DEUXIEME PARTIE L'Algérie étant Sonatrach et Sonatrach étant l'Algérie, en raison des scandales qui touchent cette société qui risquent de paralyser cette entreprise stratégique, innibant toute initiative créatrice nécessaire, risquant de faire fuir le peu de cadres compétents qui existent en dehors du pays , semant le doute sur l'ensemble des cadres, vision bureaucratique, sans s'attaquer à la genèse de la corruption qui est l'inefficacité des institutions, qu'il s'agit bien entendu de combattre, je me propose d'analyser l'urgence d'une nouvelle gouvernance de Sonatrach en quatre parties livrant une modeste expérience de trente années ayant suivi attentivement ce secteur , synthèse de ma modeste contribution parue dans les cahiers de recherche de novembre 2010 de la presttigieuse haute école H.E.C Montreal,( Canada) The Walter J. Somers Chair of International strategic management. Qu'en est-il de la place de Sonatrach dans le commerce mondial? Selon le classement du Petrolum Intelligence Weekly (PIVV) dans son rapport de décembre 2008,mais il semble que ce rapport soit dépassé, Sonatrach est la 13ème compagnie mondiale ( 12ème en 2007) , ce classement associant les compagnies internationales privées et les sociétés nationales autour de quatre critères (les réserves de pétrole et de gaz, la production de pétrole et de gaz , la capacité de raffinage et les ventes de produits pétroliers) , Sonatrach étant classée 7ème groupe mondial par la taille de ses actifs, 13ème pour le bénéfice net , 22ème pour le chiffre d'affaires, et 25ème pour le nombre d'emplois. Avec environ une production de 1,4 million de barils jour dont 1,2 million barils/ jour d'exportation, c'est la première compagnie en Afrique, maintenant un très net écart avec ses deux poursuivants sur le podium 2010 des 500 premières entreprises africaines: l'angolaise Sonagol et la sud-africaine Sasol , selon une enquête récente de Jeune Afrique (numéro spécial décembre 2009) sur le top 500. Au niveau local, Sonatrach est suivie de Naftal (34), Naftec (61), Sonelgaz (72), Algérie Télécom (143), Air Algérie (153), Cosider (165), ENTP (266), l'entreprise nationale de géophysique (394), Cevital (69), OTA (67), Watania (225). Sonatrach est également le 2e exportateur de GNL et de GPL et le 3e exportateur de gaz naturel ( GN) notamment à travers ses réseaux Medgaz (Europe via Espagne) et Galsi (Europe via Italie) devant passer de 62 en 2009 à 85 milliards de mètres cubes gazeux horizon 2012,( alors que les exportations en 2009/2010 sont en baisse et se pose la question si les objectifs sont réalistes ) ayant des activités diversifiées touchant toute la chaîne de production : exploration, exploitation, transport, raffinage. En effet, il y a urgence de confirmer ou non les informations de la revue internationale Petroleum Economist, d'octobre 2010 qu'en dix ans, les exportations de GNL seraient passées de 12 à 6% du total des échanges mondiaux de ce gaz, alors que sur la même période le volume des échanges de gaz dans le monde s'est développé de 8,1%, et que les exportations algériennes ont baissé de 11% où l'Algérie perd de plus en plus des parts de marché ? En effet, selon Petroleum Economist, l'Algérie a perdu deux marchés de fourniture de pipeline, en Italie, principal n ? la Libye ayant bénéficié au dépend de Sonatrach le pipeline Greenstream en Sicile , la Norvège qui a commencé à fournir l'Italie depuis ses terminaux continentaux en 2001, les Pays-Bas ayant vu leurs échanges avec l'Italie s'allonger et pis encore, le client traditionnel de l'Algérie, à savoir l'Espagne, du fait des différends commerciaux, La Russie , le Nigeria, l'Egypte et le Qatar ont tous vu leurs positions se renforcer malgré leur situation géographique et logistique beaucoup moins favorable que celle de l'Algérie. Les débouchés de gaz algérien représentent en 2009 un tiers des recettes de Sonatrach et n'ont pas dépassé 54,5 milliards de m3 en 2009, fort loin de l'objectif de 85 milliards de m3 pour 2012. La concurrence du marché spot et des retards dans certains projets dont celui Gassi Touil, qui devait entrer en production justement en 2009, expliqueraient le recul de 2009 selon le site www. maghrebemergent, citant le site de Sonatrach et des responsables du secteur, alors que le rythme des exportations annuelles de gaz naturel tournait autour des 64 milliards de m3 par an, depuis 3 ans, en attendant l'entrée en production de nouveaux gisements gaziers. L'objectif pour 2009 était d'exporter 65 milliards de m3. Par ailleurs, les acheteurs, principalement les Italiens, les Espagnols et les Français - plus de 60% des quantités engagées- n'ont recouru qu'à l'enlèvement minimal des volumes contractuels à un prix moyen indexé sur le prix du brut, situé entre 7 et 10 dollars le million de BTU durant l'année. Le reste des approvisionnements a été réalisé par les clients de Sonatrach sur les marchés spot ou le gaz naturel – cargaisons GNL – étaient cédées à moins de 5 dollars le million de Btu en moyenne sur le second semestre 2009, la crise mondiale ayant entraîné une baisse des enlèvements de gaz naturel par les Italiens, les Espagnols et les Français, de plus de 60% des quantités engagées contractuellement. Donc, il existe des incertitudes sur le niveau des réserves des hydrocarbures rentables en Algérie à l'horizon 2020 dont une baisse des recettes en 2009 de plus de 40% par rapport à 2008, ce qui ne pourra qu'influencer le financement futur de l'économie nationale. Car, Sonatrach est l'Algérie et l'Algérie est Sonatrach et sa gestion et son image se répercute directement sur l'ensemble de la société algérienne, d'où l'importance de tracer des pistes d'action. Malheureusement, depuis 2000, Sonatrach est sortie de ses métiers de base malgré la faiblesse de ses ressources humaines et surtout faisant double emplois avec d'autres départements ministériels notamment dans le dessalement d'eau de mer, récemment dans la production du ciment, l'aviation et projetant de fonder des banques , cette dispersion à vouloir faire tout à la fois grâce à des ressources financières qui sont la propriété de la Nation, a nuit d'ailleurs à son management global stratégique Sur le plan des résultats financiers, faute d'une clarté dans la gouvernance de Sonatrach, on ne discerne pas nettement ce qui est imputable à une bonne gestion interne et ce qui est imputable aux aléas internationaux qui sont déterminants. C'est que la croissance ou pas de l'économie mondiale joue comme un vecteur essentiel dans l'accroissement ou la diminution des recettes de Sonatrach. Pour preuve, les impacts la crise récente d'octobre 2008 , non encore terminée dont les ondes de chocs se font toujours sentir ( semi faillite récente d'Abou Dhabi, et de la crise grecque qui risque de s'étendre à d ‘autres pays européens plus fragiles et à l'ensemble du monde du fait des interdépendances accrues des économies ) et en, cas d'une non maîtrise de la dépense publique à un hyperinflation mondiale, ne n'étant pas attaqué à l'essence des deux fondamentaux d la crise à savoir la dominance de la sphère financière sur la sphère réelle et les distorsion entre les profits spéculatifs en hausse et les salaires réels en baisse , en fait au fondement du système économique mondial dont la dominance du dollar. Et c'est pourquoi il faut être attentif à son évolution. A titre de rappel, les décisions prises par l'Opep, lors des dernières réunions de baisser sa production de pétrole de 4,2 millions de barils jours depuis le début de l'année 2008 (occasionnant par là un manque à gagner pour l'Algérie d'environ 5 milliards de dollars), ont certes réussi à stabiliser les cours mais il faut éviter l'utopie, le facteur essentiel d'une hausse des cours étant la croissance de l'économie mondiale. L'histoire pétrolière mondiale nous enseigne que si en temps normal les interventions de l'Opep pour maintenir les cours connaissent un certain succès, ce n'est pas le cas en temps de crise où les phénomènes spéculatifs prennent de l'ampleur, le cours ne reflétant pas toujours l'état de la sphère réelle. Par ailleurs si les pays membres de l'OPEP ont plus de 60%des réserves mondiales localisées surtout au Moyen Orient expliquant les tensions géo- politiques dans cette région, l'autre facteur est que les plus grands pays producteurs depuis 10 ans ne sont pas ceux de l'OPEP ne commercialisent sur le marché mondial en moyenne depuis la réduction moins de 40%, plus de 60% se faisant hors OPEP. Et avec ces baisses successives, sous réserves du respect des quotas, ce qui n'est pas évident, il est à craindre des pertes de part de marché allant vers moins de 30/35% au profit notamment des pays hors OPEP qui combleront la différence dont notamment la Russie est devenue depuis juillet 2009, profitant de cette réduction des pays de l'OPEP, le premier exportateur mondial de pétrole avant l'Arabie Saoudite et surtout l'Irak, actuellement hors OPEP, deuxième exportateur mondial après l'Arabie Saoudite qui vent de signer courant 2009 d'importants contrats de prospection avec les compagnies internationales. Aussi, l'analyse du fonctionnement de Sonatrach ne peut se comprendre sans la replacer à la fois dans la nouvelle configuration de la stratégie énergétique mondiale , tenant compte des coûts, pouvant découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement ces recherches ayant occasionné des coûts entre temps non amortis, du nouveau défi écologique avec un changement notable du modèle de consommation énergétique qui se dessine entre 2015/2020 comme en témoigne des centaines de milliards de dollars consacrés aux énergies renouvelables aux USA( programme du président Barack Obama de plus de 200 milliards de dollars US) , en Chine et en Europe gros consommateurs de gaz sans compter le projet Desertec Industrial Initiative (initiative industrielle Desertec de plus de 500 milliards de dollars US ) axé sur le solaire et le regain pour l'énergie nucléaire à l'initiative de la France. Il faut faire confiance au génie humain, les nouvelles découvertes technologiques pouvant ouvrir d'autres perspectives que les énergies traditionnelles car les estimations internationales 2009 selon les vecteurs prix/coûts donnent pour la fin des réserves les dates suivantes : pétrole- 2047, gaz- 2068/2078, ( grâce au gaz non conventionnel le recul est de plusieurs décennies) et le charbon 2140/2220 (deux hypothèses entre 130 et 200 ans), les techniques du recyclage du CO2 étant mises au point. Pour le gaz, nous savons qu'en moyenne , le prix de cession du moins par le passé avant la révolution pour le gaz non conventionnel, tenant tenir compte bien entendu des fluctuations du dollar monnaie de référence, était environ 1/10 du prix du pétrole malgré de lourds investissements encore qu'existent des différences de prix mais avec un écart faible, fonction des zones géographiques et des modalités de contrat, le prix de cession était indexé sur celui du pétrole . Pourtant, l'expérience historique a montré que cette formule d'indexation pose problème , n'ayant pas eu toujours eu une proportionnalité : pour preuve au moment où le prix du pétrole dépassait 100 dollars, le prix du Mbtu(ndlr : le Mbtu «million d'unités thermales britanniques» égal à 27,6 mètres cubes), n'a jamais approché 10 dollars et pour l'année 2010 selon l'AIE , un cours du pétrole fluctuant entre 75/80 dollars et le prix de cession du gaz varie entre 4 et 6 dollars. Selon les études du Ministère de l'énergie, « le prix équitable du gaz est de 14 dollars le Mbtu. Il faut diviser le prix du baril de pétrole, actuellement autour de 80 dollars, par six, cela donne 13-14 dollars par Mbtu, ce qui serait équitable ». Cela est important pour l'Algérie puisque le gaz brut (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. Cette analyse de l'épuisement des réserves de pétrole pour l'Algérie dans 16 ans déjà évoquée par la revue BP dans son éditorial annuel de 2008, est développée par le directeur de la revue pétrole et gaz arabes Nicolas Sarkis dans une interview du 05 février 2010 au quotidien algérien El Khabar, je le cite : « l'Algérie n'a pas joué la prudence dans l'exploitation de ses richesses : Non seulement la dépendance aux hydrocarbures a augmenté de 70% dans les années 1970 à 98% aujourd'hui, la production actuelle, estimée à 1,4 million de barils/jour, demeure élevée. C'est une erreur que de penser à gagner beaucoup d'argent en un temps réduit en épuisant les réserves, notamment dans la conjoncture actuelle, les réserves de Hassi Messaoud s'amenuisant et que les nouvelles découvertes ne font que couvrir cette faiblesse pour un temps. Avec le maintien de sa dépendance aux hydrocarbures, l'Algérie peut se réveiller un jour sur une situation très douloureuse dans moins de 20 ans pour le pétrole devenant importateur net ». Si, l'Algérie est mieux dotée en gaz représentant actuellement selon les statistiques internationales 3% des réserves mondiales contre 1%pour le pétrole, (4500 milliards de mètres cubes gazeux estimation de la revue BP pour 2006/2007 ), il y a lieu de tenir compte de la forte consommation intérieure , 85 milliards de mètres cubes gazeux d'exportation et 70/75 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieure horizon 2015/2016 selon les estimations du Creg si tous les unités programmés sont réalisées, le bas prix de cession favorisant également la forte consommation( entreprises et ménages) , expliquant le déficit structurel de Sonelgaz, posant donc le problème du prix de cession intérieur largement inférieur au vecteur prix international,. Il faudra donc produire annuellement 160 milliards de mètres cubes gazeux horizon 2015/2016 donnant donc moins de 25 années de réserve en cas de non découvertes substantielles car selon les experts en énergie, devant soustraire 10% des gisements marginaux non rentables financièrement. C'est dans ce cadre que l'Algérie a programmé d'importants investissements tant à travers les canalisations ( Medgaz et Galsi) que la construction de deux GNL ( Skikda et Arzew ), les exportations devant tourner autour de 60% de GN et 40% de GNL horizon 2014/2015. Pour ces investissements, au départ, il était prévu que Sonatrach approvisionne la cote Est des Etats Unis d'Amérique. Alors se pose deux questions stratégiques liées : quelle sera la rentabilité financière tant des canalisations GN des GNL et que de la réalisation d‘une OPEP gaz permettant de stabiliser les prix face à la concurrence du gaz non conventionnel et qu'il était prévu horizon 2020 qu'il puisse prendre la relève du pétrole ? Pour répondre à ces questions il me semble qu'il est impossible, du moins à court terme, de parler d'une OPEP gaz à l'image d'une OPEP de pétrole ce qui ne signifie nullement qu'il ne faille pas favoriser les ententes entre les pays producteurs sans négliger un dialogue permanent avec les pays consommateurs et ce pour trois raisons. La première raison est que selon les statistiques internationales de 2008/2010, le commerce mondial de gaz naturel est essentiellement transporté par le biais du réseau de gazoducs, 72% contre 28% pour le transport par tankers de GNL (gaz naturel liquéfié). En raison de la faible proportion de gaz naturel échangée par rapport à la quantité produite, il n'existe pas véritablement de marché global, mais des marchés régionaux, qui possèdent des organisations, une maturité et des filières différentes. Certes , contrairement au gaz naturel, le GNL, permet le développement de la concurrence sur des marchés traditionnellement tenus par des opérateurs historiques, de s'affranchir des tensions géopolitiques, source de volatilité des prix, de diversifier ses sources d'approvisionnement en atténuant la contrainte physique en faveur d'une liberté de choix commercial, de sécuriser ses approvisionnements en répartissant le risque sur un plus grand nombre de producteurs, mais la production et le transport du GNL exigent d'importants investissements ; la deuxième raison est que les contrats tant du gaz naturel que du GNL sont dominés par les contrats à moyen et long terme y compris sur des périodes allant de 20 à 25 ans de façon à offrir un approvisionnement garanti de base, auquel peut s'ajouter un approvisionnement couvert par des contrats à court terme, pour les périodes de forte demande. En effet, bien que des contrats à moyen et à court terme (ou transaction au comptant) sont en train d'apparaître : leur part du marché du GNL est passée de 1 % en 1992 à 8 % en 2002 et ont tendance à aller vers plus de 12/ 15 % entre 2007/2010, encore que la crise mondiale d'octobre 2008 a freiné cette tendance. D'où l'impossibilité d'abaisser l'offre car les pays producteurs sont tenus de respecter les contrats qui en principe sont non révisables au risque de pousser les pays producteurs à aller vers le marché libre. La troisième raison est la nouvelle donne depuis janvier 2009, la crise économique ayant provoqué des bouleversements sur l'évolution des prix avec comme conséquence principale une déconnexion prononcée entre les prix du gaz et les prix du pétrole, liée à la progression de production de gaz non conventionnel aux Etats-Unis et à la surabondance de l'offre de GNL. Et 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 Département of Enneigé 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.) va modifier la donne au plan mondial expliquant la baisse vertigineuse du prix du gaz sur le marché libre spot d'environ 40% depuis janvier 2009 ( fluctuant entre 4/5 dollars le MBU) qui risquent d‘être rejoint par de nombreux pays comme la Chine, la Russie comme en témoigne l'initiative récente depuis janvier 2010 de la Russie de procéder au recyclage du gaz à partir du charbon en Sibérie - idem pour la Chine. -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 Cedi gaz ,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 Mais un élément de taille, seuls les pays possédant beaucoup de réserves d'eau peuvent utiliser ces nouvelles techniques ce qui préfigure d'un bouleversement stratégique aux dépens des pays arides et semi arides comme l'Algérie et les pays du Moyen orient. Comme cette nouvelle donne affaiblit les négociations des pays producteurs qui ont réalisé des contrats à moyen et long terme pour le gaz conventionnel. Face à cette situation, 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, des accords récents entre le géant russe Gazprom et l'Espagne , la France sans compter les nombreux projets de canalisation à travers le monde notamment vers l'Asie et les Balkans, se pose alors tant pour les canalisations ( gaz naturel GN) que pour le gaz naturel liquéfié (GNL), la question de la place de Sonagramme dans cet échiquier stratégique mondial, de la rentabilité financière pour l'Algérie de la construction de deux GNL et des méthaniers , sans compter celles existantes qui nécessitent un renouvellement pour asseoir leurs rentabilités financières sachant que l'amortissement de l'investissement durant une conjoncture normale est de 10 ans minimum. Avec le prix actuel du gaz et certaines prévisions entre 2010/2015, il sera impossible de rentabiliser ces installations de GNL dans des délais raisonnables. Qu'en sera t-il du projet gazoduc Trans-Saharian Gas Pipeline (TSGP) surtout sa rentabilité -devant relier le Nigeria à l'Europe- via l'Algérie , d'une longueur de 4.128 km, dont 1.037 km en territoire nigérian, 841 km au Niger et 2.310 km en 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 coûtera plus 13 milliards de dollars contre une prévision au départ de 7 milliards de dollars ramené par la suite à 10 milliards de dollars qui au départ, sous réserve de la résolution de certains conflits frontaliers , devait permettre à l'Algérie de concurrencer Gazprom et la Norvège pour passer horizon 2015 à 15% de l'approvisionnement de l'Europe et surtout de la rentabilité des installations algériennes tant du gaz naturel( par canalisation) que du gaz naturel liquéfié (GNL) alors que la rentabilité du GN doit être environ de 8/9 dollars et celle du GNL entre 11 et 14 dollars assistant à une déconnection du prix du gaz par rapport à celui du pétrole ? Et ce d'autant plus que les perspectives du prix de cession du marché du gaz restent incertains. En effet, 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 lors des dernières visites du président russe tant à Paris qu'à Madrid remettant donc en cause toutes les négociations de l'Algérie qui demande un relèvement des prix de cession du gaz à l'Espagne et à Gaz de France à juste titre puisque les prix sur les marchés organisés du gaz sont bas, comparés aux prix des contrats à long terme, indexés, eux, sur le prix du pétrole : moins de 4 dollars le million de BTU à New York, moins de 5 dollars au Royaume Uni, alors que le prix contractuel tourne autour de 11 dollars. Cette situation géo stratégique influence le prix de cession du gaz le prix de cession du gaz tenant tenir compte bien entendu des fluctuations du dollar monnaie de référence, pour sa rentabilité , investissement fortement capitalistique et à maturité lente pouvant conduire à moyen terme si les perspectives de découvertes du gaz conventionnel et non conventionnel( le seuil de rentabilité pour ce cas prévu étant de 8 /9 dollars) à des coûts bas ne se réalisent pas , à une crise énergétique mondiale en raison des freins à l'investissement. Ainsi s'impose un nouveau management stratégique du Ministère de l'Energie et des Mines et des agences de régulation et surtout de prospectives stratégiques pour éviter des erreurs dans le choix de investissements, la responsabilité gouvernementale étant collective puisque tout choix d'investissement passe par le conseil national d'investissement présidé par le premier Ministre et composé de plusieurs Ministres , Sonatrach n'étant qu' une entreprise qui concrétise ces choix stratégiques . * Expert International, professeur d'Université, ancien conseiller et directeur d'Etudes Ministère Energie/Sonatrach 1974/1980-1990/1995-2000/2006
