L'investissement dans le gaz schiste est-il une option fiable pour l'Algérie ?

Face à la concurrence internationale et aux mutations énergétiques mondiales

Alger accueille les 17 et 18 septembre des journées d'études organisées par le ministère de l'Energie et des Mines. Le développement du gaz de schiste, inscrit dans la nouvelle loi des hydrocarbures de 2013, est-il une option pour l'Algérie au-delà des contraintes financières et environnementales ?
1.-Les données techniques du gaz de schiste
Le gaz non conventionnel est contenu dans des roches sédimentaires argileuses très compactes et très imperméables, qui renferment au moins 5 à 10% de matière organique. Généralement la profondeur d'exploitation des shale gas est de l'ordre, en moyenne générale, selon les gisements, de 500, souvent 1.000 à 3.000 mètres de profondeur, soit de un à plusieurs kilomètres au-dessous des aquifères d'eau potable, la profondeur étant moindre aux USA.
La fracturation de la roche suppose par ailleurs d'injecter un million de mètres cubes d'eau douce pour produire un milliard de mètres cubes gazeux à haute pression et du sable. Une partie de l'eau qui a été injectée pour réaliser la fracturation hydraulique peut être récupérée (20 à 50%) lors de la mise en production du puits après traitement, ce qui suppose des installations appropriées.
Le sable injecté combiné d'additifs chimiques a pour but de maintenir les fractures ouvertes une fois la fracturation hydraulique effectuée, afin de former un drain pérenne par lequel le gaz va pouvoir être produit. De nombreux gisements sont enfouis sous des nappes phréatiques et avec la remontée du gaz, le liquide de fracturation peut parfois atteindre ces nappes et se mêler à l'eau, qui devient alors impropre à la consommation.
Selon un rapport rédigé par la commission de l'énergie et du commerce de la Chambre des représentants américaine, l'exploitation du gaz de schiste a entraîné l'utilisation de "plus de 2.500 produits pour la fracturation hydraulique, contenant 750 substances chimiques dont 29 sont connues pour être cancérigènes ou suspectées telles ou présentant des risques pour la santé et l'environnement".
Pour l'Algérie, pays semi-aride, le problème se pose avec le risque de pollution des nappes phréatiques, la nappe d'eau étant l'Albien. De nombreux gisements sont enfouis sous des nappes phréatiques et avec la remontée du gaz, le liquide de fracturation peut parfois atteindre ces nappes, et se mêler à l'eau, qui devient alors impropre à la consommation.
A-t-on prévu les moyens de lutte contre la détérioration de l'environnement ? Et l'Algérie étant un pays semi-aride, a-t-on fait les extrapolations d'arbitrage entre la consommation d'eau des populations, des secteurs économiques et l'utilisation de ce gaz ? Car en l'absence de technique alternative à la facturation hydraulique grande consommatrice d'eau, un milliard de mètres cubes gazeux nécessitant un million de mètres cubes d'eau douce, l'eau du Sud étant saumâtre nécessitant des unités de dessalement alourdissant le coût.
Aussi, tenant compte également du récent rapport de l'Onu de 2013 qui annonce une sécheresse sans précédent en Afrique du Nord, à l'horizon 2020 l'impact de cette exploitation sur la ressource en eau demeure l'une des principales préoccupations. Par ailleurs, dans le climat aride ou semi-aride de l'Algérie, le rechargement des nappes phréatiques est faible.
C'est donc dans les nappes profondes que les exploitants iraient pomper l'eau nécessaire à l'exploitation du gaz. Comme il faudra résoudre l'utilisation de ces nappes pour éviter des tensions avec les pays riverains. Certains bassins hydrographiques complexes sont en effet partagés comme celui de Mjradah Wadi, commun à la Tunisie et à l'Algérie ou celui de Deraa qui alimente également le Maroc sans compter les bassins communs avec la Lybie.
2- Pourquoi l'Algérie veut s'orienter vers le gaz de schistes ?
Les hydrocarbures constituent l'épine dorsale de l'économie algérienne. Les revenus issus des hydrocarbures ont été, selon les bilans de Sonatrach, d'environ 600 milliards de dollars en devises entre 2000 et 2012. 60 à 70% des recettes fiscales sont issues des hydrocarbures et ont permis à l'Etat algérien de constituer des réserves de change de l'ordre de 190 milliards de dollars en 2013 (non compris les 173 tonnes d'or) placées à 86% à l'étranger tant en bons de Trésor américains, en obligations européennes et environ 9 milliards de dollars en DTS auprès du FMI.
Cela a permis, outre de calmer le front social (14 milliards d'euros de transferts sociaux selon la loi de finances 2012), une dépense publique programmée sans précédent estimée entre 2000 et 2013 à plus de 500 milliards de dollars devant, dans ce cas-là, distinguer la part devises et la part de dinars avec un impact extrêmement faible (taux de croissance inférieur à 3% entre 2000/2013 alors qu'il aurait dû dépasser 10% avec une concentration excessive du revenu national au profit d'une minorité rentière ayant favorisé la corruption, expliquant les tensions sociales et la démobilisation de la population.
L'économie algérienne est toujours une économie rentière après 50 années d'indépendance politique, 98% d'exportation représentées par les hydrocarbures à l'état brut et semi-brut, la pétrochimie étant embryonnaire et, important, 70 à 75% des besoins des ménages et des entreprises publiques et privées dont le taux d'intégration ne dépasse pas 15%. Sonatrach, c'est l'Algérie et l'Algérie c'est Sonatrach.
Aussi, cette décision stratégique a été prise au plus haut niveau de l'Etat, après que la majorité des experts internationaux aient estimé que l'Algérie serait une importatrice nette de pétrole et de gaz conventionnel qui selon la déclaration du P.-dg de Sonatrach en date du 24 février 2013 n'est plus que de 2.000 milliards de mètres cubes gazeux.
Selon certains experts, l'Algérie pourrait commencer à importer du pétrole à partir de 2020 et du gaz à partir de 2025/2030 pour satisfaire la demande locale, la consommation intérieure après la décision de doubler la production d'électricité à partir des turbines de gaz approchant les exportations actuelles, consommation intérieure accélérée par le prix, un des plus bas au monde, bloqués par la décision D/06-05/CD du 30 mai 2005.
Selon des études d'experts , encore qu'il faille tenir compte des taxes prélevés par les Etats qui sont fortes en France, beaucoup moins élevés aux USA, qui peuvent fausser les comparaisons, en France, en moyenne (variant selon les clients les heures de pointe) le tarif réglementé est de 0,12 euro par kWh), en Allemagne, le prix d'un kWh est de 0,23, euro, en Espagne il est de 0,13 euro, au Royaume-Uni de 0,11 euro, au Sénégal de 0,17 euro et aux Etats-Unis entre 0,6 et 0,12 euros, en Tunisie selon les saisons entre 0,8 et 0,17 euros), au Maroc il est de 0,11 euros pour la tranche la plus basse.
En Algérie les prix sont entre 2 DA et 3,20 DA/kWh (soit 2 à 3,2 centimes l'euro). Pour le gaz il est cédé à Sonelgaz entre le sixième et le dixième du prix international sur le marché libre, ce taux variant selon les fluctuations des prix internationaux, largement influencés par l'entrée du gaz non conventionnel, le prix de cession s'établissant entre 2011 et 2012 sur le marché européen entre 7 et 9 dollars le MBTU (1 million British thermal unit = 28 m3 de gaz).
Sonatrach supporte en moyenne entre 1,5 et 2 milliards de dollars de subventions par an, selon les variations du prix international. Par ailleurs, souvent oubliée dans les quantifications de la durée des réserves, la consommation intérieure qui selon les extrapolations du Creg 2015/2020 serait de 50 milliards de mètres cubes gazeux contre 35 milliards de mètres cubes gazeux en 2012. Mais ce montant risque d'être fortement augmenté après les décisions courant 2012 d'installer des capacités d'électricité.
En effet, suite aux coupures récurrentes d'électricité, il a été décidé la réalisation du projet de centrale électrique en cycle combiné à Ras Djinet (Boumerdès) d'une capacité de 1.200 MW confiée au groupe sud-coréen Daewoo EC pour un montant de 73,4 milliards DA (près d'un milliard de dollars), pour un délai de 40 mois.
Le projet de cette centrale s'inscrit dans le cadre du programme visant à produire 12.000 mW supplémentaires d'électricité à l'horizon 2017, devant une fois achevé, permettre de doubler la production nationale d'électricité. Ainsi, il est prévu la construction de 9 centrales électriques totalisant une puissance de 8.050 mW, 300 postes très haute et haute tension, près de 10.000 km de réseau de transport très haute tension et 500 km de réseau de transport de gaz destiné à l'alimentation des centrales.
Ce programme est appelé à satisfaire une demande en nette croissance avec un rythme annuel moyen de 14% et qui devra passer à 19.316 MW en 2017 contre 11.436 mW projetés pour 2013. Pour le Grand Sud, le 15 août 2012, la Société de production d'électricité (SPE), filiale du groupe Sonelgaz, a diffusé un appel d'offres pour la réalisation d'une vingtaine de centrales électriques diesel. Ces plateformes de production d'électricité sont destinées à alimenter les villes du Grand Sud ;
elles seront réalisées à Hassi Khebi (12.000 kW), Tabelbela (2.000 kW), Oum Lassel (1.000 kW), Talmine (4.000 kW), Timaouine (1.000 kW), Aïn Belbel (1.500 kW), M'guiden (500 kW), Djanet (16.000 kW), Bordj Omar Driss (6.000 kW), Aïn Alkoum (300 kW), Bord Badji Mokhtar (6.000 kW) et Tin Zaouatine (2.500 kW), trois centrales d'une capacitté de 24.000 kW pour Tindouf, la ville de Debdeb trois centrales électriques d'une puissance totale de 7.200 kW et deux centrales diesel pour la ville d'Idless d'une capacité de 700 kW.
Ainsi Sonelgaz financera, via le Trésor public, environ 27 milliards de dollars d'ici à 2016-2017 pour une capacité supplémentaire de 12.000 mW. Ainsi tous ce s investissements fonctionneront en majorité en turbines de gaz, et pour le Sud au diesel, contraires au règles de l'environnement, le diesel polluant et de surcroît importés en Algérie pour plusieurs centaines de millions de dollars. Comme le diesel connait un prix international très élevé, à quel coût produira donc le kWh et à quel prix sera la cession ?
Dès lors avec cette augmentation de la consommation intérieure, du fait de la décision de ne pas modifier les prix intérieurs, il y a risque d'aller vers 65-70 milliards mètres cubes gazeux à l'horizon 2017-2020 de consommation intérieure. En effet, si l'on prend les extrapolations d'exportation de 85 milliards mètres cubes gazeux et 65 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieures,
il faudrait produire plus de 145-150 milliards de mètres cubes gazeux supposant d'importants investissements dans ce domaine, limitant le financement des secteurs hors hydrocarbures et accélérant l'épuisement de cette ressource non renouvelable. Comme il faudra prendre en compte les coûts, les concurrents ayant déjà amorts leurs installations, des énergies substituables et des importantes mutations énergétiques mondiales
3.- L'exploitation du gaz de schiste est-elle rentable pour l'Algérie ?
Au préalable il convient de se poser la question suivante : où en est la concrétisation de la déclaration officielle du ministère de l'Energie début 2013, d'investissement de 100 milliards de dollars durant les 20 prochaines années dans les énergies renouvelables et quel est le montant de l'investissement consacré au gaz de schiste ?
Et la déclaration du ministre de l'Energie algérien, le 28 février 2012, selon lequel les réserves algériennes de gaz de schiste sont équivalentes à celles des USA sont-elles fiables ? Le ministère de l'Energie avait annoncé, le 13 juin 2012, à Kuala Lumpur que le groupe algérien Sonatrach avait foré son premier puits de gaz de schiste (shale gas) dans le bassin d'Ahnet, situé au sud d'In Salah, qui devait être suivi de deux autres.
Mais l'Algérie a-t-elle établi une carte géologique fiable confirmant les assertions du ministre de l'Energie et des responsables de Sonatrach ? On peut comme pour le gaz conventionnel découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement.
La rentabilité économique et par là le calcul des réserves est fonction de la croissance de l'économie mondiale et de son modèle de consommation, de la consommation intérieure, des coûts d'extraction et du transport, des concurrents et des énergies substituables. Pour l'AIE, se fondant sur de nouvelles évaluation s majoreraient les réserves de gaz techniquement extractibles dans le monde de 40% et les porterait à 640.000 milliards de m3, soit plus du triple des réserves mondiales de gaz conventionnel dont d'ailleurs des découvertes importantes se font chaque jour avec une concurrence accrue.
Depuis la révolution du gaz non conventionnel qui fera des USA horizon 2020 le premier exportateur mondial avant la Russie sachant que qu'elle détient un tiers des réserves mondiales de gaz conventionnel suivi de l'Iran (15%) et du Qatar (10%) sans compter les investissement possibles de la Chine qui détient les premières réserves mondiales combinées aux énergies renouvelables qui en feront un leader, possédant surtout la ressource humaine, richesse bien plus importante que toutes les réserves d'hydrocarbures, la concurrence risque d'être rude pour l'Algérie.
Comme ce marché est segmenté à l'instar du gaz conventionnel où les canalisations représentent environ 70% de la commercialisation mondiale du gaz, la concurrence en Europe des projets russes, South et North Stream (ce dernier devant approvisionner l'Italie) plus de 100 milliards de mères cubes gazeux, se posera également toute la problématique de la rentabilité des GNL algériens à faibles capacités notamment face à la concurrence qatarie, qui nécessitent un investissement très lourd et à maturation très lente.
Et ce sans compter les importants moyens de transport, (méthaniers appropriés) que des installations par canalisations (Transmed et Medgaz) les projets Galsi via la Sardaigne et le Nigal (Nigeria-Europe via l'Algérie) dont les coûts de réalisation, du fait des retards, ont augmenté de plus de 50% par rapport au coût initial, étant toujours en gestation et non rentables par rapport à son concurent russe le North Stream, Gazprom écoulant d'ailleurs une fraction de sa production sur le marché libre.
Par ailleurs, qu'en sera-t-il pour l'Algérie, le gaz représentant environ 40% des recettes de Sonatrach, où entre 2014-2017 les contrats à moyen terme auront expiré où selon certaines informations crédibles, les principaux partenaires européens demanderont une révision à la baisse du prix de cession du gaz conventionnel et surtout si les USA deviennent exportateurs, les recettes de Sonatrach en provenance de ce pays représentant plus de 25% de ses recettes en devises ? L'Algérie n'est pas seule sur le marché mondial.
Il existe une concurrence internationale et l'on doit tenir compte de la dispersion des gisements de gaz de schiste dont la durée de vie, contrairement au gaz conventionnel, est limitée dans le temps, selon l'intensité de l'extraction dépassant rarement 5 années. Toujours selon Sonatrach, les coûts de réalisation d'un forage pour l'exploitation du gaz de schiste en Algérie varient entre 10 et 15 millions de dollars, selon le chef de département d'analyse des bassins du groupe Sonatrach, lors du workshop international sur le gaz de schiste.
Par ailleurs, outre la maîtrise technologique, dont il conviendra d'inclure dans le coût par l'achat du savoir-faire, l'avantage de certains pays comme les USA c'est la disponibilité d'un réseau de transport de gaz pratiquement sur l'ensemble du territoire en plus du fait que les gisements ne sont pas profonds. Qu'en sera-t-il des coûts des canalisations additionnels pour l'Algérie ? La rentabilité dépend donc de l'évolution future du prix de cession du gaz sur le marché international qui est actuellement bas sur le marché libre avec la révolution du gaz non conventionnel, ce cours ayant légèrement remonté entre 2011-2012 après la catastrophe nucléaire japonaise.
C'est que la gestion de l'exploitation est complexe, les forages perdant 80% de la productivité au bout de 5 ans. Sans compter la maîtrise technologique qui demande une formation pointue dans la ressource humaine, inexistante en Algérie. La question de la rentabilité renvoie à la carte énergétique mondiale, à la consommation énergétique mondiale à l'horizon 2060/2040 tenant compte également des coûts des énergies renouvelables qui peuvent décroître si les investissements sont massifs. A moyen terme, bien qu'élastique, le prix du gaz ne va pas s'effondrer.
L'épisode de Fukushima et la volonté affichée par certains de sortir du nucléaire, la dynamique des pays émergents gros consommateurs d'énergie, s'ils maintiennent l'actuel modèle, ce qui n'est pas évident, peuvent soutenir la demande de gaz conventionnel et non conventionnel. Pour l'Algérie l'appel à des groupes internationaux est nécessaire du fait de la déperdition des cadres de Sonatrach. Ainsi se pose l'opportunité par des grands groupes internationaux de l'exploitation du gaz de schiste avec la règle restrictive imposée par le gouvernement algérien des 49/51%.
La reformulation de la loi des hydrocarbures permettra-t-elle de relancer l'exploration sur des bases opérationnelles ? A moins et comme cela se passe pour la majorité des entreprises publiques structurellement déficitaires, le Trésor supporte les surcoûts d'exploitation du gaz de schiste sachant qu'il a consacré plus de 50 milliards entre 1991/2012. Pour autant, 70% des entreprises sont revenues à la case de départ.
Mais à terme cela ne peut durer si le prix de cession ne couvre pas les coûts avec une marge de profit raisonnable. Aussi s'agit-il de penser, en urgence, au futur modèle de consommation énergétique, l'énergie, par un large débat national, étant un facteur déterminant de la sécurité nationale, afin de favoriser les arbitrages de politique économique : énergies fossiles classiques (pétrole-gaz conventionnel) gaz non conventionnel, énergie nucléaire à des fins civiles, énergies renouvelables.
L'intérêt des autorités algériennes pour les hydrocarbures non conventionnels ne s'explique-t-il (culture bureaucratique rentière) donc par la nécessité d'assurer la transition énergétique du pays mais également guidé toujours par la captation de la rente afin d'éviter à terme des remous sociaux.
Mais l'objectif stratégique pour l'Algérie n'est-il pas d'imaginer une autre gouvernance collant aux nouvelles mutations mondiales à l'instar des pays émergents comme la Chine, l'Inde et le Brésil afin de réaliser la transition d'une économie de rente à une économie hors hydrocarbures dans le cadre des avantages comparatifs mondiaux, l'Algérie étant par ailleurs liée à un accord de libre échange avec l'Europe, (tarif douanier zéro prévu horizon 2020) et espérant adhérer à l'Organisation mondiale du commerce (OMC) fin 2014?
ademmebtoul@gmail.com
1.-Les données techniques du gaz de schiste
Le gaz non conventionnel est contenu dans des roches sédimentaires argileuses très compactes et très imperméables, qui renferment au moins 5 à 10% de matière organique. Généralement la profondeur d'exploitation des shale gas est de l'ordre, en moyenne générale, selon les gisements, de 500, souvent 1.000 à 3.000 mètres de profondeur, soit de un à plusieurs kilomètres au-dessous des aquifères d'eau potable, la profondeur étant moindre aux USA.
La fracturation de la roche suppose par ailleurs d'injecter un million de mètres cubes d'eau douce pour produire un milliard de mètres cubes gazeux à haute pression et du sable. Une partie de l'eau qui a été injectée pour réaliser la fracturation hydraulique peut être récupérée (20 à 50%) lors de la mise en production du puits après traitement, ce qui suppose des installations appropriées.
Le sable injecté combiné d'additifs chimiques a pour but de maintenir les fractures ouvertes une fois la fracturation hydraulique effectuée, afin de former un drain pérenne par lequel le gaz va pouvoir être produit. De nombreux gisements sont enfouis sous des nappes phréatiques et avec la remontée du gaz, le liquide de fracturation peut parfois atteindre ces nappes et se mêler à l'eau, qui devient alors impropre à la consommation.
Selon un rapport rédigé par la commission de l'énergie et du commerce de la Chambre des représentants américaine, l'exploitation du gaz de schiste a entraîné l'utilisation de "plus de 2.500 produits pour la fracturation hydraulique, contenant 750 substances chimiques dont 29 sont connues pour être cancérigènes ou suspectées telles ou présentant des risques pour la santé et l'environnement".
Pour l'Algérie, pays semi-aride, le problème se pose avec le risque de pollution des nappes phréatiques, la nappe d'eau étant l'Albien. De nombreux gisements sont enfouis sous des nappes phréatiques et avec la remontée du gaz, le liquide de fracturation peut parfois atteindre ces nappes, et se mêler à l'eau, qui devient alors impropre à la consommation.
A-t-on prévu les moyens de lutte contre la détérioration de l'environnement ? Et l'Algérie étant un pays semi-aride, a-t-on fait les extrapolations d'arbitrage entre la consommation d'eau des populations, des secteurs économiques et l'utilisation de ce gaz ? Car en l'absence de technique alternative à la facturation hydraulique grande consommatrice d'eau, un milliard de mètres cubes gazeux nécessitant un million de mètres cubes d'eau douce, l'eau du Sud étant saumâtre nécessitant des unités de dessalement alourdissant le coût.
Aussi, tenant compte également du récent rapport de l'Onu de 2013 qui annonce une sécheresse sans précédent en Afrique du Nord, à l'horizon 2020 l'impact de cette exploitation sur la ressource en eau demeure l'une des principales préoccupations. Par ailleurs, dans le climat aride ou semi-aride de l'Algérie, le rechargement des nappes phréatiques est faible.
C'est donc dans les nappes profondes que les exploitants iraient pomper l'eau nécessaire à l'exploitation du gaz. Comme il faudra résoudre l'utilisation de ces nappes pour éviter des tensions avec les pays riverains. Certains bassins hydrographiques complexes sont en effet partagés comme celui de Mjradah Wadi, commun à la Tunisie et à l'Algérie ou celui de Deraa qui alimente également le Maroc sans compter les bassins communs avec la Lybie.
2- Pourquoi l'Algérie veut s'orienter vers le gaz de schistes ?
Les hydrocarbures constituent l'épine dorsale de l'économie algérienne. Les revenus issus des hydrocarbures ont été, selon les bilans de Sonatrach, d'environ 600 milliards de dollars en devises entre 2000 et 2012. 60 à 70% des recettes fiscales sont issues des hydrocarbures et ont permis à l'Etat algérien de constituer des réserves de change de l'ordre de 190 milliards de dollars en 2013 (non compris les 173 tonnes d'or) placées à 86% à l'étranger tant en bons de Trésor américains, en obligations européennes et environ 9 milliards de dollars en DTS auprès du FMI.
Cela a permis, outre de calmer le front social (14 milliards d'euros de transferts sociaux selon la loi de finances 2012), une dépense publique programmée sans précédent estimée entre 2000 et 2013 à plus de 500 milliards de dollars devant, dans ce cas-là, distinguer la part devises et la part de dinars avec un impact extrêmement faible (taux de croissance inférieur à 3% entre 2000/2013 alors qu'il aurait dû dépasser 10% avec une concentration excessive du revenu national au profit d'une minorité rentière ayant favorisé la corruption, expliquant les tensions sociales et la démobilisation de la population.
L'économie algérienne est toujours une économie rentière après 50 années d'indépendance politique, 98% d'exportation représentées par les hydrocarbures à l'état brut et semi-brut, la pétrochimie étant embryonnaire et, important, 70 à 75% des besoins des ménages et des entreprises publiques et privées dont le taux d'intégration ne dépasse pas 15%. Sonatrach, c'est l'Algérie et l'Algérie c'est Sonatrach.
Aussi, cette décision stratégique a été prise au plus haut niveau de l'Etat, après que la majorité des experts internationaux aient estimé que l'Algérie serait une importatrice nette de pétrole et de gaz conventionnel qui selon la déclaration du P.-dg de Sonatrach en date du 24 février 2013 n'est plus que de 2.000 milliards de mètres cubes gazeux.
Selon certains experts, l'Algérie pourrait commencer à importer du pétrole à partir de 2020 et du gaz à partir de 2025/2030 pour satisfaire la demande locale, la consommation intérieure après la décision de doubler la production d'électricité à partir des turbines de gaz approchant les exportations actuelles, consommation intérieure accélérée par le prix, un des plus bas au monde, bloqués par la décision D/06-05/CD du 30 mai 2005.
Selon des études d'experts , encore qu'il faille tenir compte des taxes prélevés par les Etats qui sont fortes en France, beaucoup moins élevés aux USA, qui peuvent fausser les comparaisons, en France, en moyenne (variant selon les clients les heures de pointe) le tarif réglementé est de 0,12 euro par kWh), en Allemagne, le prix d'un kWh est de 0,23, euro, en Espagne il est de 0,13 euro, au Royaume-Uni de 0,11 euro, au Sénégal de 0,17 euro et aux Etats-Unis entre 0,6 et 0,12 euros, en Tunisie selon les saisons entre 0,8 et 0,17 euros), au Maroc il est de 0,11 euros pour la tranche la plus basse.
En Algérie les prix sont entre 2 DA et 3,20 DA/kWh (soit 2 à 3,2 centimes l'euro). Pour le gaz il est cédé à Sonelgaz entre le sixième et le dixième du prix international sur le marché libre, ce taux variant selon les fluctuations des prix internationaux, largement influencés par l'entrée du gaz non conventionnel, le prix de cession s'établissant entre 2011 et 2012 sur le marché européen entre 7 et 9 dollars le MBTU (1 million British thermal unit = 28 m3 de gaz).
Sonatrach supporte en moyenne entre 1,5 et 2 milliards de dollars de subventions par an, selon les variations du prix international. Par ailleurs, souvent oubliée dans les quantifications de la durée des réserves, la consommation intérieure qui selon les extrapolations du Creg 2015/2020 serait de 50 milliards de mètres cubes gazeux contre 35 milliards de mètres cubes gazeux en 2012. Mais ce montant risque d'être fortement augmenté après les décisions courant 2012 d'installer des capacités d'électricité.
En effet, suite aux coupures récurrentes d'électricité, il a été décidé la réalisation du projet de centrale électrique en cycle combiné à Ras Djinet (Boumerdès) d'une capacité de 1.200 MW confiée au groupe sud-coréen Daewoo EC pour un montant de 73,4 milliards DA (près d'un milliard de dollars), pour un délai de 40 mois.
Le projet de cette centrale s'inscrit dans le cadre du programme visant à produire 12.000 mW supplémentaires d'électricité à l'horizon 2017, devant une fois achevé, permettre de doubler la production nationale d'électricité. Ainsi, il est prévu la construction de 9 centrales électriques totalisant une puissance de 8.050 mW, 300 postes très haute et haute tension, près de 10.000 km de réseau de transport très haute tension et 500 km de réseau de transport de gaz destiné à l'alimentation des centrales.
Ce programme est appelé à satisfaire une demande en nette croissance avec un rythme annuel moyen de 14% et qui devra passer à 19.316 MW en 2017 contre 11.436 mW projetés pour 2013. Pour le Grand Sud, le 15 août 2012, la Société de production d'électricité (SPE), filiale du groupe Sonelgaz, a diffusé un appel d'offres pour la réalisation d'une vingtaine de centrales électriques diesel. Ces plateformes de production d'électricité sont destinées à alimenter les villes du Grand Sud ;
elles seront réalisées à Hassi Khebi (12.000 kW), Tabelbela (2.000 kW), Oum Lassel (1.000 kW), Talmine (4.000 kW), Timaouine (1.000 kW), Aïn Belbel (1.500 kW), M'guiden (500 kW), Djanet (16.000 kW), Bordj Omar Driss (6.000 kW), Aïn Alkoum (300 kW), Bord Badji Mokhtar (6.000 kW) et Tin Zaouatine (2.500 kW), trois centrales d'une capacitté de 24.000 kW pour Tindouf, la ville de Debdeb trois centrales électriques d'une puissance totale de 7.200 kW et deux centrales diesel pour la ville d'Idless d'une capacité de 700 kW.
Ainsi Sonelgaz financera, via le Trésor public, environ 27 milliards de dollars d'ici à 2016-2017 pour une capacité supplémentaire de 12.000 mW. Ainsi tous ce s investissements fonctionneront en majorité en turbines de gaz, et pour le Sud au diesel, contraires au règles de l'environnement, le diesel polluant et de surcroît importés en Algérie pour plusieurs centaines de millions de dollars. Comme le diesel connait un prix international très élevé, à quel coût produira donc le kWh et à quel prix sera la cession ?
Dès lors avec cette augmentation de la consommation intérieure, du fait de la décision de ne pas modifier les prix intérieurs, il y a risque d'aller vers 65-70 milliards mètres cubes gazeux à l'horizon 2017-2020 de consommation intérieure. En effet, si l'on prend les extrapolations d'exportation de 85 milliards mètres cubes gazeux et 65 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieures,
il faudrait produire plus de 145-150 milliards de mètres cubes gazeux supposant d'importants investissements dans ce domaine, limitant le financement des secteurs hors hydrocarbures et accélérant l'épuisement de cette ressource non renouvelable. Comme il faudra prendre en compte les coûts, les concurrents ayant déjà amorts leurs installations, des énergies substituables et des importantes mutations énergétiques mondiales
3.- L'exploitation du gaz de schiste est-elle rentable pour l'Algérie ?
Au préalable il convient de se poser la question suivante : où en est la concrétisation de la déclaration officielle du ministère de l'Energie début 2013, d'investissement de 100 milliards de dollars durant les 20 prochaines années dans les énergies renouvelables et quel est le montant de l'investissement consacré au gaz de schiste ?
Et la déclaration du ministre de l'Energie algérien, le 28 février 2012, selon lequel les réserves algériennes de gaz de schiste sont équivalentes à celles des USA sont-elles fiables ? Le ministère de l'Energie avait annoncé, le 13 juin 2012, à Kuala Lumpur que le groupe algérien Sonatrach avait foré son premier puits de gaz de schiste (shale gas) dans le bassin d'Ahnet, situé au sud d'In Salah, qui devait être suivi de deux autres.
Mais l'Algérie a-t-elle établi une carte géologique fiable confirmant les assertions du ministre de l'Energie et des responsables de Sonatrach ? On peut comme pour le gaz conventionnel découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement.
La rentabilité économique et par là le calcul des réserves est fonction de la croissance de l'économie mondiale et de son modèle de consommation, de la consommation intérieure, des coûts d'extraction et du transport, des concurrents et des énergies substituables. Pour l'AIE, se fondant sur de nouvelles évaluation s majoreraient les réserves de gaz techniquement extractibles dans le monde de 40% et les porterait à 640.000 milliards de m3, soit plus du triple des réserves mondiales de gaz conventionnel dont d'ailleurs des découvertes importantes se font chaque jour avec une concurrence accrue.
Depuis la révolution du gaz non conventionnel qui fera des USA horizon 2020 le premier exportateur mondial avant la Russie sachant que qu'elle détient un tiers des réserves mondiales de gaz conventionnel suivi de l'Iran (15%) et du Qatar (10%) sans compter les investissement possibles de la Chine qui détient les premières réserves mondiales combinées aux énergies renouvelables qui en feront un leader, possédant surtout la ressource humaine, richesse bien plus importante que toutes les réserves d'hydrocarbures, la concurrence risque d'être rude pour l'Algérie.
Comme ce marché est segmenté à l'instar du gaz conventionnel où les canalisations représentent environ 70% de la commercialisation mondiale du gaz, la concurrence en Europe des projets russes, South et North Stream (ce dernier devant approvisionner l'Italie) plus de 100 milliards de mères cubes gazeux, se posera également toute la problématique de la rentabilité des GNL algériens à faibles capacités notamment face à la concurrence qatarie, qui nécessitent un investissement très lourd et à maturation très lente.
Et ce sans compter les importants moyens de transport, (méthaniers appropriés) que des installations par canalisations (Transmed et Medgaz) les projets Galsi via la Sardaigne et le Nigal (Nigeria-Europe via l'Algérie) dont les coûts de réalisation, du fait des retards, ont augmenté de plus de 50% par rapport au coût initial, étant toujours en gestation et non rentables par rapport à son concurent russe le North Stream, Gazprom écoulant d'ailleurs une fraction de sa production sur le marché libre.
Par ailleurs, qu'en sera-t-il pour l'Algérie, le gaz représentant environ 40% des recettes de Sonatrach, où entre 2014-2017 les contrats à moyen terme auront expiré où selon certaines informations crédibles, les principaux partenaires européens demanderont une révision à la baisse du prix de cession du gaz conventionnel et surtout si les USA deviennent exportateurs, les recettes de Sonatrach en provenance de ce pays représentant plus de 25% de ses recettes en devises ? L'Algérie n'est pas seule sur le marché mondial.
Il existe une concurrence internationale et l'on doit tenir compte de la dispersion des gisements de gaz de schiste dont la durée de vie, contrairement au gaz conventionnel, est limitée dans le temps, selon l'intensité de l'extraction dépassant rarement 5 années. Toujours selon Sonatrach, les coûts de réalisation d'un forage pour l'exploitation du gaz de schiste en Algérie varient entre 10 et 15 millions de dollars, selon le chef de département d'analyse des bassins du groupe Sonatrach, lors du workshop international sur le gaz de schiste.
Par ailleurs, outre la maîtrise technologique, dont il conviendra d'inclure dans le coût par l'achat du savoir-faire, l'avantage de certains pays comme les USA c'est la disponibilité d'un réseau de transport de gaz pratiquement sur l'ensemble du territoire en plus du fait que les gisements ne sont pas profonds. Qu'en sera-t-il des coûts des canalisations additionnels pour l'Algérie ? La rentabilité dépend donc de l'évolution future du prix de cession du gaz sur le marché international qui est actuellement bas sur le marché libre avec la révolution du gaz non conventionnel, ce cours ayant légèrement remonté entre 2011-2012 après la catastrophe nucléaire japonaise.
C'est que la gestion de l'exploitation est complexe, les forages perdant 80% de la productivité au bout de 5 ans. Sans compter la maîtrise technologique qui demande une formation pointue dans la ressource humaine, inexistante en Algérie. La question de la rentabilité renvoie à la carte énergétique mondiale, à la consommation énergétique mondiale à l'horizon 2060/2040 tenant compte également des coûts des énergies renouvelables qui peuvent décroître si les investissements sont massifs. A moyen terme, bien qu'élastique, le prix du gaz ne va pas s'effondrer.
L'épisode de Fukushima et la volonté affichée par certains de sortir du nucléaire, la dynamique des pays émergents gros consommateurs d'énergie, s'ils maintiennent l'actuel modèle, ce qui n'est pas évident, peuvent soutenir la demande de gaz conventionnel et non conventionnel. Pour l'Algérie l'appel à des groupes internationaux est nécessaire du fait de la déperdition des cadres de Sonatrach. Ainsi se pose l'opportunité par des grands groupes internationaux de l'exploitation du gaz de schiste avec la règle restrictive imposée par le gouvernement algérien des 49/51%.
La reformulation de la loi des hydrocarbures permettra-t-elle de relancer l'exploration sur des bases opérationnelles ? A moins et comme cela se passe pour la majorité des entreprises publiques structurellement déficitaires, le Trésor supporte les surcoûts d'exploitation du gaz de schiste sachant qu'il a consacré plus de 50 milliards entre 1991/2012. Pour autant, 70% des entreprises sont revenues à la case de départ.
Mais à terme cela ne peut durer si le prix de cession ne couvre pas les coûts avec une marge de profit raisonnable. Aussi s'agit-il de penser, en urgence, au futur modèle de consommation énergétique, l'énergie, par un large débat national, étant un facteur déterminant de la sécurité nationale, afin de favoriser les arbitrages de politique économique : énergies fossiles classiques (pétrole-gaz conventionnel) gaz non conventionnel, énergie nucléaire à des fins civiles, énergies renouvelables.
L'intérêt des autorités algériennes pour les hydrocarbures non conventionnels ne s'explique-t-il (culture bureaucratique rentière) donc par la nécessité d'assurer la transition énergétique du pays mais également guidé toujours par la captation de la rente afin d'éviter à terme des remous sociaux.
Mais l'objectif stratégique pour l'Algérie n'est-il pas d'imaginer une autre gouvernance collant aux nouvelles mutations mondiales à l'instar des pays émergents comme la Chine, l'Inde et le Brésil afin de réaliser la transition d'une économie de rente à une économie hors hydrocarbures dans le cadre des avantages comparatifs mondiaux, l'Algérie étant par ailleurs liée à un accord de libre échange avec l'Europe, (tarif douanier zéro prévu horizon 2020) et espérant adhérer à l'Organisation mondiale du commerce (OMC) fin 2014?
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