Plusieurs déclarations font état d'une divergence entre des Etats membres de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole, certains invoquant l'idée d'une indexation du prix du gaz sur celui du pétrole; mais, théoriquement, dans les contrats, la formule d'indexation existe déjà. Certes, le constat est que, face aux nouvelles mutations gazières, le prix de cession est effectivement de plus en plus déconnecté du prix du pétrole sur le marché libre (marché spot). Plusieurs déclarations font état d'une divergence entre des Etats membres de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole, certains invoquant l'idée d'une indexation du prix du gaz sur celui du pétrole; mais, théoriquement, dans les contrats, la formule d'indexation existe déjà. Certes, le constat est que, face aux nouvelles mutations gazières, le prix de cession est effectivement de plus en plus déconnecté du prix du pétrole sur le marché libre (marché spot). 1 - Première divergence, l‘idée d‘une Opep/gaz à l‘image d‘une Opep/pétrole, dont la cotation se fait au jour le jour sur la Bourse invoquée par certains responsables iraniens et vénézuéliens, (ces derniers pour des raisons politiques) et l‘Algérie. Or, la Russie et bon nombre d‘autres pays du FPEG ont eu toujours une position ambiguë à ce sujet. Il faut savoir que le marché du gaz est un marché segmenté en trois zones : Amérique, Asie et Europe. Les canalisations représentant 72% du marché mondial contre 28% pour le GNL. Certes, les GNL du fait de la flexibilité, avec les tankers, et si à l‘avenir ils devaient représenter plus de 85% de la commercialisation mondiale pourraient aider à cette Opep de gaz, mais dans la conjoncture actuelle, la cotation journalière boursière est impossible. Et comme j‘ai eu à le démonter dans la presse nationale, cela est rendu d‘autant plus difficile avec l‘entrée, sur le marché mondial, du gaz non conventionnel notamment aux USA qui risquent de devenir, à l‘horizon 2020, exportateurs nets de gaz. Ces nouvelles technologies ont bouleversé la rentabilité financière des GNL dont les coûts sont très élevés et la rentabilité à maturation très lente. Cela remet également en cause la faisabilité à court terme du projet gazoduc Trans-saharien gas pipeline (TSGP), surtout sa rentabilité. 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, ce projet - qui au départ devait permettre à l‘Algérie de concurrencer Gazprom et la Norvège pour passer à l‘horizon 2015 à 15% de l‘approvisionnement de l‘Europe - pour se matérialiser coûtera plus de 13 milliards de dollars contre une prévision au départ de 7 milliards de dollars ramenée par la suite à 10 milliards de dollars. 2 - Deuxième divergence sur l‘éventualité, évoquée récemment par le ministre de l‘Energie algérien, d‘une réduction de l‘offre de gaz conventionnel. Or les contrats par canalisation (gaz naturel (GN) le sont à moyen et long termes et même pour des raisons financières (coûts élevés) les contrats de GNL en majorité se font à moyen et long termes. La Russie qui est à dominance de canalisations et le Qatar à dominance de GNL ont évoqué l‘impossibilité dans ces conditions d‘une réduction de l‘offre au risque de perdre des parts de marché. Outre que les pays membres du Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG) ne sont pas encore constitués en cartels à l‘image de l‘Opep, ils ont des intérêts, pas toujours identiques sur le marché. Et en abaissant l‘offre, les pays producteurs respecteront-ils ces contrats qui en principe sont non révisables, l‘Algérie représentant actuellement environ 10% du marché européen et la Russie plus de 25% ? 3 - Reste la solution la plus raisonnable, une coordination des pays producteurs en relation avec les pays consommateurs pour avoir un juste prix, notamment européen et asiatique, sous réserve d‘un non bouleversement du modèle de consommation énergétique. Il faut faire confiance au génie humain, car actuellement sur le marché mondial le prix de cession sur le marché libre (spot) est d‘environ 4 dollars MBTU, ayant atteint exceptionnellement en plein hiver 6 dollars, une chute de plus de 50% par rapport à 2008. Le prix de cession du gaz doit tenir compte, bien entendu, des fluctuations du dollar, monnaie de référence, pour sa rentabilité qui est environ de 1/10 du prix du pétrole, malgré de lourds investissements encore qu‘existent des différences de prix, mais avec un écart faible, cela en fonction des zones géographiques et des modalités de contrats, le prix de cession étant indexé sur celui du pétrole. Le 1/10 étant valable pour le gaz naturel par canalisation, le prix de cession étant supérieur pour le gaz naturel liquéfié( GNL) devant tourner entre 10/14 dollars selon les zones géographiques du fait du coût de transport. Cependant la marge de manœuvre est étroite jusqu‘en 2015, supposant une coordination sans faille des membres du FPEG devant les perspectives du déséquilibre entre l‘offre abondante et la demande stagnante ou en croissance peu élevée. En effet, la mise sur le marché de capacités additionnelles de liquéfaction (57 Gm3) et de regazéification (260 Gm3) entre 2009 et 2013, ces surcapacités ont conduit 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, avec pour conséquence une pression accrue sur les prix, qui, selon Cedigaz, devraient reculer, 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, rallongeant jusqu‘à 2015-2016 la période actuelle de bulle gazière. Quelles sont donc les perspectives de la réussite ou non de la réunion d‘Oran ? Je pense que l‘on aboutira à un résultat mitigé du fait qu‘il faille répondre à deux questions stratégiques : d‘abord, s‘il existera une discipline, même au niveau du marché du gaz conventionnel entre les différents producteurs, et ensuite si la réussite de cette réunion ne dépendra-t-elle pas de la Russie, qui a montré par le passé qu‘elle privilégiait avant tout ses intérêts propres, la Russie ayant profité de la baisse des quotas Opep pour devenir le premier exportateur de pétrole mondial courant 2009, Gazprom (avec la Norvège) étant le concurrent direct de Sonatrach comme en témoigne les récents accords gaziers avec l‘Espagne et la France (plus de 30% des réserves mondiales de gaz conventionnel, de l‘Iran 15% et du Qatar 10%) sans compter les récentes découvertes de gaz non conventionnel en Sibérie et en Chine ? Gazprom est-elle toujours intéressée pour prendre une participation dans le projet Nigal ? Cela interpelle l‘Algérie, une économie totalement rentière, le gaz représentant 1/3 des recettes d‘hydrocarbures (gaz naturel GN et gaz naturel liquéfié GNL). C‘est que de plus en plus d‘experts nationaux et étrangers estiment dès lors que l‘Algérie se doit de revoir sa stratégie énergétique et notamment gazière. Les hydrocarbures étant la propriété de toute la collectivité nationale, un large débat national s‘impose. Et surtout de poser lucidement l‘épuisement inéluctable, car l‘on peut découvrir des centaines de gisements, mais non rentables financièrement, devant tenir compte de la forte consommation intérieure. Le gaz étant une ressource non renouvelable qui appartient à la collectivité et aux générations futures, se pose dès lors la question de savoir pourquoi augmenter la production en Algérie si l‘on devait l‘exporter à un prix qui couvre à peine les frais de production et de surcroit transformer le gaz en dollars et en plaçant ces réserves de change à l‘étranger à des taux d‘intérêts presque négatifs ? 1 - Première divergence, l‘idée d‘une Opep/gaz à l‘image d‘une Opep/pétrole, dont la cotation se fait au jour le jour sur la Bourse invoquée par certains responsables iraniens et vénézuéliens, (ces derniers pour des raisons politiques) et l‘Algérie. Or, la Russie et bon nombre d‘autres pays du FPEG ont eu toujours une position ambiguë à ce sujet. Il faut savoir que le marché du gaz est un marché segmenté en trois zones : Amérique, Asie et Europe. Les canalisations représentant 72% du marché mondial contre 28% pour le GNL. Certes, les GNL du fait de la flexibilité, avec les tankers, et si à l‘avenir ils devaient représenter plus de 85% de la commercialisation mondiale pourraient aider à cette Opep de gaz, mais dans la conjoncture actuelle, la cotation journalière boursière est impossible. Et comme j‘ai eu à le démonter dans la presse nationale, cela est rendu d‘autant plus difficile avec l‘entrée, sur le marché mondial, du gaz non conventionnel notamment aux USA qui risquent de devenir, à l‘horizon 2020, exportateurs nets de gaz. Ces nouvelles technologies ont bouleversé la rentabilité financière des GNL dont les coûts sont très élevés et la rentabilité à maturation très lente. Cela remet également en cause la faisabilité à court terme du projet gazoduc Trans-saharien gas pipeline (TSGP), surtout sa rentabilité. 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, ce projet - qui au départ devait permettre à l‘Algérie de concurrencer Gazprom et la Norvège pour passer à l‘horizon 2015 à 15% de l‘approvisionnement de l‘Europe - pour se matérialiser coûtera plus de 13 milliards de dollars contre une prévision au départ de 7 milliards de dollars ramenée par la suite à 10 milliards de dollars. 2 - Deuxième divergence sur l‘éventualité, évoquée récemment par le ministre de l‘Energie algérien, d‘une réduction de l‘offre de gaz conventionnel. Or les contrats par canalisation (gaz naturel (GN) le sont à moyen et long termes et même pour des raisons financières (coûts élevés) les contrats de GNL en majorité se font à moyen et long termes. La Russie qui est à dominance de canalisations et le Qatar à dominance de GNL ont évoqué l‘impossibilité dans ces conditions d‘une réduction de l‘offre au risque de perdre des parts de marché. Outre que les pays membres du Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG) ne sont pas encore constitués en cartels à l‘image de l‘Opep, ils ont des intérêts, pas toujours identiques sur le marché. Et en abaissant l‘offre, les pays producteurs respecteront-ils ces contrats qui en principe sont non révisables, l‘Algérie représentant actuellement environ 10% du marché européen et la Russie plus de 25% ? 3 - Reste la solution la plus raisonnable, une coordination des pays producteurs en relation avec les pays consommateurs pour avoir un juste prix, notamment européen et asiatique, sous réserve d‘un non bouleversement du modèle de consommation énergétique. Il faut faire confiance au génie humain, car actuellement sur le marché mondial le prix de cession sur le marché libre (spot) est d‘environ 4 dollars MBTU, ayant atteint exceptionnellement en plein hiver 6 dollars, une chute de plus de 50% par rapport à 2008. Le prix de cession du gaz doit tenir compte, bien entendu, des fluctuations du dollar, monnaie de référence, pour sa rentabilité qui est environ de 1/10 du prix du pétrole, malgré de lourds investissements encore qu‘existent des différences de prix, mais avec un écart faible, cela en fonction des zones géographiques et des modalités de contrats, le prix de cession étant indexé sur celui du pétrole. Le 1/10 étant valable pour le gaz naturel par canalisation, le prix de cession étant supérieur pour le gaz naturel liquéfié( GNL) devant tourner entre 10/14 dollars selon les zones géographiques du fait du coût de transport. Cependant la marge de manœuvre est étroite jusqu‘en 2015, supposant une coordination sans faille des membres du FPEG devant les perspectives du déséquilibre entre l‘offre abondante et la demande stagnante ou en croissance peu élevée. En effet, la mise sur le marché de capacités additionnelles de liquéfaction (57 Gm3) et de regazéification (260 Gm3) entre 2009 et 2013, ces surcapacités ont conduit 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, avec pour conséquence une pression accrue sur les prix, qui, selon Cedigaz, devraient reculer, 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, rallongeant jusqu‘à 2015-2016 la période actuelle de bulle gazière. Quelles sont donc les perspectives de la réussite ou non de la réunion d‘Oran ? Je pense que l‘on aboutira à un résultat mitigé du fait qu‘il faille répondre à deux questions stratégiques : d‘abord, s‘il existera une discipline, même au niveau du marché du gaz conventionnel entre les différents producteurs, et ensuite si la réussite de cette réunion ne dépendra-t-elle pas de la Russie, qui a montré par le passé qu‘elle privilégiait avant tout ses intérêts propres, la Russie ayant profité de la baisse des quotas Opep pour devenir le premier exportateur de pétrole mondial courant 2009, Gazprom (avec la Norvège) étant le concurrent direct de Sonatrach comme en témoigne les récents accords gaziers avec l‘Espagne et la France (plus de 30% des réserves mondiales de gaz conventionnel, de l‘Iran 15% et du Qatar 10%) sans compter les récentes découvertes de gaz non conventionnel en Sibérie et en Chine ? Gazprom est-elle toujours intéressée pour prendre une participation dans le projet Nigal ? Cela interpelle l‘Algérie, une économie totalement rentière, le gaz représentant 1/3 des recettes d‘hydrocarbures (gaz naturel GN et gaz naturel liquéfié GNL). C‘est que de plus en plus d‘experts nationaux et étrangers estiment dès lors que l‘Algérie se doit de revoir sa stratégie énergétique et notamment gazière. Les hydrocarbures étant la propriété de toute la collectivité nationale, un large débat national s‘impose. Et surtout de poser lucidement l‘épuisement inéluctable, car l‘on peut découvrir des centaines de gisements, mais non rentables financièrement, devant tenir compte de la forte consommation intérieure. Le gaz étant une ressource non renouvelable qui appartient à la collectivité et aux générations futures, se pose dès lors la question de savoir pourquoi augmenter la production en Algérie si l‘on devait l‘exporter à un prix qui couvre à peine les frais de production et de surcroit transformer le gaz en dollars et en plaçant ces réserves de change à l‘étranger à des taux d‘intérêts presque négatifs ?
