassin atlantique ? Auquel cas, quelles seraient ses marges bénéficiaires, et quelles seraient les retombées d’un tel choix sur les revenues en devises pour le trésor publique ? Va-t-elle opter pour un « juste milieu » entre les contrats long-terme et la vente sur les marchés spot? La mise en service prochaine du système Medgaz est une donnée importante à prendre en considération en essayant d’apporter des réponses à ces questions, vu qu’elle éliminera très probablement le marché espagnol des calculs de stratégie commerciale GNL de la Sonatrach.

Grosso modo, la stratégie d’optimisation des exportations de gaz (GNL + GN) de la Sonatrach à besoin d’être revue. D’ailleurs, il serait intéressant d’observer la réaction de la Sonatrach aux demandes éventuelles de ses clients italiens et ibériques pour la révision des contrats courants d’approvisionnements par gazoducs, afin d’y inclure un élément spot, répondant à l’effet de la disparité soutenue ces deux dernières années entre les prix indexés au prix du pétrole et les prix spot.

Secundo, il est clair qu’il y a un besoin pressant de consolider les réserves commerciales de gaz et d’accroître la capacité nationale de production, ceci surtout au cas où on déciderait d’opter pour une politique d’exploitation à moyen/long-terme relativement agressive de cette ressource, afin de faire face à la croissance de la demande domestique et satisfaire l’ambition de la Sonatrach de renforcer sa position de fournisseur de gaz majeur dans le bassin méditerranéen. Pour ce faire, il y a lieu de voir si la Sonatrach aura les capacités d’accomplir cette tache en efforts propres, et de décider s’il faut les renforcer et comment, ou si l’apport de partenaires étrangers sera d’avantage requis, surtout que les nouvelles réserves seront moins « conventionnelles » et coûteront très probablement plus cher à développer. Cette décision aura une incidence directe sur la politique nationale d’investissement dans le secteur : est-ce que le cadre législatif actuel offre des conditions favorables au type d’investissement étranger dont aura besoin notre pays à l’avenir ? De quel type d’investissement et d’investisseur étrangers aura besoin la Sonatrach : partenariats/investissement directe ; compagnies pétrolières étatiques, de service, ou internationales ? Indirectement, ces questions sont liées au débat sur le rôle que doit jouer la Sonatrach sur la scène nationale des hydrocarbures, sur la nature de sa relation avec l’État, ainsi que sa capacité à attirer et retenir les meilleures compétences humaines disponibles sur le marché.

En troisième lieu, la politique actuelle d’utilisation du gaz naturel sur le marché national mériterait d’être revue. Le secteur de l’électricité est le moteur principal de la demande en gaz, et, selon la CREG, à partir de 2013, le secteur de l’énergie et de la pétrochimie prendrait le relais. La demande croissante en électricité reflète non seulement la dynamique économique et démographique qu’a enregistrée l’Algérie ces dernières années, mais aussi et surtout le fait que les prix de cette énergie restent artificiellement bas (parmi les plus bas en Méditerranée). La preuve est que la Sonelgaz peine à réaliser des profits suffisants lui permettant de subvenir à ses besoins en investissements sans avoir recours à l’aide de l’État presque à chaque fois.

De surcroît, le prix de cession de gaz destiné à la production d’électricité ainsi qu’au reste des utilisateurs industriels, arrêté par l’ARH et appliqué par la Sonatrach, est nettement inférieur au prix du gaz exporté. Ceci se traduit par un manque à gagner non-négligeable pour la compagnie nationale des hydrocarbures, et empêche une consommation rationnelle du combustible sur le marché national. Il est tout à fait évident que la gestion des besoins du marché national en gaz est intrinsèquement liée à la politique des prix – pour rationaliser la demande et réduire de son effet contraignant sur les exportations de gaz, il va falloir revoir, sinon libéraliser, les prix à la hausse, surtout que le régime tarifaire actuel ne favorise pas nécessairement les plus démunis dans la société algérienne. Il ne s’agit pas ici d’introduire une libéralisation immédiate et tous azimuts, mais plutôt de mettre en place des mécanismes de libéralisation progressive des prix, testés déjà dans d’autres pays, qui assureraient une meilleure santé financière pour les opérateurs du secteur, sans pour autant pénaliser les consommateurs aux revenues modestes. Qui plus est, le prix de cession en application a un impacte direct sur les activités en amont de la chaine gazière, puisqu’il contribue à définir les marges de la Sonatrach et ses partenaires dans la production de gaz, et par transition le niveau de leur investissement dans l’extraction de nouvelles réserves.

Quant aux projets pétrochimiques programmés, je reste quelque peu sceptique sur la valeur ajoutée qu’ils apportent à l’économie nationale, surtout en termes de sa diversification effective et de la création d’emplois adéquats. D’ailleurs, il me semble qu’un bon nombre de ces projets, pris en compte par les scenarios du PIG 2009 de la CREG, sont en phase d’être réévaluer, et il est clair que certains seront au minimum retardés.

Enfin, il me semble qu’il y a énormément de travail à faire pour le développement de nouvelles sources d’énergie, tant nécessaires, qu’elles soient renouvelable ou nucléaire. Le potentiel de l’Algérie est bien connu dans ce domaine. Le développement de sources alternatives d’énergie, pour les besoins du marché national surtout, permettrait non seulement d’alléger la pression de la demande sur l’offre de gaz, dégageant plus de volumes à l’exportation, mais aussi de développer de nouvelles industries et prendre un élan compétitif dans la région méditerranéenne. Le plutôt le gouvernement adoptera une stratégie résolue dans ce domaine, et développera les outils législatifs et réglementaires nécessaires, le mieux ca sera pour l’avenir énergétique et économique de notre pays.

L’audition du nouveau ministre de l’énergie et des mines par le Président de la République cette semaine semble avoir abouti à des orientations en matière de politique énergétique qui vont dans ce sens. Il reste à agir, et avec une certaine urgence.



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[1] Malgré l’importance absolue de leurs réserves de gaz naturel, pour des raisons liées à leurs politiques sectorielles, à la qualité de leurs réserves, ou bien au niveau de leur consommation interne, ces pays du Golfe affichent tous un déficit gazier, ce qui fait qu’un bon nombre d’entre eux sont (devenus) des importateurs nets de ce combustible fossile.

*Hakim Darbouche est expert en questions d’énergie et de gaz naturel en Afrique du Nord, rattaché à l’Institut des Études énergétiques de l’université d’Oxford.