– La bataille du gaz en Europe fait grincer des dents de ce côté de la Méditerranée. Quelle est la stratégie à adopter par l'Algérie, surtout avec l'approche de la fin des contrats à long terme avec les partenaires européens ? Le marché gazier reste encore régionalisé, cela même si le développement du GNL et l'irruption des gaz de schiste américains tendent à rompre les équilibres et faire du Bassin atlantique une zone d'arbitrage, le prix au Henry Hub américain tendra de plus en plus à orienter les prix mondiaux, dont européens. Il est aux alentours de 3,5 dollars le million de btu, sachant que le coût du transport vers l'Europe est de 1 dollar et vers l'Asie de 2 dollars le million de Mbtu. Le marché européen, notre marché naturel, devient ainsi fortement concurrentiel avec, outre le gaz américain, la source russe qui vise à se renforcer, le gaz qatari et moyen-oriental en général, le gaz nigérian, l'Est méditerranéen, et demain l'Ouest africain (Mozambique, Tanzanie). L'arrivée de ces nouveaux gaz renforce les marchés de court terme (le marché européen s'est libéralisé sous l'impulsion de l'UE en 1995), rendant totalement obsolètes les contrats de long terme avec la clause de take or pay sur la base desquels est bâti le modèle d'exportation algérien. L'Algérie a pour souci majeur de protéger ses débouchés et se redéployer dans ce contexte nouveau. L'Algérie, acteur majeur de la scène gazière, possède des atouts qui ont permis et permettront encore la sécurisation des approvisionnements de l'Europe qui bénéficie de : (i) ressources importantes, (ii) proximité géographique, (iii) infrastructures existantes, (iv) flexibilité comme exportateur de GN et de GNL permettant une réactivité à tout dysfonctionnement conjoncturel de marché, (v) dynamisme et surtout fiabilité (aucune rupture d'approvisionnement, même durant la décennie noire, contrairement à la Russie avec la crise ukrainienne). Tout ceci a permis de construire avec ses clients, au fil des décennies, des relations privilégiées en tant que partenaire stratégique de gaz naturel pour la région européenne et en particulier la zone méditerranéenne. L'échéance des contrats en vigueur induira une recomposition de la clientèle de Sonatrach avec une redistribution des volumes en fonction des marchés. En effet, en raison des atouts de l'Algérie, il est certain que les clients traditionnels cherchent à préserver les approvisionnements en gaz algérien, qui en outre permettent une diversification de leur portefeuille et contribuent à la sécurité de leurs approvisionnements. De son côté, l'Algérie recherchera également à diversifier ses marchés et à mieux gérer les risques liés à un environnement gazier en constante évolution tout en assurant la meilleure valorisation de son gaz. Tous ces aspects impacteront directement la composition future du portefeuille de vente de Sonatrach. – Doit-on nous tourner vers d'autres marchés pour compenser le manque généré par la concurrence en Europe ? Si oui, lesquels ? A moyen et long termes, Sonatrach vise à renforcer sa position sur ses marchés traditionnels (infrastructures existantes, coûts compétitifs…), mais également à développer de nouveaux débouchés en ciblant notamment les marchés émergents, tels que ceux du Moyen-Orient et de l'Asie. Des discussions sont engagées dans cette optique. Des actions sont également menées pour mettre en place des schémas de commercialisation innovants qui s'appuieraient sur la force logistique et la flexibilité commerciale du Groupe national. Sonatrach dispose de plusieurs gazoducs d'exportation lui permettant d'atteindre l'Est et l'Ouest de Europe et de complexes de liquéfaction lui conférant une flexibilité GN/GNL considérée comme un atout indéniable. Différentes options sont actuellement en cours d'examen, permettant à Sonatrach de s'adapter aux évolutions du marché et tirer profit des opportunités, notamment à travers des partenariats qui permettront de pénétrer et de développer de nouveaux marchés, mais également de partager les risques associés. Je veux insister aussi sur la nécessité pour Sonatrach de s'intégrer vers l'aval gazier et la génération électrique en Europe. Dans un marché qui sera dominé par le court terme, elle maîtrisera ainsi et le risque volume et le risque marché qu'elle prend déjà et accédera aux marges aval les plus rémunératrices. Plus encore, elle accueillerait les volumes concurrents au lieu de les subir. Ce redéploiement devrait se faire dans le cadre d'une intégration croisée où nos clients européens investissent et prennent le risque amont — Engie le fait déjà au gisement de Touat —, pendant qu'ils ouvriraient, dans le cadre de partenariats stratégiques, l'accès au client final européen à Sonatrach qui s'affirmerait ainsi comme le grand acteur gazier qu'elle est. – Comment faire face à la demande à la fois interne et externe en énergie, et quelle est la stratégie à adopter en vue d'augmenter les capacités de production ? La croissance de la demande gazière nationale, de l'ordre de 5% l'an, est un problème stratégique majeur pour notre pays. Il faut absolument la mettre sous contrainte. D'abord et fondamentalement en redéployant le mix énergétique vers les renouvelable, car nous vivons une véritable aberration où les énergies fossiles représentent 100% de ce mix. Notre pays est une véritable pile électrique à ciel ouvert, 86% de notre territoire, le Sud, a un ensoleillement de 3500 heures par an, et pour le Nord, il est de 2650 heures. Notre efficacité énergétique est plus que médiocre. Nous consommons deux fois plus d'énergie que l'OCDE pour produire une unité de richesse ! Ceci dit, nos capacités de production ont un potentiel de croissance conséquent, autant en conventionnel, dont l'exploration insuffisante n'a pas encore révélé toute l'étendue, à mon avis importante, qu'en non conventionnel demain lorsque les technologies préservant l'environnement seront prêtes. L'augmentation de notre capacité de production peut provenir de différentes voies : (i) mettre en production de nouveaux gisements (conventionnels et non conventionnels), (ii) développer et se concentrer sur les bassins matures, ce qui permettra une meilleure visibilité et un plan directeur clair sur un bassin par exemple, (iii) faire de la semi-exploration, proche des installations, (iv) optimiser la récupération des gisements en production par l'introduction de nouvelles technologies, à titre d'exemple, la sismique 3D, les techniques de stimulation dont la fracturation hydraulique, le procédé WAG, la récupération assistée, y compris l'EOR chimique, le forage horizontal, le forage UBD et aussi l'acquisition de nouveaux outils de management des champs pétroliers en temps réel, (v) acquérir des assets et actifs à l'international. L'optimisation et l'augmentation de la production passe par la réduction des coûts auxquels Sonatrach porte aujourd'hui une attention particulière à travers : (i) la réduction du coût de la tep découverte, (ii) le développement en synergie des projets et l'optimisation des capacités existantes, (iii) la mise en œuvre de nouvelles stratégies contractuelles durant la phase de développement des projets visant une réduction de leurs délais de réalisation pour une mise en production au plus tôt, (iv) l'optimisation des programmes de maintenance des puits et installations. – Doit-on craindre un épuisement des réserves ? La réponse est bien évidemment oui, il faut signaler à l'opinion que les réserves fossiles sont tarissables, quels que soient leurs volumes. Néanmoins, l'autre question serait : jusqu'à quand ? En l'état des connaissances actuelles, les ratios états des réserves et du soutirage R/P seraient de 27 à 28 ans pour l'huile et le gaz, ceci en supposant une production sans déclin. Le potentiel restant à découvrir en hydrocarbures conventionnel dans les bassins algériens est de l'ordre de 460 TCF de gaz et de 300 milliards de barils de pétrole. Les ressources non conventionnelles techniquement récupérables sont de l'ordre de 707 TCF de gaz (où nous figurons au troisième rang mondial) et 248 milliards de barils pour les liquides. Pour plus de précisions, je vous informe que les volumes d'hydrocarbures (liquides et gaz) produits annuellement sont renouvelés par les volumes des découvertes réalisées chaque année. Ce niveau de réserves a été maintenu depuis longtemps grâce à l'équilibre entre les réserves consommées et les apports de nouvelles découvertes et de la réévaluation des réserves résultant d'études réservoirs et de l'amélioration du taux de récupération. – La production de gaz naturel est-elle suffisante ? La consommation par habitant en Algérie selon la demande actuelle est de 0.75 million de sm3/an/habitant alors que la moyenne mondiale tourne autour de 0.4 million sm3/an ; les Etats-Unis sont à 3 millions sm3/an. Le nombre d'habitants va évoluer, la consommation nationale, en 2030, avec une population de 50 millions et une demande à 1 million sm3/an serait de 50 milliards. La consommation interne est donc en augmentation continue, ce qui se répercutera sur le volet exportation. Ainsi, la production de gaz naturel est suffisante si le renouvellement des réserves est constant et qu'un modèle de consommation et d'économie d'énergie est mis en place ; en fait, c'est la stratégie actuelle. L'efficacité énergétique et le développement des renouvelable sont une importante variable d'ajustement de nos équilibres énergétiques futurs. Le développement du nucléaire doit aussi être considéré comme un axe important de long terme dans notre stratégie énergétique. Il faut nous y engager dès maintenant par nos universités et notre recherche et nous mettre, à travers nos énergéticiens, dans une position de veille technologique active. Dans cette large perspective, un engagement résolu de notre pays dans la transition énergétique, qui devra être porté par nos entreprises, nos universités et notre recherche, est un impératif stratégique fort. Le partenariat international, s'appuyant sur le pouvoir de négociation réel de notre pays, doit être activement encouragé et facilité. Faute de quoi, nous pourrions disparaître en tant qu'exportateur, il faut en prendre conscience.
