Le Premier ministre dans une déclaration le 1er octobre 2017 a fait savoir que l'exploitation du gaz de schiste est une option pour l'Algérie. Je rappelle qu'un dossier élaboré sous ma direction internationale auquel ont participé des experts ayant plusieurs décennies d'expérience dans le domaine de l'énergie, ingénieurs et économistes (620 pages) intitulé «pétrole/gaz de schiste opportunités et risques», a été remis à l'ex-Premier ministre le 25 février 2015 (1). En effet, si l'on prend les extrapolations d'exportation de 85 milliards mètres cubes gazeux et 70 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieures, il faudrait produire plus de 155/160 milliards de mètres cubes gazeux supposant d'importants investissements dans ce domaine et surtout du gaz. Ici doit être prendre en compte les couts, les concurrents ayant déjà amortis leurs installations, des énergies substituables et des importantes mutations énergétiques mondiales. L'intérêt des autorités algériennes pour les hydrocarbures non conventionnels s'explique 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'aller vers un Mix énergétique combinant certes le gaz/pétrole traditionnel, le pétrole/gaz de schiste et les énergies renouvelables dont l'Algérie a d'importantes potentialités d'autant plus que le cout a baissé au niveau international. Par ailleurs s'impose, une nouvelle politique de subventions des carburants ciblées et un nouveau management stratégique afin de réduire les couts. 3.- Pourquoi la loi des hydrocarbures de 2013 a peu attiré l'investissement Le Conseil des ministres a d'adopté le 17 septembre 2012 des amendements relatifs à l'ordonnance n°06-10 du 29 juillet 2006 modifiant et complétant la loi n°05-07 du 28 avril 2005,objet de cette contribution. Ces amendements introduisaient essentiellement des dispositions permettant de renforcer l'approvisionnement en hydrocarbures et des aménagements fiscaux à même d'encourager l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures dans des zones peu prospectées ou exigeant l'utilisation de moyens complexes. Ces amendements ne s'appliquent pas aux gisements actuellement en production, qui restent soumis au régime fiscal en vigueur et i attribue également à l'entreprise nationale Sonatrach le droit exclusif en matière de transport d'hydrocarbures par canalisations et lui garantit la majorité dans les partenariats, aussi bien dans la production que dans la transformation des hydrocarbures. Je rappelle que depuis la loi d'avril 2005 ce n'est plus à Sonatrach d'attribuer les permis de prospection pour de nouveaux gisements et qu'elle reste propriétaire de tous ses domaines miniers, et pour les nouvelles superficies non exploitées, c'est à l'institution Alnaft, dépendante du ministère de l'Energie, de les attribuer, et dans ce cadre aucune modification de la loi. Le constat est que les derniers appels d'offres entre 2008 et 2016 se sont avérés un véritable échec ayant attiré que des compagnies marginales, n'ayant pas de savoir technologique et comptant sur Sonatrach pour supporter la majorité des coûts, les grandes compagnies n'ayant pas soumissionné. La taxation des superprofits au-delà de 30 dollars dans l'actuelle loi ne répond pas à la situation actuelle du marché au moment ou le cours dépassait 100 dollars, tout en précisant que dans le droit international une loi n'est jamais rétroactive sauf si elle améliore la précédente, expliquant les litiges au niveau des tribunaux internationaux entre Sonatrach et des compagnies installées avant la promulgation de cette loi litige réglée à l'amiable où Sonatrach a été contrainte de revenir en arrière en versant des plus values. Dans ce cadre, l'annonce d'un assouplissement fiscal est nécessaire, car l'Algérie n'est pas seule sur le marché mondial face aux importantes mutations énergétiques qui s'annoncent, mais des concurrents qui veulent attirer les compagnies. Mais reste la contrainte des 49-51%. Si pour l'amont gazier et pétrolier pour les grands gisements la règle des 49/51% peut être applicable, pour les gisements marginaux, cette règle risque de n'attirer que peu d'investisseurs sérieux. La non-soumission des grandes compagnies, l'expérience du retrait de la Chine au niveau de la raffinerie d'Adrar, Sonatrach supportant toute seule dorénavant les surcouts, doit être méditée. Egalement, il ne faut pas s'attendre à un flux d'investissement étranger avec l'actuelle loi pour la prospection dans l'offshore et surtout le gaz non conventionnel qui requiert des techniques de pointe à travers le forage horizontal maîtrisé par quelques firmes, les recherches actuelles se concentrant sur les techniques anti-pollution. Sonatrach depuis des années n'a pas découvert de réserves rentables substantielles tant du pétrole et du gaz importants, malgré certaines déclarations fracassantes car pouvant découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement. Sonatrach n'a pas les capacités technologiques, bon nombre de cadres compétents ayant depuis des années quitté cette compagnie, surtout avec l'erreur que j'ai dénoncée à maintes reprises de mettre les cadres à la retraite à partir de 60 ans sans préparer la relève. Comme il y a lieu de signaler que le taux de profit dans les canalisations est inférieur de 30% en moyenne par rapport aux grands gisements de l'amont. Sonatrach continuera donc à supporter les surcoûts au niveau des canalisations. 4.- Quelle rentabilité pour le gaz de schiste ? Le groupe algérien Sonatrach avait déjà de 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 d'autres. Pour développer ces réserves, Sonatrach devrait conclure des partenariats avec les groupes internationaux dont Shell, Exxon Mobil, Total, Talisman, INIE ect. Selon le groupe Sonatrach des études récentes, réalisées durant le second trimestre 2012 sur une superficie de 180 000 km2, font état d'un potentiel de gaz de schiste dépassant plus de 19 800 milliards de mètres cubes gazeux donnant avec un taux de récupération de 25% plus de 4 000 milliards de mètres cubes gazeux. Mais l'Algérie a-t-elle établi une carte géologique fiable confirmant ces statistiques ? 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 couts d'extraction et du transport, des concurrents et des énergies substituables. Selon les estimations établies par l'Agence internationale de l'énergie (AIE) avec le gaz de schiste, cette nouvelle évaluation majorerait 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 la Russie détient un tiers des réserves mondiales de gaz conventionnel (plus de 33%) et quelle est le principal concurrent de Sonatrach malgré le gel récent du South Stream approvisionnant 30% le marché européen. D'autres concurrents comme l'Iran (15/20% des réserves mondiales) concurrent potentiel depuis la levée de l'embargo, et du Qatar (10/15%) qui a pris des parts de marché en Europe à l'Algérie, sans compter la Chine qui détient les premières réserves mondiales de gaz de schiste, combiné aux investissements dans les énergies renouvelables qui en feront un leader mondial, possédant surtout la ressource humaine, richesse bien plus importante que toutes les réserves d'hydrocarbures, le Mozambique qui deviendra le deuxième ou troisième réservoir d ‘or noir en Afrique, la découverte de plus de 20 000 milliards de mètres cubes gazeux en méditerranée orientale, le retour de l'Irak et de la Libye, la concurrence risque d'être encore plus 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 Asie des projets russes et qataries, se posera également toute la problématique de la rentabilité des GNL algériens à faibles capacités en plus des importants investissements en moyens de transport, (méthaniers appropriés). Comme il faudra amortir les installations par canalisations, (Transmed et Medgaz), les projets Galsi via la Sardaigne et le Nigal (Nigeria –Europe via l'Algérie) dont les couts de réalisation du fait des retards ont augmenté de plus de 50% par rapport au cout initial, étant toujours en gestation. Qu'en sera t-il pour l'Algérie, le gaz représentant environ un tiers des recettes de Sonatrach ? Or, entre 2017/2020-2025, outre que les USA seront exportateurs en Europe, la majorité des contrats à moyen terme auront expirés et selon certaines informations crédibles, les principaux partenaires européens demanderont une révision à la baisse du prix de cession du gaz conventionnel. Cela ne peut qu'influencer le prix de cession du gaz non conventionnel. L'Algérie n'est pas seule sur le marché mondial. Il existe une concurrence internationale. L'on doit tenir compte de la dispersion des gisements dont la durée de vie contrairement au gaz conventionnel est limitée dans le temps, selon l‘intensité de l'extraction dépassant rarement 5 années, devant fracturer la roche sur d'autres espace comme une fromage de gruyère. Les Etats-Unis perforent environ 2000 puits par an sur un même espace géologique et 500 /600 puits peuvent donner 28 milliards de mètres cubes gazeux. Or, en Algérie même au niveau du gaz/pétrole traditionnel, il n' pas jamais été atteint 200 puits. Selon le chef de département d'analyse des bassins du groupe Sonatrach, lors du workshop international sur le gaz de schiste en 2014, les coûts de réalisation d'un forage pour l'exploitation du gaz de schiste en Algérie varient entre 10 et 15 millions de dollars, alors qu'aux USA le cout moyen d'un puits varie entre 5 à 7 millions de dollars. Aussi la commercialisation pour l'Algérie ne pourrait se faire, selon l'ex Ministre de l'Energie actuellement ministre de l'Industrie pas avant 2020/2025, supposant une parfaite maitrise technologique afin de réduire les coûts. (Suivra) Dr Abderrahmane Mebtoul, professeur des universités, expert international
