Docteur Abderrahmane MEBTOUL Expert International, professeur d'Université, ancien conseiller et directeur d'Etudes Ministère Energie/Sonatrach 1974/1980-1990/1995-000/2006 Donc, il existe des incertitudes sur le niveau des réserves des hydrocarbures rentables en Algérie à l'horizon 2020 dont une baisse des recettes en 2009 de plus de 40% par rapport à 2008, ce qui ne pourra qu'influencer le financement futur de l'économie nationale. Car, Sonatrach est l'Algérie et l'Algérie est Sonatrach et sa gestion et son image se répercute directement sur l'ensemble de la société algérienne, d'où l'importance de tracer des pistes d'action. Malheureusement, depuis 2000, Sonatrach est sortie de ses métiers de base malgré la faiblesse de ses ressources humaines et surtout faisant double emploi avec d'autres départements ministériels notamment dans le dessalement d'eau de mer, récemment dans la production du ciment, l'aviation et projetant de fonder des banques , cette dispersion à vouloir faire tout à la fois grâce à des ressources financières qui sont la propriété de la Nation, a nuit d'ailleurs à son management global stratégique. Sur le plan des résultats financiers, faute d'une clarté dans la gouvernance de Sonatrach, on ne discerne pas nettement ce qui est imputable à une bonne gestion interne et ce qui est imputable aux aléas internationaux qui sont déterminants. C'est que la croissance ou pas de l'économie mondiale joue comme un vecteur essentiel dans l'accroissement ou la diminution des recettes de Sonatrach. Pour preuve, les impacts la crise récente d'octobre 2008 , non encore terminée dont les ondes de chocs se font toujours sentir (semi-faillite récente d'Abou Dhabi, et de la crise grecque qui risque de s'étendre à d'autres pays européens plus fragiles et à l'ensemble du monde du fait des interdépendances accrues des économies ) et en, cas d'une non maitrise de la dépense publique à une hyperinflation mondiale, ne n'étant pas attaqué à l'essence des deux fondamentaux de la crise à savoir la dominance de la sphère financière sur la sphère réelle et les distorsions entre les profits spéculatifs en hausse et les salaires réels en baisse , en fait au fondement du système économique mondial dont la dominance du dollar. Et c'est pourquoi il faut être attentif à son évolution. A titre de rappel, les décisions prises par l'Opep, lors des dernières réunions de baisser sa production de pétrole de 4,2 millions de barils jours depuis le début de l'année 2008 (occasionnant par là un manque à gagner pour l'Algérie d'environ 5 milliards de dollars), ont certes réussi à stabiliser les cours mais il faut éviter l'utopie, le facteur essentiel d'une hausse des cours étant la croissance de l'économie mondiale. L'histoire pétrolière mondiale nous enseigne que si en temps normal les interventions de l'Opep pour maintenir les cours connaissent un certain succès, ce n'est pas le cas en temps de crise où les phénomènes spéculatifs prennent de l'ampleur, le cours ne reflétant pas toujours l'état de la sphère réelle. Par ailleurs si les pays membres de l'OPEP ont plus de 60%des réserves mondiales localisées surtout au Moyen Orient expliquant les tensions géo-politiques dans cette région, l'autre facteur est que les plus grands pays producteurs depuis 10 ans ne sont pas ceux de l'OPEP, ne commercialisent sur le marché mondial en moyenne depuis la réduction moins de 40% ,plus de 60% se faisant hors OPEP. Et avec ces baisses successives, sous réserves du respect des quotas, ce qui n'est pas évident, il est à craindre des pertes de part de marché allant vers moins de 30/35% au profit notamment des pays hors OPEP qui combleront la différence dont notamment la Russie est devenue depuis juillet 2009, profitant de cette réduction des pays de l'OPEP, le premier exportateur mondial de pétrole avant l'Arabie Saoudite et surtout l'Irak, actuellement hors OPEP, deuxième exportateur mondial après l'Arabie Saoudite qui vient de signer courant 2009 d'importants contrats de prospection avec les compagnies internationales. Aussi, l'analyse du fonctionnement de Sonatrach ne peut se comprendre sans la replacer à la fois dans la nouvelle configuration de la stratégie énergétique mondiale , tenant compte des coûts, pouvant découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement ces recherches ayant occasionné des coûts entre temps non amortis, du nouveau défi écologique avec un changement notable du modèle de consommation énergétique qui se dessine entre 2015/2020 comme en témoigne des centaines de milliards de dollars consacrés aux énergies renouvelables aux USA( programme du président Barack Obama de plus de 200 milliards de dollars US) , en Chine et en Europe gros consommateurs de gaz sans compter le projet Desertec Industrial Initiative (initiative industrielle Desertec de plus de 500 milliards de dollars US ) axé sur le solaire et le regain pour l'énergie nucléaire à l'initiative de la France. Il faut faire confiance au génie humain, les nouvelles découvertes technologiques pouvant ouvrir d'autres perspectives que les énergies traditionnelles car les estimations internationales 2009 selon les vecteurs prix/coûts donnent pour la fin des réserves les dates suivantes : pétrole- 2047, gaz- 2068/2078, ( grâce au gaz non conventionnel le recul est de plusieurs décennies) et le charbon 2140/2220 (deux hypothèses entre 130 et 200 ans), les techniques du recyclage du CO2 étant mises au point. Pour le gaz, nous savons qu'en moyenne , le prix de cession du moins par le passé avant la revolution pour le gaz non convetionnel, tenant compte bien entendu des fluctuations du dollar monnaie de référence, était environ 1/10 du prix du pétrole malgré de lourds investissements encore qu'existent des différences de prix mais avec un écart faible, fonction des zones géographiques et des modalités de contrat, le prix de cession était indexé sur celui du pétrole . Pourtant, l'expérience historique a montré que cette formule d'indexation pose problème , n'ayant pas eu toujours eu une proportionnalité: pour preuve au moment où le prix du pétrole dépassait 100 dollars, le prix du Mbtu(ndlr : le Mbtu "million d'unités thermales britanniques" égal à 27,6 mètres cubes), n'a jamais approché 10 dollars et pour l'année 2010 selon l'AIE , un cours du pétrole fluctuant entre 75/80 dollars et le prix de cession du gaz varie entre 4 et 6 dollars. Selon les etudes du ministère de l'énergie, " le prix équitable du gaz est de 14 dollars le Mbtu. Il faut diviser le prix du baril de pétrole, actuellement autour de 80 dollars, par six, cela donne 13-14 dollars par Mbtu, ce qui serait équitable ". Cela est important pour l'Algérie puisque le gaz brut (GN et GNL) représente environ un tiers (1/3) de la valeur en devises de ses exportations, et beaucoup plus à l'avenir puisque pour le pétrole ayant moins de 1% des réserves mondiales allant, à moins d'un miracle, vers l'épuisement dans moins de 18 ans. Cette analyse de l'épuisement des réserves de pétrole pour l'Algérie dans 16 ans déjà évoquée par la revue BP dans son éditorial annuel de 2008, est développée par le directeur de la revue pétrole et gaz arabes Nicolas Sarkis dans une interview du 05 février 2010 au quotidien algérien El Khabar, je le cite : " l'Algérie n'a pas joué la prudence dans l'exploitation de ses richesses : Non seulement la dépendance aux hydrocarbures a augmenté de 70% dans les années 1970 à 98% aujourd'hui, la production actuelle, estimée à 1,4 million de barils/jour, demeure élevée. C'est une erreur que de penser à gagner beaucoup d'argent en un temps réduit en épuisant les réserves, notamment dans la conjoncture actuelle, les réserves de Hassi Messaoud s'amenuisant et que les nouvelles découvertes ne font que couvrir cette faiblesse pour un temps. Avec le maintien de sa dépendance aux hydrocarbures, l'Algérie peut se réveiller un jour sur une situation très douloureuse dans moins de 20 ans pour le pétrole devenant importateur net". Si, l'Algérie est mieux dotée en gaz représentant actuellement selon les statistiques internationales 3% des réserves mondiales contre 1%pour le pétrole, (4500 milliards de mètres cubes gazeux estimation de la revue BP pour 2006/2007 ), il y a lieu de tenir compte de la forte consommation intérieure , 85 milliards de mètres cubes gazeux d'exportation et 70/75 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieure horizon 2015/2016 selon les estimations du Creg si toute les unités programmées sont réalisées, le bas prix de cession favorisant également la forte consommation( entreprises et ménages) , expliquant le déficit structurel de Sonelgaz, posant donc le problème du prix de cession intérieur largement inférieur au vecteur prix international,. Il faudra donc produire annuellement 160 milliards de mètres cubes gazeux horizon 2015/2016 donnant donc moins de 25 années de réserve en cas de non découvertes substantielles car selon les experts en énergie, devant soustraire 10% des gisements marginaux non rentables financièrement. C'est dans ce cadre que l'Algérie a programmé d'importants investissements tant à travers les canalisations (Medgaz et Galsi) que la construction de deux GNL (Skikda et Arzew ), les exportations devant tourner autour de 60% de GN et 40% de GNL horizon 2014/2015. Pour ces investissements, au départ, il était prévu que Sonatrach approvisionne la côte Est des Etats-Unis d'Amérique. Alors se pose deux questions stratégiques liées : quelle sera la rentabilité financière tant des canalisations GN des GNL et que de la réalisation d'une OPEP gaz permettant de stabiliser les prix face à la concurrence du gaz non conventionnel et qu'il était prévu horizon 2020 qu'il puisse prendre la relève du pétrole ? Pour répondre à ces questions il me semble qu'il est impossible, du moins à court terme, de parler d'une OPEP gaz à l'image d'une OPEP de pétrole ce qui ne signifie nullement qu'il ne faille pas favoriser les ententes entre les pays producteurs sans négliger un dialogue permanent avec les pays consommateurs et ce pour trois raisons. La première raison est que selon les statistiques internationales de 2008/2010, le commerce mondial de gaz naturel est essentiellement transporté par le biais du réseau de gazoducs, 72% contre 28% pour le transport par tankers de GNL (gaz naturel liquéfié). En raison de la faible proportion de gaz naturel échangée par rapport à la quantité produite, il n'existe pas véritablement de marché global, mais des marchés régionaux, qui possèdent des organisations, une maturité et des filières différentes. Certes , contrairement au gaz naturel, le GNL, permet le développement de la concurrence sur des marchés traditionnellement tenus par des opérateurs historiques, de s'affranchir des tensions géopolitiques, source de volatilité des prix, de diversifier ses sources d'approvisionnement en atténuant la contrainte physique en faveur d'une liberté de choix commercial, de sécuriser ses approvisionnements en répartissant le risque sur un plus grand nombre de producteurs, mais la production et le transport du GNL exigent d'importants investissements ; la deuxième raison est que les contrats tant du gaz naturel que du GNL sont dominés par les contrats à moyen et long terme y compris sur des périodes allant de 20 à 25 ans de façon à offrir un approvisionnement garanti de base, auquel peut s'ajouter un approvisionnement couvert par des contrats à court terme, pour les périodes de forte demande. En effet, bien que des contrats à moyen et à court terme (ou transaction au comptant) sont en train d'apparaître : leur part du marché du GNL est passée de 1 % en 1992 à 8 % en 2002 et ont tendance à aller vers plus de 12/ 15 % entre 2007/2010, encore que la crise mondiale d'octobre 2008 a freiné cette tendance.
