Algérie 2020. Quelles sont les perspectives des réserves de gaz rentables financièrement ?
Des avis sur ce sujet, sont parus récemment, mais selon mon point de vue fortement biaisés avec un certain chauvinisme et une euphorie déconnectée de la réalité tant interne de Sonatrach que des nouvelles mutations énergétiques mondiales. Lors de l’audience qu’a accordée le président Abdelaziz Bouteflika au ministre de l’Energie et des Mines le 18 aout 2010, la seule indication de cette audience est que la production nationale d’hydrocarbures connaîtra un rythme de croissance, reflétant l’effort d’optimisation de l’exploitation des gisements
L’objet de cette analyse produit , d’une synthèse d’une longue contribution à paraitre au sein d’un ouvrage collectif au niveau international, qui verra les apports de plus de 25 professeurs d’Université et experts, étrangers et en majorité algériens répartis entre les universités et centre de recherches à travers le monde, soucieux avant tout des intérêts supérieurs du pays, « sur les perspectives de développement de l’Algérie horizon 2020 face aux mutations mondiales », est de se poser cette question relevant de la sécurité nationale : quelles sont les perspectives des réserves rentables financièrement du gaz en Algérie ?
I- Sonatrach face aux mutations du marché mondial énergétique
Les perspectives des réserves de Sonatrach ne peuvent se comprendre sans analyser les coûts internes, le vecteur prix international et les énergies substituables. Concernant les coûts Sonatrach n’a jamais véritablement donné officiellement de véritables indicateurs et se pose cette question : possède t-elle une comptabilité analytique selon les normes internationales pour chaque section évitant que les comptes de transfert voilent le déficit d’une section que l’on compense par l’excédent d’une autre, un compte global consolidé pouvant voiler d’importantes disparités dans la gestion opérationnelle ? Car ces coûts qui dépendent certes des investissements réalisés et de la durée de vie de chaque gisement, Hassi R’mel allant logiquement à l’épuisement (la maintenance devenant de plus en plus en plus élevé) et pour les autres sites, il s’agit de réaliser le retour de l’investissement nouveau fortement capitalistique.
Toujours est-il que selon certaines estimations internationales, le coût en Algérie est beaucoup plus élevé que dans des pays directement concurrent. Il ne faut pas comparer l’Algérie pour le gaz avec seulement moins de 3% de réserves mondiales prouvées fin 2008 (4500 milliards de mètres cubes gazeux ) contre moins de 1% pour le pétrole, (épuisement inévitable dans environ 16 ans) à la Russie ( 33% es réserves, l’Iran ( plus e 15% ) ou le Qatar 10% avec une population inférieure à une wilaya moyenne algérienne.
Comme il y a lieu d’éviter l’euphorie, l’Algérie en invoquant un territoire vaste. La Chine, d’autres pays ont des territoires vastes mais la nature est ce qu’elle est, on peut découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement. Chaque Algérien a sous sa maison du pétrole et du gaz mais non rentables étant à des milliers de mètres de profondeur.
Pour le prix international, ce dernier dépend d’un bon nombre de facteurs fluctuants : évolution de la croissance de l’économies mondiale, concurrence d’autres énergies et le futur modèle de consommation énergétique , évolution du cours du dollar, les phénomènes spéculatifs et la concurrence d’anciens et de nouveaux producteurs ayant besoin de financement pour attirer l’investissement car nous sommes à l’ère de la mondialisation.
Qu’en sera t-il du prix du gaz avec la révolution gazière du gaz non conventionnel, du recyclage du CO2 du charbon (environ 200 années de réserves mondiales contre 40/50 ans pour le pétrole ) du nucléaire, des énergies renouvelables dont le solaire qui produit à grande échelle ne feront que réduire leurs coûts et entreront forcément en concurrence avec le gaz conventionnel ? Concernant les énergies renouvelables, il est utile de préciser que certains pays font des efforts dans ce domaine.
Sans compter sur le futur projet Désertic, dont le coût est évalué à plus de 500 milliards de dollars, selon une étude qu’a publié l’Office fédéral de l’environnement (UBA) sur la production publiée en juillet 2010, l’Allemagne serait à même d’assurer 100 % de son approvisionnement en électricité grâce aux seules énergies renouvelables d’ici à 2050. On estime en 2009, 40 % des émissions de gaz à effet de serre de l’Allemagne proviennent de la production d’électricité, la part des renouvelables dans le bouquet énergétique du pays étant de l’ordre de 17 %. Et le plus inquiétant est la Chine qui a consommé en 2009, 2.252 millions de tonnes équivalent pétrole (tep), soit 4 % de plus que les Etats-Unis (2.170 millions de tep).
Ces chiffres, révélés selon le site du « Wall Street Journal », données qui seront publiés en novembre 2010 dans le rapport annuel de l’AIE, le World Energy Outlook, alors que selon les précédents rapports de l’AIE, ce dépassement était prévu en 2015, cela étant due à la crise, (récession de l’économie américaine, la Chine étant devenue la deuxième puissance économique du monde avant le Japon depuis juillet 2010, la Chine activant dans la recherche pour le gaz non conventionnel et les énergies renouvelables dont selon certaines prospectives elle deviendrait leader, devant pour assurer son développement investir pour ses besoins énergétiques 4.000 milliards de dollars pour la prochaine décennie.
Pour les USA, le programme du président Barack Obama prévoit 200 milliards de dollars dans les énergies renouvelables et pour l’Europe, dans une étude intéressante parue dans le quotidien les Echos en date du 17 août 2010, Jean Marc OLLAGNIER directeur général du secteur Energie et ressources naturelles en Europe souligne que depuis des années, l’Europe concentre son action sur la production et soutient massivement l’éolien, le solaire et le captage- stockage du carbone et pour atteindre les objectifs de réduction des émissions de CO2 et de la consommation d’énergie fixés par l’Union européenne pour 2020 l’Europe aura besoin de près de 890 milliards d’euros en plus des investissements habituels. Par exemple, les aides pour la filière solaire et éolienne devraient atteindre respectivement 85 milliards et 67 milliards d’euros au cours de la prochaine décennie, tandis que les coûts en crédits carbones pour la production d’électricité seront supérieurs à 200 milliards d’euros.
Les nouvelles capacités de production représenteront 40 % des 890 milliards d’euros estimés, dont les deux tiers consacrés à l’éolien, au solaire à la biomasse et à l’hydraulique – la part des énergies renouvelables sera ainsi portée à 30 % en 2020. Dans ce cadre, de par sa situation géographique, l’Algérie dispose d’un des gisements solaires les plus élevés au monde.
La durée d’insolation sur la quasi totalité du territoire national dépasse les 2000 heures annuellement et peut atteindre les 3900 heures (hauts plateaux et Sahara). L’énergie reçue quotidiennement sur une surface horizontale de 1m2 est de l’ordre de 5 KWh sur la majeure partie du territoire national, soit prés de 1700KWh/m2/an au Nord et 2263 kwh/m2/an au Sud du pays. Si toute cette énergie est mise en valeur, cela constituerait une source d’énergie très importante et un revenu inestimable pour l’Algérie. Récemment, le nouveau ministre de l’Energie a affirmé à propos du projet Desertec que « l’Algérie va faire plus, et compte réaliser une nouvelle ville, dont l’électricité est entièrement solaire ».
II- Quelle sera la durée de vie des réserves de gaz en Algérie ?
Après les nouvelles mesures gouvernementales d’encadrement de l’investissement étranger, et au vu de l’ouverture d’autres pays notamment en Afrique et Amérique Latine, de la crise mondiale qui a entraîné une baisse de la demande, baisse accrue par les économies d’énergie, la modification de la loi des hydrocarbures limitant à moins de 49% l’apport étranger tant à l’ amont, l’aval, que dans le transport par canalisation, il y a eu une nette diminution des investissements étrangers dans ce secteur qui requiert des technologies de pointe.
C’est que ces mesures pouvaient se justifier en partie pour l’amont (l’essentiel de la rente actuelle), mais pas pour l’aval et les canalisations dont les coûts sont élevés et la rentabilité financière beaucoup pus faible. Les produits semi finis et finis pétrochimiques étant soumis à une rude concurrence et les segments contrôlés au niveau mondial par quelques firmes, l’Algérie n’ayant pas par ailleurs investi à temps dans ces filières contrairement à bon nombre de pays du Golfe.
Aussi les parts de marché au niveau mondial sont déjà pris sans compter que l’amortissement a été largement effectué réduisant substantiellement leurs coûts contrairement à l’Algérie qui aura fort à faire pour avoir un prix compétitif du fait de la lourdeur des coûts d’amortissements de départ. Aussi la question stratégique qui se pose est la suivante : avec l’hémorragie de ses cadres, la Sonatrach a-t-elle les capacités de faire des découvertes intéressantes rentables financièrement, une prospection coûtant et lorsque la rentabilité n’étant pas assurée, ce sont des fonds perdus ?
Sonatrach a-t-elle les capacités d’investir seule sans un bon partenariat sans le partage des risques à l’aval sans être assurée de la commercialisation sachant que pour diminuer les coûts d’autant plus qu’il faut une grande capacité des installations et que le marché intérieur est limité? Quelle est la rentabilité financière réelle des investissements de Sonatrach à l’étranger tant dans sa participation que dans des fonds d’investissement qu’elle aurait réalisé ? Quelle est la rentabilité, Sonatrach s’étant fortement dispersé depuis 2000, devenant un État dans un État s’étant éloigné de ses métiers de base, dans l’aviation, dans la construction, dans les unités de dessalement d’eau de mer ?
Or, selon les dernières estimations l’Algérie a produit 86,5 milliards de m3/an en 2008 contre 49 milliards en 1990 et avec les nouveaux projets devant atteindre 100 milliards de mètres cubes gazeux. Les exportations prévues entre 2014/2016 seraient de 85 de milliards de mètres cubes gazeux et 40 pour la consommation intérieure dernières estimations d’ aout 2010 dont le CREG a revu à la baisse la consommation par rapport à son précédent rapport, soit 135 donnant un déficit de 25 milliards de mètres cubes gazeux.
Pour l’horizon 2020, les prévisions d’ exportations seront de 100 milliards de mètres cubes gazeux et dans une perspective dynamique de développement allant vers 60 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieure toujours selon les estimations révisées à la baisse ce qui donnera un déficit de 60 milliards de mètres cubes gazeux soit l’urgence d’une découverte additionnelle durant cette période d’un volume plus élevé soit plus de 70% de la production actuelle.
En cas d’un développement plus intensif pour l’Algérie ce qui est souhaitable l’écart serait encore plus grand. Par ailleurs, et en prenant par hypothèse une stabilisation des coûts, toute augmentation des coûts réduisant également la durée de vie des réserves en termes de rentabilisé financière compte tenu de l’évolution des vecteur prix au niveau international , le prix devrait être entre 14/15 dollars le million de BTU pour le gaz naturel liquéfié – GNL- ( coût et transport) et 10/11 dollars pour le gaz naturel par canalisation – GN- ( Medgaz- Galsi) pour l’exploitation de 4300 milliards de mètres cubes gazeux ( 10% de gisements marginaux étant non rentables à soustraire) donnant entre 25/30 ans de durée de vie ( exportation plus consommation ).
Si le vecteur prix est de 6/7 dollars le million de BTU, la durée de vie est à diviser par deux soit environ 15/16 ans. Si le prix est de 4/5 dollars comme cela se passe sur le marché spot, la durée e vie serait entre 10/12 ans c’est à dire en 2020. Ainsi, l’Algérie pourrait faire face à une grave crise interne de gaz dans les huit prochaines années, si le prix international se maintient à son niveau actuel ainsi que les actuelles prévisions d’exportation, étant dangereux de sacrifier la consommation intérieure et d’annuler certains projets inducteurs.
Cette inquiétude est d’autant plus justifiée que les exportations de gaz algérien n’ont pas dépassé 54,5 milliards de m3 en 2009, fort loin de l’objectif de 85 milliards de m3 pour 2012. La concurrence du marché spot et des retards dans certains projets dont celui Gassi Touil, qui devait entrer en production justement en 2009 expliqueraient le recul de 2009 selon le site international Afrique www.maghrebemergent, citant le site de Sonatrach et des responsables du secteur alors que le rythme des exportations annuelles de gaz naturel tournait autour des 64 milliards de m3 par an, depuis 3 ans, en attendant l’entrée en production de nouveaux gisements gaziers.
L’objectif pour 2009 était d’exporter 65 milliards de m3. Par ailleurs, les acheteurs principalement les italiens, les espagnols et les français – plus de 60% des quantités engagées n’ont recouru qu’à l’enlèvement minimal des volumes contractuels à un prix moyen indexé sur le prix du brut, situé entre 7 et 10 dollars le million de BTU durant l’année. Le reste des approvisionnements a été réalisé par les clients de Sonatrach sur les marchés spot ou le gaz naturel – cargaisons GNL – était cédé à moins de 5 dollars le million de Btu en moyenne sur le second semestre 2009.
La baisse des enlèvements de gaz naturel par les italiens, les espagnols et les français (en France, les importations d’hydrocarbures pétrole et gaz naturel en provenance d’Algérie représentent 4,8 % des importations de combustibles et carburants de la France en 2008) plus de 60% des quantités engagées contractuellement.
III- Les perspectives du secteur hydrocarbures et du financement en Algérie
Il existe indéniablement des incertitudes sur le niveau des réserves des hydrocarbures rentables en Algérie horizon 2020 ce qui ne pourra qu’influencer le financement futur de l’économie nationale. Sans compter que Sonatrach absorbe une grande partie de ses recettes dans son autofinancement amplifié par les nouvelles dispositions qui l’oblige à investir sur ses fonds propres avec une baisse de ses recettes entre 2008/2009.
Pour preuve, selon Sonatrach dans son rapport financier 2009, les réalisations de l’année 2009 en matière d’investissement ont atteint 1 080 milliards de dinars (14 milliards de dollars) contre 598 milliards de dinars pour 2008, marquant une augmentation de 81%. Et les produits de l’année 2009 ont été de 4 239 milliards de dinars contre 9 095 milliards de dinars en 2008, marquant une baisse de 53%. Et selon les prévisions du MEM, l’investissement serait de 63 milliards de dollars 2010/2014, montant auquel il faut ajouter plus de 15 milliards de dollars pour Sonelgaz soit plus de 35% des recettes de Sonatrach au cours de 75 dollars le baril.
L’Algérie devra inéluctablement, si les cours du gaz et du pétrole se maintiennent au niveau actuel et au vu des programmes d’investissements, et sans afflux substantiel de l’investissement étranger, conduire à puiser dans les resserves de change. A moins que l’on freine le rythme de la dépense publique mais avec les risques de tensions sociales de plus en plus vives n’existant pas de une véritable politique salariale mais des distributions de rente pour une paix sociale fictive.
Donc, avec ces perspectives des réserves du pétrole/gaz ainsi du prix de cession du marché du gaz restent incertaines entre 2018/2020 ce qui ne vas pas sans avoir des conséquences sur les recettes de Sonatrach , donc sur le devenir de l’économie algérienne où tout est irrigué par les hydrocarbures : 97% des 157 milliards de dollars de réserves de change estimées au 31/12/2009, plus 90% de la dépense publique, 80% du produit intérieur brut directement et indirectement et 70% des recettes fiscales provenant de cette rente.
Lors de la conférence internationale tenue à Berlin le 21 mai 2010 ayant pour thème « dialogue énergétique: Russie-UE, aspect gazier », le président de GDF Suez Jean-François Cirelli, l’allemand E.ON Ruhrgas et le président de l’Union européenne de l’industrie du gaz naturel (Eurogas) Domenico Dispenza ont estimé que les accords à long terme sur la livraison de gaz à l ‘Europe doivent pouvoir subir des modifications compte tenu de la conjoncture économique et demandé à Gazprom de baisser le prix du gaz prévu par leur contrat à long terme ou de changer certaines clauses dans les contrats.
Or, Gazprom, qui indexait jusqu’ici ses prix sur ceux du pétrole, a accepté de vendre une partie du gaz aux prix spot (à court terme) qui sont environ 25% inférieurs aux prix des contrats à long terme, l’écart pouvant être plus important si le cours du pétrole est élevé et le prix du gaz sur le marché spot reste au niveau de 4 dollars le MBTU. Et selon l’influent quotidien économique espagnol, l’Expansión, en date du 24 mai 2010, l’Espagne demanderait à l’Algérie une révision à la baisse du prix du gaz et paradoxe, c’est l’Algérie qui demandait dans un récent passé un relèvement des prix de cession du gaz à l’Espagne et à Gaz de France, remettant en cause le prix de cession du gazoduc Medgaz, exploité par un consortium composé des groupes espagnols Endesa (12%), Iberdola (20%), Cepsa (20%), du français GDF Suez (12%) et de (Sonatrach (36%).
Cela peut par ricochet se répercuter également sur le prix du gazoduc Galsi( Europe via Italie), puisque le projet Nigal dans ces conditions ne sera plus rentable devant relier le Nigeria à l’Europe- via l’Algérie, d’ une capacité de 20 à 30 milliards de m3/an destinés en majorité au marché européen, où selon l’étude de faisabilité confiée à la société britannique Penspen/IPA le projet pour se matérialiser coûtera plus 13 milliards de dollars contre une prévision au départ de 7 milliards de dollars, sans compter la résolution de certains conflits frontaliers. Et les contrats annoncés pour 2012 de l’Algérie avec la Turquie pays émergent à fortes potentialités, sont encore plus problématiques (quel prix de cession) car dans la pratique des affaires il n’ y a pas de sentiments, la Turquie ayant favorisé récemment l’accès des terminaux venant de la Russie traversant son territoire et ayant une stratégie agressive vers les pays pétroliers et gaziers du Moyen Orient.
Le groupe Sonatrach a annoncé qu’il négociait actuellement des contrats de livraisons à long terme de GNL avec quelques pays asiatiques. Or, pour le cas Asie, il s ‘agit de prendre en compte la concurrence des pays d’Afrique et surtout de l’Iran qui avec les tensions géo- politiques a besoin de financement et surtout pour le GNL du Qatar qui avec des complexes d’une capacité presque du double à ceux de l’Algérie (importantes économies d’ échelle) et sa proximité géographique avec l’Asie ( réduction du coût de transport), d’où d’ailleurs sa réticence à la réunion à Oran du 19/21 avril 2010 avec la Russie de refuser de réduire l’offre, l’Algérie devant contourner toute la corniche d’Afrique pour arriver à l’Asie.
Cela est important pour l’Algérie puisque le gaz (GN et GNL) représente environ un tiers (1/3) de la valeur en devises de ses exportations, et qui devait représenter beaucoup plus à l’avenir avec l’épuisement du pétrole. Or, le repositionnement qui s’opère aux Etats-Unis vers le gaz non conventionnel au détriment du GNL ( le Department of Energy ayant revu à la baisse sa prévisions de demande de GNL de plus de 60 % à l’horizon 2020; d’où le gel voire l’abandon de plusieurs projets de regazéification), les USA selon certaines prospectives devant devenir exportateur net de gaz horizon 2018.
Cela va modifier la donne au plan mondial et la mise sur le marché de capacités additionnelles de liquéfaction (57 Gm3) et de regazéification (260 Gm3) entre 2009 et 2013, ces surcapacités ne conduiront-ils pas à des taux d’utilisation très faibles des terminaux d’importation GNL avec comme résultat dans les prochaines années l’offre de GNL surpassant fortement la demande gazière globale, aura pour conséquence une pression accrue sur les prix. Selon Cedigaz ,dans son rapport de décembre 2009, la mise sur le marché d’une offre disponible supérieure de 100 Gm3 ces deux dernières années, combinée à une forte réduction de la demande, rallongerait jusqu’à 2015-2016 la période actuelle de bulle gazière.
Face à cette situation, où le prix de cession du million de BTU est d’environ 4 dollars pour le gaz non conventionnel, réduction des coûts de plus de 40% permis grâce à la nouvelle technique au forage horizontal, avec la prise en compte de l’entrée croissante dans le marché du gaz de nombreux pays en Afrique et en Amérique latine concernant le gaz conventionnel, sans compter les nombreux projets de canalisation à travers le monde notamment vers l’Asie et les Balkans, se pose alors la question : quelle place de Sonatrach dans cet échiquier stratégique mondial et de la rentabilité des installations tant par canalisation que du gaz naturel liquéfié alors que la rentabilité du GN ? Ce d’autant plus que les contrats à moyen terme expire dans leur majorité entre 2012/2013.
En résumé, il est utile de préciser que la politique économique a été constante sans changements notables des différents gouvernements depuis 1974 à 2010, intensifier les exportations des hydrocarbures à l’état brut ou semi brut, certes avec des finalités différentes, industries ou infrastructures clefs en main, solution de facilité, sans s‘attaquer à la gouvernance et à la valorisation du savoir fondement véritable du développement, l’économie algérienne étant une économie fondamentalement rentière, les indicateurs macro-économiques, macro-financiers et macro-sociaux certes positifs , étant fortement biaisés car résultante de cette rente et non d’une bonne gouvernance, du travail et de l’intelligence.
La problématique centrale est comment passer d’une économie de rente à une économie hors hydrocarbures. Et si ces prévisions s’avèrent fondées que deviendront les générations futures, dans moins de 20 ans, sans que l’on ait préparé l’après hydrocarbures ? Il y va de la responsabilité des gouvernants, car posant la problématique de la sécurité nationale.
Dr Abderrahmane MEBTOUL, économiste
NB- je tiens à remercier vivement certains collègues professeurs d’université et des amis cadres du secteur hydrocarbures d’avoir bien voulu relire ce texte. Cependant, je suis le seul responsable de la teneur. Toute reproduction sans citer le nom de l’auteur est interdite.
