Par Mohamed Terkmani Ancien directeur à Sonatrach [email protected] Après avoir exploité ses gisements de pétrole et de gaz pendant plus d'un demi-siècle, notamment les plus importants d'entre eux, tels que Hassi Messaoud et Hassi R'mel, l'Algérie peine à maintenir son niveau de production tant pétrolier que gazier. Elle peine aussi, depuis bien des années, à renouveler ses réserves à cause d'une exploration peu performante se traduisant par l'insuffisance des découvertes qui n'arrivent plus à compenser les volumes produits. L'essoufflement de la production couplé à l'explosion de la consommation interne entraînent déjà un déclin des exportations, voire leur arrêt vers 2030, peut-être avant, si rien n'est entrepris pour reculer cette échéance. A ce déclin se superpose la dégringolade des cours du brut depuis juin 2014, ce qui met le pays dans de graves difficultés financières en réduisant de moitié les recettes provenant des hydrocarbures. Il faut également savoir qu'après l'échéance de 2030, la satisfaction de l'approvisionnement énergétique du pays finira par accuser un déficit progressif si les choses continuent à évoluer comme elles l'ont fait jusque-là. Sommes-nous déjà entrés dans l'après-pétrole ? L'après-pétrole est un concept plutôt flou diversement perçu par tout un chacun. En général, il est perçu comme un tarissement des réserves d'hydrocarbures, parfois comme une mutation technologique permettant de s'en passer, plus rarement comme une déstabilisation économique résultant d'une insuffisance durable des recettes pétrolières. Ou encore comme une vague combinaison de ces perceptions. Dans le contexte économique particulier de l'Algérie dont les revenus et le budget reposent essentiellement sur une mono-rente pétro-gazière, nous avons déjà, dans une précédente contribution, défini l'après-pétrole comme étant la période commençant le jour où les recettes pétro-gazières ne suffiront plus pour équilibrer la balance commerciale. Selon cette définition, l'Algérie, qui s'y acheminait lentement mais sûrement, a plongé brusquement et brutalement dans l'après-pétrole en juin 2014 avec la chute drastique des prix et s'y trouve bien immergée en attendant de l'être complètement avec la disparition de la rente. Il s'agit là d'une situation des plus préoccupantes car le pays se trouve soudainement confronté à une crise qui semble l'avoir pris de court car il ne s'y est jamais sérieusement préparé. Les statistiques des douanes nationales vont dans ce sens. Elles nous apprennent que les exportations, qui ont chuté de moitié depuis 2014, n'arrivent plus à compenser les importations. Malgré des compressions qui frôlent l'incompressible, les importations se sont élevées à $26,87 milliards au cours des 7 premiers mois de 2017, alors que les exportations n'ont atteint que $20,71 milliards. Donc une balance commerciale qui, malgré la sévérité des restrictions, accuse un déficit de plus de $6 milliards qui pourrait atteindre les $11 milliards en fin d'année.. Il faut également ajouter que le choc financier de cette crise n'a pu être, tant bien que mal, amorti que grâce au matelas financier du Fonds de régulation des recettes (FRR) complètement épuisé depuis février 2017 et des réserves de change qui, ayant déjà fondu de $200 milliards à moins de $100 milliards, ne pourront plus bientôt jouer leur rôle d'amortisseur. Cette action ne semble pas avoir suffi puisque des dévaluations successives du dinar sont venues la consolider et que d'autres mesures d'austérité sont envisagées alors que le recours au financement informel vient d'être adopté. Que faire pour remédier à une crise qui s'est installée dans durée ? La seule solution de rechange qui vient immédiatement à l'esprit serait, évidemment, de développer une économie d'après-pétrole. C'est-à-dire une économie diversifiée capable, d'une part, d'accroître les exportations hors-hydrocarbures et, d'autre part, de réduire les importations en produisant sur place une grande partie des besoins nationaux. Au lieu d'avoir recours à l'austérité et aux restrictions sévères, sources de malaises sociaux. Mais cela est bien plus facile à dire qu'à réaliser car la diversification est un processus long et laborieux.. Elle ne se fera donc pas du jour au lendemain et pourrait demander des décennies pour atteindre les objectifs recherchés. Et pour cause, l'Algérie s'étant toujours reposée sur ses lauriers pétroliers comme si ces ressources étaient inépuisables, sans trop se soucier de préparer un après-pétrole pourtant inéluctable. En d'autres termes, cette solution ne sera certainement pas au rendez-vous pour prendre la relève d'une rente déjà insuffisante alors que la population s'achemine vers la cinquantaine de millions d'habitants. Ainsi, entre le moment, trop proche, où les derniers dollars des réserves de change seront dépensés et le moment, trop lointain, où la diversification commencera à produire suffisamment de richesses, il faudra s'attendre à une longue période d'austérité dépourvue de ressources financières suffisantes, donc très difficile à traverser. On ne peut s'empêcher de penser à celle que traversent actuellement certains pays exportateurs à l'instar du Venezuela. Pour remédier à la situation, l'Algérie compte beaucoup sur les énergies renouvelables et les hydrocarbures de schistes dont elle semble avoir surestimé le potentiel et s'y s'accroche comme à une bouée de sauvetage. Nous avons déjà eu l'occasion de dire dans le passé que la production des hydrocarbures de schistes est trop coûteuse pour envisager une exploitation rentable avant le long ou le très long terme. On ne pourra alors espérer que des débits et des récupérations modestes. Nous n'en dirons pas plus sur les schistes. Restent les EnR qui suscitent de gros espoirs au point où le citoyen lambda croit fermement qu'elles prendront en grande partie la relève des hydrocarbures. Les EnR seront-elles à la hauteur des espoirs qu'elles suscitent pour traverser la période difficile qui frappe déjà à la porte ? C'est à cette question que nous nous proposons de répondre en passant en revue les défis, les faiblesses, les incertitudes et les limites du programme. Défis et faiblesses du programme Le programme initial de développement des énergies renouvelables a été adopté par le gouvernement en février 2011 avec le défi d'installer une puissance renouvelable de 22 000 mégawatts (MW) à l'horizon 2030, y compris l'option de 10 000 MW pour une exportation éventuelle. L'essentiel du programme reposait alors sur le thermo-solaire (CSP) avec plus de 72% du total, le reste se partageant presque à égalité entre le photovoltaïque (PV) et l'éolien. Ce qui frappait de prime abord dans ce programme, c'était l'ampleur et surtout les coûts exorbitants du projet. Selon diverses estimations, y compris les nôtres, les coûts dépassaient les $100 milliards, avec pour conséquence un investissement non rentable par rapport à celui des centrales à gaz de même rendement. C'est la raison pour laquelle nous avions émis, à ce moment-là, dans une précédente contribution, le point de vue selon lequel il était trop tôt pour se lancer à grande échelle et à grande vitesse dans une entreprise de cette nature tant que le seuil de rentabilité n'était pas atteint. Et qu'entre-temps, il serait plus prudent d'avancer au ralenti, à une cadence juste suffisante pour se familiariser avec la technologie et acquérir le savoir-faire tout en se tenant prêt à accélérer la cadence en passant aux vitesses supérieures lorsque les coûts le permettront. En fin de compte et à notre grande satisfaction, le projet s'est ralenti de lui-même en accusant un énorme retard, avec moins de 0,5% d'avancement près de cinq ans plus tard ce qui, paradoxalement, lui a été très bénéfique. Il lui a permis d'éviter des milliards de dollars de dépenses inutiles par rapport au nouveau programme actualisé qui l'a remplacé. Effectivement, le programme a été révisé de fond en comble en mai 2015 suite, notamment, à la chute des coûts qu'ont connue les filières photovoltaïque et éolienne. Le principal changement a été la mise à l'écart du thermo-solaire, trop coûteux, au profit du photovoltaïque et de l'éolien qui, ensemble, se taillent la part du lion avec 18 585 MW, soit 85% du total des 22 000 MW. L'autre changement a porté sur une plus grande diversification du programme avec trois nouvelles filières en gestation: la biomasse, la cogénération et la géothermie. Malgré ces améliorations, il reste encore des points d'interrogation comme par exemple, ce que viennent faire certaines filières dans le programme, en particulier l'éolien. Il faut savoir, en effet, que le photovoltaïque et l'éolien génèrent le même produit, en l'occurrence de l'électricité. Ils se retrouveront donc forcément en concurrence pour ce produit. Dans ces conditions, seule la filière qui produira de l'électricité au moindre coût subsistera mais pas les deux en même temps. Si c'est le photovoltaïque, autant oublier l'éolien. Si c'est l'éolien, autant oublier le photovoltaïque et couvrir alors le Sahara d'éoliennes. Or le Sud algérien est le domaine de prédilection du solaire avec un des rayonnements parmi les plus intenses au monde. Il n'est pas celui de l'éolien qui, lui, reste plutôt modeste dans cette région avec des vents faibles à modérés. L'éolien n'aura aucune chance contre le photovoltaïque et ne présente donc pas d'intérêt sur la majeure partie du territoire. C'est d'ailleurs ce que montrent les calculs qui peuvent être vérifiés par des mesures sur le terrain. Il existe, pour cela, un pilote éolien à Adrar et plusieurs stations photovoltaïques dans la région, y compris un centre expérimental à Ghardaïa, dont l'analyse comparative des coûts du kWh ne manquera pas d'apporter une réponse définitive à ce sujet. Un projet qui peine à décoller L'avancement du projet est presque au point mort puisque plus de six ans après son lancement, moins de 2% du programme a pu être réalisé, accusant ainsi un retard énorme. Un tel retard s'explique en grande partie par la contradiction existant entre l'ampleur démesurée du projet et les capacités de réalisation très limitées dont dispose le pays qui, de surcroît, se lançait dans une entreprise où il manque d'expérience. Le rythme d'avancement ne semble pas s'être amélioré à ce jour puisque le projet d'appel d'offres pour la réalisation d'une capacité de 4500 MW, qui devait être lancé en avril 2017, a été reporté et sept mois plus tard, il attend toujours. Tout comme se fait attendre un cadre réglementaire clair et attractif. Et malgré tous ces reports et retards, on continue à se fixer la même échéance de 2030 pour installer 22 000 MW de puissance renouvelable. Alors que, même si le rythme d'avancement s'accélérait jusqu'à atteindre celui anticipé initialement, le retard accumulé ne pourra jamais être rattrapé. Il serait bien plus prudent de décaler cette échéance à 2035 ou 2040. La parité entre l'électricité solaire et l'électricité conventionnelle La parité entre le KWh solaire et le KWh conventionnel, sans laquelle le projet n'est pas rentable, reste encore à démontrer. On cite quelques appels d'offres à travers le monde qui sont descendus pour le photovoltaïque jusqu'à $0,04 /KWh, voire moins, ce qui plaide largement en sa faveur. Mais cela ne semble pas être le cas en Algérie si l'on se base sur le coût des 343 MW d'installations photovoltaïques, réalisés par des sociétés étrangères au cours des années récentes. Un coût qui s'est élevé à 120 milliards de dinars d'avant la dévaluation de la monnaie nationale, soit l'équivalent de $1,5 milliard environ. A ce coût, une estimation du seuil de rentabilité basée sur la méthode du LCOE (Levelized Cost Of Electricity) nous donne un seuil d'environ 17 DA/kwh. C'est-à-dire un seuil de rentabilité une fois et demie plus élevé que les 11 ou 12 dinars le kwh de Sonelgaz et quatre fois plus élevé que les quelques records de $0,04/kwh annoncés récemment à l'étranger. Ainsi, force est de constater que, malgré la baisse des coûts du photovoltaïque dans le monde, ceux-ci restent encore élevés en Algérie. Résultat : les 343 MW ont coûté beaucoup plus qu'une centrale électrique conventionnelle de même rendement et excessivement plus que ce qu'ils auraient coûté maintenant si les nouveaux coûts du PV étaient applicables localement. Entre 17 dinars le KWh et $0,04 le KWh, le point d'interrogation est de savoir où va se situer le coût réel en Algérie ? Attendons que les soumissionnaires aux futurs appels d'offres répondent à la question. Et quand bien même les coûts du PV seraient comparables, voire quelque peu inférieurs à ceux du conventionnel, il n'est pas évident, aussi invraisemblable que cela puisse paraître, que la parité soit atteinte car d'autres facteurs doivent également être pris en compte dans les estimations. Il faut savoir aussi que les coûts, quels qu'ils soient, peuvent être faussés par la durée de vie des installations. Une durée qui risque d'être plus courte que prévu dans l'environnement agressif du Sud. Le seuil de rentabilité du KWh (LCOE) étant une moyenne durant toute la durée de vie du projet, si, par exemple, celui-ci ne dure que 15 ans au lieu de 25 ans, alors le coût s'avérera près de une fois et demie plus élevé. Dans ce cas, un projet jugé attractif au départ, pourrait ne plus l'être à son terme. Aucun historique suffisamment long n'existant actuellement, il est difficile d'avoir une idée précise de la durée de vie des installations. Les conséquences de l'intermittence Le stockage d'électricité photovoltaïque reste pour le moment problématique car trop coûteux et incapable de satisfaire les fortes demandes des projets à grande échelle. Or le stockage sera indispensable lorsque le réseau électrique ne sera plus en mesure d'absorber le surplus d'électricité renouvelable produite pendant le jour. Un tel déséquilibre est à anticiper comme conséquence d'une production discontinue d'électricité renouvelable se superposant, le jour, à une production continue d'électricité conventionnelle. En effet, les EnR sont représentées dans leur quasi-totalité par les énergies solaires et éoliennes ne pouvant être produites que le jour lorsque le soleil brille ou lorsque le vent souffle, avec en plus des variations en fonction des heures de la journée, du temps et des saisons. Les sources conventionnelles, quant à elles, produisent de l'électricité nuit et jour sans interruption à partir de turbines à gaz fonctionnant H/24. La production d'électricité renouvelable, pouvant officiellement s'élever à 27% du total quotidien, viendra donc s'ajouter à la production du jour qui accusera un surplus. A titre d'exemple, si nous supposons que les turbines à gaz génèrent la moitié de leur électricité le jour et l'autre moitié la nuit, il en résultera que la production du jour (conventionnelle + renouvelable) représentera 63,5% du total quotidien, alors que celle de la nuit n'en représentera que 36,5%. Ce n'est pas tout ! En été les journées sont bien plus longues et le soleil très intense. Le pourcentage de renouvelable sera bien plus élevé que la moyenne annuelle de 27% dont il a été question. Par conséquent la production électrique du jour sera bien plus élevée que la moyenne de 63,5% et celle de la nuit bien plus faible que 36,5%. Le déséquilibre sera encore pire autour de midi lorsque le soleil tape le plus fort. On est donc en droit de s'attendre à ce qu'un tel déséquilibre entraîne des problèmes, notamment au plan de l'utilisation du surplus et de sa transmission à travers le réseau. La question qui se pose donc, et à laquelle seule la Sonelgaz peut répondre, est de savoir comment un tel déséquilibre sera géré si les techniques de stockage insuffisamment matures et très onéreuses, ne sont pas au rendez-vous. Dans ces conditions, le réseau pourrait agir comme un goulot d'étranglement pendant le jour et bloquer la progression du projet à mi-chemin. A moins d'accroître la capacité de transport du réseau pour accommoder le surplus d'électricité du jour mais, outre des coût considérables, le problème ne fera que s'inverser avec un réseau surdimensionné la nuit. Toutes ces incertitudes ne manqueront pas d'affecter le bon déroulement du programme qui ne pourra probablement pas être réalisé à plus du tiers ou de la moitié des objectifs fixés au départ. L'apport minime des EnR dans le futur mix énergétique algérien En supposant que, en dépit de toutes ces incertitudes et limitations, le projet est réalisé à 100%, quelle sera la part du renouvelable dans le futur mix énergétique du pays à l'horizon 2030 ? Les chiffres officiels nous apprennent que 27% de la consommation nationale d'électricité sera d'origine renouvelable mais sans préciser comment ce chiffre a été obtenu. Il est donc apparu utile de le vérifier en procédant à une analyse comparative basée essentiellement sur les performances photovoltaïques et éoliennes d'installations situées dans un environnement similaire à celui du Sud algérien, telles celles des Emirats arabes unis, de la RASD, du Maroc, etc. En extrapolant les résultats obtenus aux 22 000 MW du programme national, on peut déduire que le projet générera une quantité d'électricité photovoltaïque et éolienne s'élevant à 33,35 TWh/an (Terawatts-heure/an), ce qui correspond à environ 19,6% du total de 170 TWh prévus par Sonelgaz être consommés annuellement en 2030. En y ajoutant la faible contribution de la biomasse, de la cogénération et de la géothermie, ce pourcentage pourrait s'élever à environ 21%, ce qui reste inférieur au chiffre officiel de 27%. Sachant que, d'après les chiffres diffusés par Sonelgaz, il faudrait 41 à 42 milliards de mètres cubes/an de gaz naturel pour générer les 170 TWh/an, et que 21% de ces besoins proviendront du renouvelable, on peut encore en déduire que le renouvelable permettra d'économiser en moyenne 8,5 milliards de m3 de gaz par an. Un volume très inférieur à celui avancé par d'autres sources. D'autre part, selon les prévisions de la Sonatrach, la production totale d'énergie primaire atteindra les 240 millions de tonnes équivalent pétrole (Tep) par an en 2020. En supposant que cette production se maintiendra, peu ou prou, jusqu'en 2030, les 8,5 milliards de m3 de gaz économisés annuellement (soit l'équivalent de 7,95 millions de Tep/an) n'en représenteront que 3,3%. A condition, bien sûr que le projet soit réalisé à 100%. Comme il est très probable que le projet ne sera pas réalisé à plus de 50%, il faudra s'attendre à ce que la part des EnR se situe autour de 1,6%, c'est-à-dire un tout petit appoint dans le futur mix énergétique. Il n'est donc pas trop exagéré de comparer le programme de développement des EnR à une montagne qui accouche d'une souris. Une montagne de par la lourdeur des investissements et l'immobilisme des opérations ; une souris de par la légèreté des résultats. Et peut-être même une souris malade ou mort-née si le projet s'avère marginal ou non rentable.
En ce qui concerne le volume total de gaz économisé durant les 25 ans de vie du projet supposé être réalisé à 100%, il sera d'environ 213 milliards de mètres cubes. S'il n'est réalisé qu'à 50%, ce volume sera réduit de moitié, soit environ 107 milliards de mètres cubes. Pour le même investissement dans l'exploration pétrolière et la récupération assistée, il est certain que des quantités d'hydrocarbures bien plus importantes seront découvertes et produites. Quelle solution à la crise ? Il est clair que les EnR ne représenteront qu'une part minime, avec environ 3,3%, du futur mix énergétique algérien qui restera dominé par les hydrocarbures pendant encore très longtemps avec près de 97%, peut-être plus de 98% du total en 2030. L'idée généralement admise par le commun des citoyens selon laquelle les énergies renouvelables vont, d'ici 2030, régler les problèmes énergétiques du pays et soulager la crise économique en générant une nouvelle rente providentielle grâce au soleil, relève de l'utopie. Bien sûr, les EnR finiront, comme tout le monde le souhaite, par occuper une part importante dans le mix énergétique mais pas avant le très long terme. Certainement pas en 2030 ! La solution miracle des EnR est donc à écarter. Or tout le monde s'accorde pour dire que la rente pétrolière, qui a déjà diminué de moitié et qui continuera à se rétrécir comme une peau de chagrin, disparaîtra définitivement autour de 2030. Une telle situation pose un gros problème. Comme nous l'avons indiqué plus haut, il n'existe pas d'autre ressource pour prendre à temps la relève, ne serait-ce qu'en partie, des recettes pétro-gazières. La seule alternative durable serait de diversifier l'économie en développant les nombreuses ressources non exploitées ou sous-exploitées du pays mais une telle solution, trop négligée jusque-là, ne sera pas prête avant très longtemps. Entre-temps, le pays sera confronté à une longue et difficile période intermédiaire sans ressources financières suffisantes. Comment générer les recettes financières requises pour la traverser sans trop de heurts? Pour cela, la solution provisoire de secours consiste à redynamiser le secteur des hydrocarbures, seule ressource susceptible de générer des recettes financières substantielles au cours de la période intermédiaire en question. Il s'agira, à cette fin, de redoubler d'efforts sur trois fronts principaux. Le premier est celui de l'amont pétrolier pour accroître les réserves et stimuler la production en investissant plus et en encourageant le partenariat. Le second est le renforcement de l'aval pour accroître la part des produits finis à valeur ajoutée au détriment des hydrocarbures exportés à l'état brut. Le troisième est celui de l'efficacité énergétique et des économies d'énergie qui sont l'équivalent d'un immense gisement non exploité d'hydrocarbures et de produits finis, avec l'avantage d'être déjà développé et prêt à être produit. Il suffit pour cela d'ouvrir les vannes (de l'efficacité) et d'arrêter les fuites (du gaspillage). L'objectif visé par cette action est de prolonger le plus longtemps possible ce mal nécessaire qu'est la rente pétrolière, au moins le temps de développer une économie diversifiée capable d'en prendre la relève. Si ces efforts portent leurs fruits, alors une nouvelle chance, la dernière sans doute, s'offrira pour développer une économie diversifiée et durable (y compris les EnR) qui sortira le pays de sa très dangereuse dépendance d'une mono-rente pétrolière. A condition, cela va de soi, de ne pas dilapider à tort et à travers les nouvelles recettes. Il sera donc indispensable de mobiliser toutes les énergies pour atteindre un tel objectif car en cas d'échec, le recours à l'endettement international deviendra incontournable avec ses conditions strictes pouvant affecter la souveraineté nationale et provoquer des malaises sociaux imprévisibles. Enfin, pour conclure, la solution aux problèmes économiques de l'après-pétrole en Algérie ne réside pas dans la transition énergétique dont on parle tant mais plutôt dans la transition économique vers une économie diversifiée où les Energies renouvelables ne représenteront qu'une composante de cette diversification.
