Je structurerai mon intervention en trois parties interdépendantes : le prix du gaz indexé sur celui du pétrole, la problématique des mutations gazières mondiales et la transition énergétique, la problématique des subventions et de la forte consommation intérieure et enfin aller vers un mix énergétique. Autre pays concurrent les USA : en effet, avec le gaz de schiste par le recours massif à la fracturation hydraulique, les Etats-Unis pourraient devenir le premier producteur mondial de pétrole ainsi que de gaz à la fin de la décennie, selon le directeur adjoint de l'Agence internationale de l'énergie (AIE). Cet essor a fait chuter les cours du gaz naturel sur le marché américain, désormais inférieurs à 3/5 dollars par million de BTU contre 9-10 dollars en Europe et entre 12- 15 en Asie, où la catastrophe de Fukushima a fait bondir la demande japonaise en gaz : donc, des enjeux stratégiques pour l'Algérie où par le passé 15 à 20 milliards de dollars des recettes de Sonatrach provenaient des USA. L'Algérie ne va-t-elle pas donc perdre des parts de marché avec l'arrivée de ce nouvel exportateur ? Par ailleurs, l'Italie a fait savoir qu'elle réduisait ses achats de gaz à Sonatrach avec un impact négatif sur les capacités du grand gazoduc Transmed. Autre contrainte pour Sonatrach, la rentabilité du projet Medgaz via l'Espagne, Sonatrach étant le principal actionnaire avec 26% des parts, d'une capacité de 8 milliards de mètres cubes gazeux où selon l'agence Reuters en date du 25 décembre 2012 deux partenaires du groupe Sonatrach, Endesa et Iberdrola, étaient en négociations pour leur retrait dans le capital de Medgaz. Il est à préciser que le capital d'Endesa est détenu à hauteur de 92 % par l'italien Enel (ENEI.MI) qui est un leader de la distribution de gaz en Espagne alors que Iberdrola, détenteur de 20% du capital de Medgaz aux côtés de Cepsa avec 20% ainsi que les françaises Gdf et Suez avec 12 %. Mais dernier rebondissement, même pour Suez l'agence Reuters dans une dépêche en date du 28 mai 2013, le groupe énergétique français mène actuellement des négociations avec les groupes espagnols Gas Natural et Cepsa, en vue de vendre sa participation de 12%. Dans la foulée, GDF Suez a annoncé le 28 mai 2013 la conclusion d'un accord avec le groupe énergétique autrichien OMV Gas and Power sur l'achat d'une participation d'environ 9% dans le projet de gazoduc Nabucco West, reliant la Turquie à l'Autriche. Ce projet a pour objectif de sécuriser et de diversifier l'approvisionnement en gaz des marchés européens sur le long terme. Nabucco West, dont la mise en service est prévue à l'horizon 2020, permettra l'acheminement d'une dizaine de milliards de mètres cubes de gaz par an, en provenance d'Azerbaïdjan. A terme, sa capacité pourrait être augmentée de 13 milliards de mètres cubes supplémentaires afin de permettre l'importation de la production de nouveaux champs gaziers de la région de la mer Caspienne. Autre contrainte qui limite la manœuvre de Sonarach où d'ailleurs aucune information sur la rentabilité de ses investissements à l'étranger notamment au Pérou, le projet NIGAL (Gazoduc reliant la région au Nigeria) à l'Algérie et l'Europe, soit 2 500 km sur le territoire algérien, 750 km sur le territoire du Niger, 1 300 km sur le territoire nigérian, prévu pour le transport de 20 à 30 milliards de m3 par an, en majorité vers le marché européen pourra-t-il permettre d'accroître les capacités d'exportation? Avec un coût prévu initialement à 7 milliards de dollars, son coût dépasserait 20 milliards de dollars, selon une étude du 28 avril 2011 de l'Institut français des relations internationales (IFRI). Ce projet financé pour partie par l'Europe avec la crise d'endettement est-il réalisable d'autant plus que comparé aux canalisations russes, son coût est trop élevé ? Concernant le GNL, où le seuil de rentabilité est de 15 dollars le MBTU contre 11/12 pour les canalisations, l'Algérie pourra-t-elle du fait des faibles capacités et de la déperdition de ses cadres, avoir été par le passé leader dans ce domaine, concurrencer le Qatar, l'Iran proche de l'Asie, la Russie, et surtout tenant compte du coût de transport devant contourner toute la corniche d'Afrique pour arriver en Asie, liant forcément son marché naturel à l'Europe ? Et c'est là que rentre la concurrence et les décisions du Conseil européen qui vient d'approuver l'accord énergétique stratégique entre l'Algérie et les 27 pays de l'Union européenne le 15 avril 2013 , accord qui sera ensuite ratifié par le Parlement européen, et signé à Alger au plus tard avant le mois de Ramadhan, à l'occasion d'une visite du commissaire européen à l'Energie. Les négociations sur ce contrat interviennent donc dans un contexte particulier, marqué par des bouleversements profonds de la carte énergétique mondiale comme analysé précédemment et le nouveau mémorandum insistera sur la déconnexion des prix du gaz et du pétrole qui n'est plus en vigueur depuis au moins trois années et qu'adviendra-t-il des prix du gaz algérien aussitôt les contrats à moyen et long terme arrivés à expiration, l'Europe faisant pression pour une baisse des prix ? Rappelons que dans le cadre de la renégociation de contrats de gaz à long terme par le groupe italien Edison qui a été repris par le groupe français EDF, Sonatrach a perdu en mars 2013, une affaire d'arbitrage où le groupe italien a obtenu la révision à la baisse des prix d'un contrat de fourniture de gaz naturel et ce sur décision rendue par la Cour d'arbitrage de la Chambre de commerce internationale, avec un impact estimé à environ 300 millions d'euros (390 millions de dollars) sur l'Ebitda (excédent brut d'exploitation) du groupe Sonatrach en 2013. 3. Problématique des subventions et de la forte consommation intérieure Il est utile de rappeler que 98 % des exportations du pays sont issues des seuls hydrocarbures et important environ 70/75% des besoins des ménages et des entreprises publiques et privées. Ceux-ci ont généré quelque 600 milliards de dollars de recettes en devises entre 2000 et 2012, selon les bilans de Sonatrach, la compagnie nationale des hydrocarbures. Cette manne a permis à l'Algérie d'éteindre sa dette extérieure et de diminuer artificiellement sa dette intérieure, et de disposer de réserves de change considérables, 194 milliards, selon la Banque d'Algérie et 200 milliards de dollars avec les 173 tonnes d'or. Environ 83/86% sont placées en majorité en bons du Trésor américain et en obligations européennes à un taux fixe de 3% (les intérêts rapportés entre 2011/2013 environ 4 à 4,5 milliards de dollars annuellement). L'Algérie peine toujours à maintenir le niveau des volumes exportés au-dessus de 55/60 milliards de mètres cubes, un seuil qui était bien conservé entre 2001 et 2008 et les prix élevés cachent une baisse du volume, encore que le ministère de l'Energie rassure avec la mise en exploitation courant 2015/2016 des nouveaux gisements mais tout reste une question non d'offre mais de demande face à la crise mondiale qui sera de longue durée. Pour calculer la durée de vie des réserves en Algérie, il s'agit de prendre en compte l'évolution des coûts et des prix internationaux, pouvant découvrir des milliers de gisements non rentables. La durée de vie des réserves est également influencée par le volume tant les exportations que de la forte consommation intérieure du fait du bas prix du gaz, un des plus bas au niveau du monde, bloqués par la décision du 30 mai 2005. Selon différentes déclarations du PDG de Sonatrach et d'experts, les réserves algériennes en gaz conventionnel seraient de 3 000 milliards de mètres cubes gaz, loin des données euphoriques de 4 500, données de BP de 1999 non réactualisées, encore que certains experts préconisent de limiter les gaz torchés et d'utiliser les techniques de récupération, notamment au niveau du gisement pétrolier d'Hassi Messaoud pour accroître les réserves. Mais le problème est de déterminer les coûts additionnels pour la rentabilité tenant compte de la concurrence. La consommation intérieure entre 2012/2014, selon le Creg, est de 30 milliards de mètres cubes gazeux et avait extrapolé environ 50 milliards de mètres cubes gazeux horizon 2017/2020. Mais ce montant a été calculé avant l'annonce des nouveaux projets consommateurs d'une grande quantité de pétrole et de gaz. Mais avec ce paradoxe, les ménages étant les plus importants consommateurs d'électricité que les entreprises montrant une désindustrialisation du pays, loin donc des normes internationales, posant la problématique des subventions généralisées et non ciblées. Selon une récente étude du PNUD ayant exploité les données de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), l'Algérie figure parmi les pays arabes qui subventionnent le plus les produits énergétiques avec 10,59 milliards de dollars (quelque 800 milliards de DA) consacrés à la subvention des prix de l'énergie en 2010. L'électricité a profité de 2,13 milliards dollars (quelque150 milliards DA) de subventions, tandis que les carburants ont coûté 8,46 milliards de dollars (environ 650 milliards de DA). Ces subventions représentent, selon l'organisme onusien, 6,6% du PIB algérien. Ces subventions ne concernent pas seulement l'électricité, mais d'autres segments, et selon le Premier ministre algérien, les transferts sociaux et les subventions avoisinent 60 milliards de dollars, soit 28% du PIB de 2013. Pour les carburants, selon le ministère de l'Energie et des Mines, le prix réel de l'essence devrait fluctuer entre 60 et 80 DA le litre. Concernant le prix de l'électricité plafonné, Sonelgaz suggère que le tarif devrait être revalorisé de 11% par an pour pouvoir financer ses investissements, induits par l'augmentation de la capacité de production, accusant une perte de plus de 44 milliards de dinars algériens en 2013. Aussi, la consommation intérieure risque d'être fortement augmentée après les décisions courant 2012 d'installer d'importantes capacités d'électricité fonctionnant au gaz. En effet, suite aux coupures récurrentes d'électricité, il a été décidé de doubler la capacité d'électricité à partir des turbines de gaz. Sonelgaz dans son programme 2012/2017 vise à investir avec l'appui du gouvernement pour lui permettre d'augmenter sa production de 8 000 mégawatts supplémentaires, portant le total à 12 000 mégawatts pour un montant de 36,55 milliards d'euros. 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 70 milliards mètres cubes gazeux horizon 2025 de consommation intérieure, dépassant le volume des exportations de 2013 et rendant problématiques les extrapolations d'exportation de 85 milliards de mètres cubes gazeux prévus dès 2014. Le ministre de l'Energie vient d'annoncer en octobre 2014 au rythme de la consommation actuelle de gaz, la consommation intérieure doublera horizon 2030 et triplera horizon 2040. Si l'on prend l'hypothèse d'exportation de 85 milliards mètres cubes gazeux et 70 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieures, il faudrait produire dès 2025 155 milliards de mètres cubes gazeux supposant d'importants investissements dans ce domaine, limitant le financement des secteurs hors hydrocarbures, devant arbitrer entre la satisfaction du marché intérieur et les exportations et donnant une durée de vie de 16 ans maximum, soit horizon 2030, les gisements marginaux étant non rentables. 4.-Aller vers un MIX énergétique : les actions du ministère de l'Energie Le constat en 2013 est que 96% de l'électricité est produite en Algérie à partir du gaz naturel, 3% à partir du diesel (pour les régions isolées du Sud), 1% à partir de l'eau et que face aux contraintes analysées précédemment, il y a une prise de conscience qui fait que le gouvernement axe sa stratégie pour une transition énergétique maîtrisable autour de cinq axes privilégiant un bouquet énergétique, ayant les moyens de son financement mais privilégiant le transfert de savoir-faire managérial et technologique, où un partenariat gagnant/gagnant notamment avec la France (A suivre)
