Les perspectives des réserves du pétrole/gaz ainsi du prix de cession du marché du gaz restent incertaines entre 2018/2020 ce qui ne vas pas sans avoir des conséquences sur les recettes de Sonatrach , donc sur le devenir de l'économie algérienne où tout est irrigué par les hydrocarbures : 97% des 150 milliards de dollars de réserves de change , plus 90% de la dépense publique, 80% du produit intérieur brut directement et indirectement et 70% des recettes fiscales provenant de cette rente(1). 1.-Lors de la conférence internationale tenue à Berlin le 21 mai 2010 ayant pour thème « dialogue énergétique: Russie-UE, aspect gazier », le président de GDF Suez Jean-François Cirelli, l'allemand E.ON Ruhrgas et le président de l'Union européenne de l'industrie du gaz naturel (Eurogas) Domenico Dispenza ont estimé que les accords à long terme sur la livraison de gaz à l 'Europe doivent pouvoir subir des modifications compte tenu de la conjoncture économique et demandé à Gazprom de baisser le prix du gaz prévu par leur contrat à long terme ou de changer certaines clauses dans les contrats. Or, Gazprom, qui indexait jusqu'ici ses prix sur ceux du pétrole, a accepté de vendre une partie du gaz aux prix spot (à court terme) qui sont environ 25% inférieurs aux prix des contrats à long terme, l'écart pouvant être plus important si le cours du pétrole est élevé et le prix du gaz sur le marché spot reste au niveau de 4 dollars le MBTU. Et selon l'influent quotidien économique espagnol, l'Expansión, en date du 24 mai 2010, l'Espagne demanderait à l'Algérie une révision à la baisse du prix du gaz et paradoxe, c'est l'Algérie qui demandait dans un récent passé un relèvement des prix de cession du gaz à l'Espagne et à Gaz de France, remettant en cause le prix de cession du gazoduc Medgaz, exploité par un consortium composé des groupes espagnols Endesa (12%), Iberdola (20%), Cepsa (20%), du français GDF Suez (12%) et de Sonatrach (36%). Cela peut par ricochet se répercuter également sur le prix du gazoduc Galsi( Europe via Italie), puisque le projet Nigal dans ces conditions ne sera plus rentable 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, où selon l'étude de faisabilité confiée à la société britannique Penspen/IPA le projet pour se matérialiser coutera plus 13 milliards de dollars contre une prévision au départ de 7 milliards de dollars, sans compter la résolution de certains conflits frontaliers , qui devait permettre à l'Algérie de concurrencer Gazprom et la Norvège pour passer horizon 2015 de 10% actuellement à 15% pour l'approvisionnement de l'Europe. Et les contrats annoncés pour 2012 de l'Algérie avec la Turquie pays émergent à fortes potentialités, sont encore plus problématiques( quel prix de cession ) car dans la pratique des affaires il n' ya pas de sentiments, la Turquie ayant favorisé récemment l'accès des terminaux venant de la Russie traversant son territoire et ayant une stratégie agressive vers les pays pétroliers et gaziers du Moyen Orient. Le groupe Sonatrach a annoncé qu'il négociait actuellement des contrats de livraisons à long terme de GNL avec quelques pays asiatiques. Or pour le cas Asie, il s ‘agit de prendre en compte la concurrence des pays d'Afrique et surtout de l'Iran qui avec les tensions géo- politiques a besoin de financement (plus de 15% des réserves mondiales de gaz conventionnel contre 35% pour la Russie ) et surtout pour le GNL du Qatar ( 10% des réserves mondiales) qui avec des complexes d'une capacité presque du double à ceux de l'Algérie (importantes économies d' échelle) et sa proximité géographique avec l'Asie ( réduction du cout de transport) , d'où d'ailleurs sa réticence à la réunion à Oran du 19/21 avril 2010 avec la Russie de refuser de réduire l'offre, l'Algérie devant contourner toute la corniche d'Afrique pour arriver à l'Asie. 2.- Pour le gaz, dont le marché est segmenté ce qui rend d'ailleurs impossible une OPEP gaz à l'image de celle du pétrole , nous savons qu'en moyenne, le prix de cession dans les contrats à moyen et long terme (non le marché spot), tenant compte bien entendu des fluctuations du dollar monnaie de référence, est entre le1/8 et 1/10 du prix du pétrole encore qu'existent des différences de prix mais avec un écart faible, fonction des zones géographiques et des modalités de contrats. L'expérience historique a montré que la formule d'indexation du gaz sur celui du pétrole pose problème, n'ayant pas eu toujours eu une proportionnalité entre le prix du marché du pétrolez et celui du gaz et cela est vrai depuis 2009/2010 avec le développement du marché spot par le gaz non conventionnel. Cela est important pour l'Algérie puisque le gaz (GN et GNL) représente environ un tiers (1/3) de la valeur en devises de ses exportations, et beaucoup plus à l'avenir puisque pour le pétrole ayant moins de 1% des réserves mondiales allant, à moins d'un miracle, vers l'épuisement dans moins de 18 ans. Si, l'Algérie est mieux dotée en gaz, ce dernier représente actuellement selon les statistiques internationales 3% des réserves mondiales (4500 milliards de mètres cubes gazeux estimation de la revue BP pour 2006/2007). Dans ce cadre, l'Algérie a programmé d'importants investissements tant à travers les canalisations (Medgaz et Galsi) que la construction de deux GNL ( Skikda et Arzew ) avec des investissements hautement capitalistiques ( quelle sera leur rentabilité ) , les exportations devant tourner autour de 60% de GN et 40% de GNL horizon 2014/2015, et pour ces investissements, au départ, il était prévu que Sonatrach approvisionne la cote Est des Etats Unis d'Amérique. Or, le repositionnement qui s'opère aux Etats-Unis vers le gaz non conventionnel au détriment du GNL ( les USA risquant à l'horizon 2020 de devenir exportateur net de gaz, le Department of Energy ayant revu à la baisse sa prévisions de demande de GNL de plus de 60 % à l'horizon 2020; d'où le gel voire l'abandon de plusieurs projets de regazéification), les USA selon certaines prospectives devant devenir exportateur net de gaz horizon 2018, va modifier la donne au plan mondial -La mise sur le marché de capacités additionnelles de liquéfaction (57 Gm3) et de regazéification (260 Gm3) entre 2009 et 2013, ces surcapacités ne conduiront-ils pas 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 ,dans son rapport de décembre 2009 devrait 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. Face à cette situation, où le prix de cession du million de BTU est d'environ 4 dollars pour le gaz non conventionnel , réduction des couts de plus de 40% permis grâce au forge horizontal , et en plus par la prise en compte de l'entrée croissante dans le marché du gaz de nombreux pays en Afrique et en Amérique latine concernant le gaz conventionnel, sans compter les nombreux projets de canalisation à travers le monde notamment vers l'Asie et les Balkans, se pose alors la question de la place de Sonatrach dans cet échiquier stratégique mondial et de la rentabilité des installations tant par canalisation que du gaz naturel liquéfié alors que la rentabilité du GN doit être environ de 8/9 dollars et celle du GNL entre 11 et 14 dollars. Va-t-on donc vers des renégociations à la baisse du prix de cession du gaz algérien ? Ce d'autant plus que les contrats à moyen terme expire dans leur majorité entre 2012/2013. Quelles seront le perspectives futures d'autant plus qu'à l'international les résultats de Sonatrach sont mitigés. D'après le rapport de l'Organisation des Nations Unies pour le commerce et le développement de juillet 2010 les investissements algériens directs à l'étranger en 2009 de juillet 2010 les IDE algériens à l'étranger ont été estimés en 2009 à 300 millions de dollars, contre en 2008, 318 millions de dollars et 295 millions de dollars en 2007, plus de 90% de ces investissements étant du domaine des hydrocarbures, par le biais de Sonatrach et ses satellites, localisés dans plusieurs pays, à l'instar du Pérou, le Yémen, le Niger, le Mali, l'Espagne et le Portugal et se pose la question de leur rentabilité autant d'ailleurs que les 80% ( plus de 100 milliards de dollars) des réserves de change placées à l'étranger. 3.- La Commission nationale de régulation de l'électricité et du gaz (CREG) le 25 juillet 2010 sur son site internet a élaboré le programme indicatif d'approvisionnement du marché national en gaz pour la période 2009-2018 et prévoit trois scénarios : hypothèse de forte consommation intérieure en 2018 avec 63 milliards de mètres cubes gazeux ; une hypothèse moyenne avec une consommation intérieure de 55 et une hypothèse faible avec 51 milliards de mètres cubes gazeux contre une consommation en 2010 de 29 et 40 fin 2014. La forte déconnexion par rapport au marché international , ( bas prix) explique en grande partie la forte consommation intérieure, et en partie le déficit structurel de Sonelgaz, car un meilleur management et la concurrence permettrait également de réduire les couts . Ainsi, l'Algérie pourrait faire face à une grave crise interne de gaz dans les huit prochaines années s'il n'ya pas de découvertes substantielles qui sera fonction tant du vecteur couts/ prix de cession au niveau mondial pouvant découvrir des centaines de gisements mais non rentables financièrement que de la maitrise technologique supposant la revalorisation de la ressource humaine évitant cette dispersion de Sonatrach qui devient un Etat dans un Etat au lieu de se consacrer à ses métiers de base, et un bon partenariat posant la problématique suivante : les 41/51% favorisent t-ils l'entrée de compagnies étrangères avec leur savoir faire au moment où la concurrence internationale est vivace. Aussi, en cas du maintien du statut quo actuel tant des prix internationaux du gaz conventionnel , concurrencé par le gaz non conventionnel et horizon 2018 par les énergies renouvelables , la production actuelle de Sonatrach , ne pourras pas subvenir à ses engagements d'exportation à travers tant ses GNL que les réseaux Medgaz et Galsi ( à moins d'un bradage qui couvrirait à peine les frais de production) et le déficit pourrait atteindre 50 milliards de m3 entre 2014/2018 si l'on maintient les actuelles prévisions d'exportation , avec le risque de devenir importateur net de gaz à l'horizon 2025, c'est dire dans 15/16 ans c'est à dire au même moment de l'épuisement des réserves de pétrole. Cela a des répercussions sur la capacité de financement future de l'Algérie où tout est irrigué par la dépense publique via les hydrocarbures , dont notamment celle de 200 milliards de dollars entre 2004/2009( le problème est ce que ce » montant a été intégralement dépensé n'ayant pas eu à ce jour de bilan ) et le programme d'investissements publics de 2010 à 2014 de 286 milliards de dollars , qui n'est que le prolongement de l'ancien , étant faux d'affirmer que 40% vont à l'éduction puisque plus de 85% de ce montant sont destinés aux infrastructures ( le global dépassant 70% comme entre 2004/2009) et non à la valorisation de la connaissance. Ce programme concerne deux volets, à savoir les restes à réaliser des grands projets déjà entamés de 130 milliards de dollars (montant faramineux de 45% de réévaluation, démontrant une non maitrise de la gestion des projets) et l'engagement de projets nouveaux pour 156 milliards de dollars. Avec le montant de l'autofinancement de Sonatrach( 63 milliards de dollars 2010/2014 , plus de 15 milliards de dollars pour Sonelgaz soit plus de 35% des recettes de Sonatrach au cours de 75 dollars le baril et les importations de biens d'équipement, de biens intermédiaires et de la consommation finale, l'on devra inéluctablement , si les cours du gaz et du pétrole se maintiennent au niveau actuel et sans afflux substantiel de l'investissement étranger , conduire à puiser dans les resserves de change. A moins que l'on freine le rythme de la dépense publique mais avec les risques de tensions sociales de plus en plus vives n'existant pas de une véritable politique salariale mais des distributions de rente pour une paix sociale fictive. Car, les dernières mesures contenues tant dans la loi de finances complémentaire 2009 que 2010 ne s'attaquent pas tant à l'essence de l'envolée des importations qui est la non maitrise de la dépense publique (mauvaise gestion – corruption). Cette situation doit être replacée à la fois au sein de la nouvelle configuration de la stratégie énergétique mondiale et du nouveau défi écologique avec un changement du modèle de consommation énergétique qui se dessine entre 2015/2020 dont les énergies renouvelables, la généralisation de ces nouvelles technologies pouvant les rendre rentables par rapport aux énergies fossiles. D'où l'importance d'un large débat national sans exclusive tant sur le futur modèle de consommation énergétique que de l'après hydrocarbures. La sécurité nationale étant posée, cela implique l'urgence d'une nouvelle gouvernance, une réorientation de toute la politique socio-économique devant reposer sur la revalorisation du savoir et l'entreprise loin, de la logique rentière et de l'unique dépense monétaire. Donc une politique plus cohérente et visible hors hydrocarbures, évitant une instabilité juridique perpétuelle qui décourage tout investisseur potentiel.
