La presse nationale, en rapportant diverses déclarations, fait état périodiquement de la controverse relative au niveau des réserves prouvées récupérables. Encore 15 ans d'exploitation ? 50 ans ? Indépendamment de la primauté qu'il faut accorder au principe de prudence pour ce genre d'évaluation, et plus particulièrement lorsqu'il s'agit du principal actif d'une société pétrolière et de l'unique source de revenus en devises, la problématique à débattre n'est pas tant dans la durée de vie résiduelle des ressources en hydrocarbures que dans l'impérative nécessité d'élaborer une stratégie économique devant assurer un développement durable lorsque la récupération ultime de ces réserves sera atteinte. Il y a lieu de débattre de ces enjeux et non pas focaliser l'attention sur la longévité de ces ressources hydrocarbures. Quels sont les indicateurs traduisant le degré de dépendance de l'économie nationale vis-à-vis des hydrocarbures ? Ils se résument comme suit : la fiscalité pétrolière représentait moins de 30% des recettes budgétaires totales en 1988 (6). Elle dépasse les 60% en 2007 avec un montant de 27 milliards d'euros, alors que les importations ont atteint cette année-là les 5 milliards de dollars US pour les produits alimentaires et 1,4 milliard de dollars pour les médicaments. 5°) Recommandation et conclusions soumises à réflexion Les motifs exposés précédemment plaident pour une révision de la stratégie actuellement appliquée au secteur des hydrocarbures, axée principalement sur : 5-1 : la réduction du rythme d'extraction du pétrole brut dans les gisements actuellement en cours de production, dont le niveau avoisine 1,5 million bbl/j, avec l'objectif d'atteindre 2 millions bbl/j. Cette réduction est justifiée par le respect des prescriptions de l'art dans l'exploitation des gisements, dont notamment le facteur GOR qu'il faudrait limiter à un seuil avoisinant 200 m3 de gaz par m3 de pétrole brut produits alors qu'il dépasse les 500 m3/m3. L'argument avancé selon lequel la plus grande fraction du gaz «associé» produit est réinjectée dans les gisements aux fins d'amélioration de la récupération primaire du brut, n'est pas fondé, car cette réinjection de gaz ne permet pas d'éviter la détérioration des réservoirs ni le déclin de la longévité des réserves en place, de leur taux de récupération ultime et par conséquent de la production cumulée de pétrole brut. Cette restriction de la production pétrolière est aujourd'hui à l'ordre du jour à l'OPEP, préoccupée par la baisse du prix du baril, conséquence des effets de la crise financière et de la récession économique qui affectent les pays industrialisés. Tant mieux donc si des considérations économiques exogènes à notre environnement national obligent les responsables du secteur des hydrocarbures à prendre des mesures de conservation interne, que les arguments techniques n'auraient pas réussi à faire prévaloir. 5-2 : La réduction des exportations de gaz naturel dont la rentabilité commerciale, très en deçà de celle du pétrole brut, n'est pas évidente en raison du niveau de rémunération du prix de vente actuel du gaz et de l'investissement particulièrement lourd requis par ces exportations. A moyen ou long termes, la production de gaz naturel devrait être circonscrite à la satisfaction des besoins locaux tant que les conditions économiques du marché mondial ne sont pas plus avantageuses pour l'exportateur. La chute du prix du pétrole semble favoriser ces conditions. Notons à ce sujet que la consommation nationale en gaz naturel a atteint les 25,6 milliards de m3 en 2007, soit 4,3% de plus qu'en 2006 ; et qu'elle devrait doubler dans les dix prochaines années pour se situer entre 50 et 67 milliards de m3 par an .(7) Ce niveau de la demande locale en gaz naturel, couplé à celui des exportations (85 milliards m3), exigera une production de l'ordre de 150 milliards m3 par an et asséchera les réserves prouvées récupérables en 30 ans si celles-ci sont évaluées à 4500 milliards de m3, alors que le tarissement de ces réserves n'aurait lieu que dans 100 ans si l'utilisation du gaz naturel était limitée aux seuls besoins domestiques (sur la base d'un niveau de consommation de 45 milliards m3 par an, soit 75% de plus que celui de l'année 2007 ). Ceci devrait inciter à la prudence et à la réflexion afin de mettre notre pays à l'abri du risque de devenir à long terme importateur de gaz naturel en prenant en compte les différés de production, comme par exemple celui du champ de Gassi Touil, dont l'exploitation, confiée à un groupement étranger en partenariat avec Sonatrach selon la procédure dite «BAOSEM» (Bulletin d'appels d'offres du secteur de l'énergie et des mines), accuse déjà un grand retard, occasionnant à l'entreprise nationale un manque à produire de 22 millions m3 de gaz par jour (12 pour Gassi Touil et 10 pour Rhourde Nouss) et de 2000 tonnes liquides par jour (1500 t de condensat et 500t de gaz de pétrole liquéfié GPL), soit 8030 millions m3 gaz par an (ou 319 millions de millions BTU) et 730000 t de liquide par an (ou 5 739 625 barils). Ce qui représente un préjudice annuel de 2230 millions de dollars pour le gaz (à raison de 7 $ le million btu) et 285 millions de dollars pour le liquide (à raison de 50 $ le baril), soit un préjudice global de 2,5 milliards de dollars par an pour l'ensemble des hydrocarbures gazeux et liquides. Il y a donc lieu de s'assurer, qu'en sus des considérations tarifaires évoquées ci-dessus, le besoin de consommation en gaz naturel ne dépasse pas le potentiel de production et que l'un et l'autre termes obéissent à l'équation classique du bilan matière (production = consommation) 5-3 : L'élaboration et la mise en œuvre, vis-à-vis des opérateurs pétroliers, de conditions plus restrictives fixant les modalités de mise en production des nouveaux gisements qui seraient découverts dans le cadre du programme d'exploration. Il faut notamment renforcer le pouvoir de décision des représentants de la puissance publique (dont notamment l'agence Alnaft). Il y a lieu également de réfléchir à l'option de substituer au «contrat de partage de production» «un contrat de service» avec les partenaires étrangers, afin de permettre à l'autorité algérienne de fixer en toute souveraineté le profil de production des nouveaux gisements découverts et de l'adapter en fonction des besoins de financement. 5-4 : Un choix plus judicieux des projets pétrochimiques, en ne privilégiant que ceux qui ont un effet d'entraînement indéniable sur l'intégration économique nationale, et particulièrement sur l'agriculture. Sonatrach a récemment conclu trois importants accords de partenariat avec des firmes étrangères pour produire 11 700 tonnes d'ammoniac et 10 450 t d'urée par jour, nécessitant des investissements de 5,5 milliards de dollars, dont 80% sont financés par des fonds algériens (4,2 par les banques publiques et 0,75 par Sonatrach) et 20% par les partenaires étrangers qui détiennent 51% des parts (8). Quel intérêt y a-t-il pour Sonatrach à participer à des projets dans lesquels le gaz, dont la consommation va atteindre près de 7 milliards m3 par an, est cédé au partenaire étranger à des conditions très avantageuses par rapport au marché international qui vont engendrer une forte pollution de l'environnement (l'ammoniac est un produit toxique qui menace les sources d'eau potable et l'écosystéme aquatique) et qui aboutissent à l'exportation de la plus grande partie de la production pétrochimique dont la commercialisation par des sociétés off-shore n'aura aucune incidence sur la fiscalité nationale. De plus, les projets pétrochimiques, d'une façon générale, ne sont pas réputés être créateurs d'un grand nombre de postes d'emploi. Sonatrach a-t-elle besoin d'arrondir, à ces conditions, son chiffre d'affaires devises qui a atteint 57 milliards de dollars en 2007 et qui va sensiblement croître en 2008 ? 5-5 : Conséquemment aux options préconisées ci-dessus, un réexamen des priorités économiques et sociales devant être financées par la rente des hydrocarbures, appelée à décroître certes, mais dont l'efficience peut être améliorée si on ne perd pas de vue que : – la bonne gouvernance économique enseigne que «ce sont les ressources qui déterminent les emplois, et non le contraire». – La rentabilité des gisements de pétrole a bien été effective de 2001 à 2005 avec un prix moyen du baril qui a oscillé entre 25 et 55 $, puisque Sonatrach a bien réalisé des profits importants. Comment ne le serait-elle pas après 2009 si le prix chutait à son niveau de 2005 ? 5-6 : Un programme précis, cohérent et volontariste permettant à notre pays d'amoindrir sa dépendance des ressources d'hydrocarbures en approfondissant les réformes structurelles de l'économie nationale ; l'un des objectifs stratégiques prioritaires étant de réduire les importations agro-alimentaires ; la promotion des activités hors hydrocarbures étant moins impérative, ses recettes s'étant soldées seulement à 830 millions de dollars au cours du premier semestre 2008, et les entreprises concernées devant affronter la compétition mondiale et améliorer la qualité et le coût de leurs produits et de leurs services. Même si elles réussissent leur mise à niveau, il leur sera ardu d'augmenter considérablement leurs exportations. Par contre, le potentiel de réduction des importations agroalimentaires est bien plus vaste (44 milliards de dollars de prévisions pour 2010), plus aisé à réaliser car ciblant le marché intérieur et dont la finalité est bien plus stratégique pour l'autosuffisance alimentaire 5-7 : Une plus grande intensification des investissements dans les énergies renouvelables et notamment l'énergie solaire. 5-8 : Sur la base des prix en vigueur aujourd'hui (arrondis à 50 $ le baril de pétrole brut, et à 7 $ le million de BTU pour le gaz), les réserves prouvées récupérables d'hydrocarbures (que l'on va estimer à 15 milliards de bbl pour le pétrole et 4500 milliards m3 pour le gaz, soit 178,5 milliards de millions BTU) peuvent être évaluées à : – pour le pétrole : 15×50 # 750 milliards dollars – pour le gaz : 178,5×7 # 1250 milliards dollars – Soit au total : 2000 milliards dollars Dans un contexte mondial de raréfaction à plus ou moins long termes des réserves d'hydrocarbures et de prédiction de prix valorisant, l'estimation monétaire des ressources du sous-sol algérien pourrait sensiblement croître si l'augmentation du prix de vente unitaire des hydrocarbures, facteur exogène dont le contrôle échappe à la décision de l'autorité publique, demeure supérieure au taux de déplétion des gisements, facteur endogène dont la maîtrise résulte de l'application des règles de l'art dans l'exploitation de ces champs. La recherche de l'optimum de production des hydrocarbures, dans le respect du potentiel des gisements, assurera à ce fonds de 2000 milliards dollars, «souverain» par excellence puisqu'il est la propriété de la collectivité nationale, un rendement bien meilleur et plus sûr que le placement de réserves de change additionnelles qui viendraient épaissir les ressources actuelles estimées à plus de 150 milliards dollars à fin 2008 et dont l'utilisation a récemment fait débat. Comment ne pas rendre celui-ci incontournable lorsqu'il s'agit d'une richesse bien plus conséquente dont la gestion conditionne l' avenir des générations futures et celui de millions de jeunes citoyens et citoyennes, dont le destin est lié à celui de leur pays et seulement à leur pays ? Notes de renvoi : (6) A. Benbitour : «Radioscopie de la gouvernance algérienne». (7) El Watan du 10/12/08. (8)Journal électronique «Tout sur l'Algérie» du 23/11/08.
