Ce spécialiste des questions énergétiques aborde l'état des gisements en Algérie, le rapport de l'AIE, l'avenir des contrats take or pay ainsi que les perspectives à moyen et à long terme du secteur des hydrocarbures. Liberté : Comment évaluez-vous l'état de nos gisements, principalement Hassi Messaoud et Hassi R'mel ? Mourad Preure : D'abord je veux m'inscrire en faux contre une ambiance de catastrophisme qui entoure les réserves algériennes. Dans un congrès en Europe, j'ai remis à sa place un expert qui parlait “d'incertitude géologique algérienne", comme si la géologie pétrolière pouvait n'être pas associée un jour à l'incertitude ! Nous ne détenons pas d'immenses réserves, c'est un fait indiscutable, à peu près 1% des réserves pétrolières mondiales et 2,5% des réserves gazières. Mais nous sommes un pays qui compte dans l'approvisionnement pétrolier mondial et surtout gazier pour l'Europe. Nous aborderons plus loin si vous le voulez bien, ce continent plus spécifiquement. La situation des deux gisements que vous évoquez est intéressante, car elle est significative de la gestion de notre amont pétrogazier plus d'une décennie durant. En ce sens, elle est riche en enseignements pour l'avenir qui n'est pas sombre comme je l'ai fait remarquer, qui est, bien au contraire, porteur d'espoir, à condition que l'on tire les leçons du passé, que l'on se mette sérieusement au travail, que l'on fasse confiance à l'intelligence algérienne, aux femmes et aux hommes qui font au quotidien la puissance pétrolière et gazière de l'Algérie. Hassi Messaoud – qui est classé comme un gisement supergéant – lors de sa découverte recelait 50 Gbls (milliards de barils) de réserves en place. Pour mémoire, l'Arabie Saoudite possède 260 Gbls, le Koweït 90 Gbls, la Libye 46 et l'Algérie 12 Gbls. Sur ces réserves en place de Hassi Messaoud, seulement 15% ont été produits et cela à un taux de récupération de 27%. Considérant le potentiel de ce seul gisement, on peut avancer que ceux qui disent que l'Algérie a dépassé son pic oil et que sa production est en déclin irréversible se trompent. L'augmentation du taux de récupération de 2 à 3% signifie des décennies de production. On sait que la technologie permet aujourd'hui d'atteindre dans certains cas des taux de récupération jusqu'à 70%. Ceci dit, l'Algérie est largement sous-explorée, et de bonnes surprises sont fortement probables. J'adhère au point de vue de mon ami Nazim Zouiouèche, qui connaît bien l'amont algérien, pour dire que l'Algérie est un pays pétrolier beaucoup plus que gazier, et que les plus importantes découvertes récentes portent des gisements pétroliers. Il faut cependant repenser totalement nos approches. Hassi Messaoud devrait être traité comme une business unit qui peut être érigée entreprise du groupe Sonatrach avec un management adapté. Le cas de Hassi R'mel est plus délicat. Ce gisement a malheureusement été maltraité, ce qui a altéré gravement son potentiel. Hassi R'mel est une bête magnifique, un supergéant que nous jalousent bien des pays. Cependant, pour assurer les engagements contractuels, alors que d'autres projets gaziers avaient pris du retard, on a enfreint le modèle technologique de management de ce gisement. Alors que celui-ci prévoyait, sur une production de 92 Gm3 de réinjecter 60 Gm3, d'en extraire les liquides (GPL et condensat) et de ne commercialiser que 32 G3, on a réduit la part réinjectée dans le gisement pour accroître celle commercialisée. La conséquence fut une baisse de la pression du gisement et des remontées d'eau qui ont déchiré la structure. Tout ceci accroît le déclin naturel du gisement. Ce gisement, qui est une des plus belles accumulations de gaz dans le monde, a encore un fort potentiel, mais nécessite de nouvelles études géophysiques et de réservoir engineering. Je pense que Sonatrach a les compétences nécessaires pour inverser cette tendance et redonner une seconde jeunesse au gisement. Comment commentez-vous les dernières estimations en matière de potentiel en gaz compact et gaz de schiste du pays (cf données fournies par le ministre de l'Energie)? Tant que l'on n'a pas mené des études géologiques et géophysiques qui ont mené à un forage, nous parlons de ressources, pas de réserves. Il semble que le potentiel algérien en tight gas et shale gas devrait représenter à peu près quatre fois les réserves conventionnelles. C'est tant mieux pour l'Algérie. Vous savez, moi je suis très réservé quant au potentiel mondial en non conventionnels. On parle de réserves mondiales de gaz non conventionnels de l'ordre de 185 Tcm (trillons de m3), pour comparaison les réserves en conventionnels sont de 200 Tcm. Je pense que l'industrie des hydrocarbures non conventionnels subit un effet de bulle. Il y a en plus beaucoup d'intox, et la seule expérience que nous avons est celle des Etats-Unis où les producteurs sont encouragés par l'Etat (ils ont contribué à la reprise de l'économie américaine), et où, endettés, ils produisent toujours plus pour payer leurs dettes dans un contexte juridique différent de ce que nous avons ailleurs dans le monde. La seule chose que nous pouvons dire pour notre pays est que ces ressources seront celles de 2020, 2030, et leur présence indique que nous avons le potentiel pour une courbe de production robuste sur le long terme, considérant que d'ici là le progrès technique aurait trouvé des concepts de production moins consommateurs d'eau et moins polluants (fracturation par arcs électriques, utilisation de GPL, produits chimiques biodégradables). Il faut à mon avis se mettre en veille et surtout opérer des acquisitions d'actifs parmi les entreprises pionnières dans ces technologies. Car, comme toute industrie émergente, elle a une évolution darwinienne. Il faut saisir notre chance pour nous renforcer sur le plan technologique, entraîner nos universités et sociétés de service, PME, pour figurer demain parmi les leaders de cette industrie qui finira par atteindre l'optimum économique, j'en suis sûr. Car les ressources s'épuisent et la technologie court en permanence derrière la demande. Comment commentez-vous le dernier rapport de l'AIE faisant état, à moyen et long termes, d'une baisse importante des importations de pétrole des Etats-Unis en raison de l'arrivée des productions US de pétrole de schiste ? J'ai abordé cette question souvent en traitant des hydrocarbures non conventionnels. Cela me rappelle la mer Caspienne au début des années 90. Le niveau de réserves dont on parlait variait entre 10 et 200 Gbls. La réalité a montré qu'il est plus près des 10 que des 200. L'AIE s'est trompée tellement de fois dans ses prévisions, toutes très optimistes pour les réserves OCDE, que l'on prend parfois avec distance ses anticipations. Demandez donc aux ingénieurs pétroliers de vous dire combien il faut forer de puits, avec fracturation, pour produire 10 Mbj, alors que le profil de production d'un puits commence à plonger dès la première année. D'autre part, s'il y a un renversement d'équilibre pour la production gazière américaine (pour combien de temps ?) cela ne semble pas être encore le cas pour la production pétrolière. Les graphiques le montrent. Pour le gaz, les Américains peuvent exporter, car leur consommation suit un cycle opposé à l'Europe, dont le pic est en hiver, alors qu'aux Etats-Unis il l'est en été avec la climatisation. Le prix du gaz étant aux Etats-Unis (3,4 $ Mbt) au-dessous du coût de production (6 $ Mbtu), l'exportation vers le marché européen, plus rémunérateur, est nécessaire pour maintenir la courbe d'offre. Sinon gare à la catastrophe ! Pensez-vous que la chute des prix du pétrole enregistrée actuellement va persister à court et moyen termes, avec des répercussions importantes sur les recettes en devises de l'Algérie ? Sur la scène pétrolière, après un conflit entre tendances opposées, on observe une convergence modérée entre facteurs de court terme et tendance lourde de long terme, qui est une tendance structurellement haussière. Sur le long terme, les prix sont portés par une anticipation d'épuisement et de prééminence de l'Opec dans les approvisionnements mondiaux. D'autre part, pour contenir le retour à une géographie des réserves trop défavorable à l'OCDE et aux pays émergents, les prix élevés permettent une rentabilisation du développement des hydrocarbures non conventionnels et contribuent à la recherche d'une géopolitique des réserves plus favorable à l'OCDE. Les facteurs de court terme qui parfois sont baissiers et s'opposent à la tendance haussière de long terme sont d'abord les effets de la crise économique sur la demande et les anticipations des marchés, c'est aussi le jeu des fondamentaux (offre, demande, stocks), mais leurs effets me semblent limités, la production de l'Opec au-delà de son plafond est de cet ordre. Parfois aussi les facteurs de court terme renforcent la tendance haussière, c'est le cas des facteurs géopolitiques. La spéculation, qui recherche et se nourrit de la volatilité, amplifie les tendances mais ne les crée pas. Le prix du pétrole reste relativement élevé, considérant le mauvais état de l'économie mondiale, et fluctue autour d'un pivot de 100 dollars avec des forces de rappel qui tiennent en grande partie à mon avis du coût marginal pour les pétroles les plus difficiles, par ailleurs situés en zone OCDE, sinon non Opec. La moyenne des prix est restée stable : 111 dollars en 2011, 112 dollars en 2012. Cela alors que l'Opec, avec une production de plus de 31 Mbj, est largement en dessus de son plafond de production de 30 Mbj. Au cours des 40 dernières années, comme on le voit dans le graphique suivant, les prix du pétrole fluctuent en réalité autour d'un pivot de 15 dollars en dollars constants. A présent, nous traversons un épisode baissier qui peut être plus ou moins sévère et durable en fonction d'un certain nombre de paramètres : situation de l'économie mondiale, dont l'Europe en crise grave, géopolitique du Moyen-Orient, cela alors que les fondamentaux tirent les prix vers le bas (surproduction d'éminents pays producteurs, demande molle, spare capacities élevées). Alors que nous approchons de l'été où la demande fléchit, l'avenir immédiat est donc fortement incertain. L'Algérie devrait penser à contenir ses importations pour maîtriser ses grands équilibres. Quel est l'avenir des contrats de gaz take or pay et de la position de l'Algérie sur la scène gazière internationale ? L'industrie gazière ne connaît pas une véritable abondance en matière de réserves, ni un renversement structurel en matière de géopolitique des réserves, cela malgré la révolution des gaz non conventionnels. Les réserves gazières mondiales ont été multipliées par plus de 5 en 40 ans (208,4 Tcm), soit l'équivalent des réserves pétrolières. Mais dans le même temps, la part de l'OCDE est passée de 35% à 9%. Là encore, l'analyse d'Emergy prend de la distance avec l'euphorie de l'abondance qui semble toucher autant les réserves pétrolières que gazières. La scène gazière internationale est en pleine restructuration qui conduira à une forme de marché global, beaucoup moins fluide que le marché pétrolier néanmoins, mais qui tranche complètement avec les logiques antérieures où prédomine le long terme, le rôle directeur des prix pétroliers et l'organisation en trois marchés peu communicants avec des logiques de prix parfois durablement divergentes : le marché américain, le marché européen continental et le marché asiatique, le premier étant le plus rémunérateur et le dernier le moins. La scène gazière connaît une triple rupture du cloisonnement (i) entre marchés (européen, américain, asiatique), le bassin atlantique devenant zone d'arbitrage, (ii) entre énergies, (iii) et entre segments de la chaîne gazière. Le marché très structuré en 2000, avec 12 pays producteurs et 11 importateurs, est aujourd'hui totalement ouvert avec la multiplication des flux et un nombre de pays importateurs et exportateurs qui a “explosé" : 18 pays producteurs et 23 importateurs. Le GNL représente 30% du commerce gazier (croissance 4,5% par an, soit double de la production mondiale de gaz qui est de 2,1% par an). Les échanges par méthaniers augmentent plus vite que les échanges par pipeline interrégionaux (3,0% par an). Le GNL doublera d'ici 2030, décloisonnera et fluidifiera le marché. L'augmentation de la taille des méthaniers (261 000 m3) et l'allongement de leurs routes modifient les règles du jeu. De nouvelles zones d'exportation apparaissent : Tanzanie, Mozambique, Cameroun, mais aussi... USA. Sur le marché européen, le processus de libéralisation engagé en 1995 sous l'égide de l'Union européenne a conduit à l'émergence d'un marché spot qui coexiste avec les contrats de long terme avec clause de take or pay, les mettant ainsi en péril. Aujourd'hui, les acheteurs européens de gaz veulent imposer par le recours à la négociation et à l'arbitrage une baisse des prix, l'abandon de l'indexation sur les prix du pétrole et l'alignement sur les prix spot. Les changements affectant le marché gazier européen continental prolongent ceux connus déjà par les marchés américain et britannique avec dominance du court terme, les mécanismes boursiers déterminant les prix avec pour conséquence spéculation et volatilité. Tout porte à croire que le court terme coexistant avec le long terme sur le marché continental finira par orienter le marché dans son entier, amenant ainsi le producteur à prendre en même temps et le risque marché et le risque volume. Cela risquerait de décourager le producteur d'investir pour mettre sur le marché les volumes nécessaires pour répondre à la demande future, cela alors que l'Europe verra sa dépendance gazière s'aggraver et passer de 55% aujourd'hui à 80% en 2030. L'Europe est dépendante dans ses approvisionnements gaziers à 23% de la source russe et pour 8% de la source qatarie dont les volumes arrivent en Europe par GNL. Même si les Etats-Unis ont la qualité théoriquement pour postuler au titre de fournisseur de gaz, l'Europe risque de précariser ses approvisionnements gaziers. Nous avons connu des chocs pétroliers mais pas de chocs gaziers, nous risquerions de connaître à l'avenir un choc gazier en Europe. Les différences de prix entre marchés sont à leur maximum avec à un extrême, le prix américain de l'ordre de $ 3,5/Mbtu, et, à l'autre extrême, le prix du gaz livré au Japon, de l'ordre de $ 18/Mbtu. Les pressions qui s'exercent aujourd'hui sur Sonatrach sont à terme dangereuses pour l'Europe. Car c'est un signal qui peut pousser les producteurs traditionnels de l'Europe à des réorientations stratégiques, notamment vers le nouveau centre de gravité de l'économie mondiale, l'Asie. Sonatrach ne peut pas prendre et le risque volume et le risque marché. Si elle doit facturer ses volumes aux prix spot, elle doit alors pouvoir accéder à l'aval de la chaîne gazière et à la génération électrique en Europe, pour vendre au client final molécules de gaz et kilowattheures, accéder ainsi aux marges aval les plus rémunératrices et maîtriser le risque volume. Comment voyez-vous les perspectives du secteur des hydrocarbures en Algérie ? Rayonnantes, incha Allah, pour peu que nous nous remettions en cause, car l'erreur est aussi l'occasion de faire son bilan pour s'améliorer. D'abord, les questions qui touchent à l'énergie, dans un pays producteur de surcroît, sont trop importantes pour ne pas concerner et impliquer toute la nation. La citoyenneté doit s'exercer aussi dans le débat autour du devenir des ressources épuisables, vitales à la prospérité et au progrès de la nation. Autant les élus de la nation que la presse (et les uns comme les autres doivent gagner en compétence sur ces questions pour s'exprimer utilement), mais aussi toute l'intelligence que recèle le pays doivent d'abord être informés, ensuite participer conceptuellement à la politique énergétique nationale. Le Conseil supérieur de l'énergie doit jouer un rôle actif pour évaluer les résultats et définir le cap. Faute de tout cela, nous avons eu les conséquences fâcheuses que l'on sait, et les entorses à l'éthique, toutes condamnables qu'elles puissent être, n'en sont pas les plus graves, le cas de Hassi R'mel l'atteste bien. Il faut ensuite renforcer puissamment Sonatrach qui doit devenir une compagnie pétrolière de référence dans le monde, forte de sa base de réserves en Algérie et hors d'Algérie, de sa maîtrise technologique, de son pouvoir innovant, de son excellence managériale et de la qualité de son portefeuille d'activité qui doit être internationalisé. Sonatrach doit s'appuyer sur l'université algérienne ainsi que sur des PME et sociétés de services nationales qu'elle doit entraîner dans son sillage et à qui elle imposera d'évoluer aux standards internationaux d'excellence et de compétitivité. L'Algérie doit postuler à figurer parmi les BRICS. La grande ambition industrielle qu'elle nourrit aujourd'hui peut aussi prendre appui sur la grande expérience industrielle et l'expertise technologique dans un secteur de pointe, soit l'énergie. Sonatrach porte cette expertise et ce savoir-faire national incontestablement. Voilà pourquoi il faut la protéger, sauvegarder son image d'excellence construite par le sacrifice des enfants d'Algérie, et veiller surtout à la remettre dans le sentier d'expansion qu'elle n'aurait jamais dû quitter. Ma conviction est que la force de l'Algérie, sa richesse la plus forte et la plus pérenne c'est l'intelligence qu'elle recèle, autant celle qui réside et travaille en Algérie que celle qui évolue à l'étranger. C'est ensuite le puissant souffle novembriste qui, quoi qu'on dise, infuse un patriotisme d'exception, un amour de l'Algérie, qui nous a permis de prendre le dessus sur les violentes convulsions des années quatre-vingt-dix, l'épisode de déraison de la nation, qui peut nous permettre, pour peu que nous en ayons la folle ambition, d'atteindre l'inaccessible étoile ! Nom Adresse email
