Au niveau international, chaque pays adapte sa politique énergétique selon ses ressources en matière d'énergie, ses réserves, sa demande énergétique en interne et ses besoins d'investissements, afin de préserver sa souveraineté économique. Avec une population estimée à 38 millions d'habitants en 2013, selon l'Office National des Statistiques (ONS), la consommation de l'Algérie a atteint 55 millions de tonnes Equivalent Pétrole (TEP), pour une valeur de 40 milliards de Dollars US. En 2030, l'Algérie comptera environ 55 millions d'habitants et la demande énergétique risque de doubler dans les quinze (15) années à venir, et donc, d'atteindre probablement près de 80 milliards de Dollars US, d'autant plus que la consommation d'électricité connaît un rythme annuel de 14% à 18% et la consommation de carburants connaît également une croissance de 15% en moyenne. A noter que la forte hausse des besoins énergétiques, au niveau national, se traduira forcément par une diminution des exportations algériennes et, donc, par une diminution des recettes financières. D'un côté, la baisse de la production d'hydrocarbures a connu une légère baisse durant l'année 2013 où elle a atteint 190 millions de Tonnes Equivalent Pétrole (TEP) soit une baisse de 4% par rapport à l'année 2012. En effet, le secteur des hydrocarbures a vécu une année morose en 2013 marquée par le recul des partenaires du Groupe Sonatrach, l'attaque terroriste sur des site gazier de Tiguentourine et l'appauvrissement des gisements qui ont conduit à la baisse de production de pétrole et de gaz par rapport aux années précédentes. Malgré le déclin de certains gisements, en production depuis des décennies, qui a entraîné une baisse de la production pétrolière, l'Algérie a les moyens de reconstituer ses réserves d'hydrocarbures. Par ailleurs, la baisse du prix du baril de pétrole a commencé depuis le début de l'été et les cours du pétrole continuent de reculer, sans que l'on sache quand s'arrêtera cette baisse. Cette dernière pourrait bien se poursuivre, ce n'est pas impossible, tant que les perspectives d'une reprise de la croissance mondiale restent bouchées. En effet, l'Organisation de Coopération et de Développement Economiques (OCDE) a publié, récemment, des prévisions pour les années 2014 et 2015 qui montrent qu'une franche reprise ne sera pas au rendez-vous en Europe, aux Etats-Unis et dans les grands pays émergents, comme la Chine et le Brésil. Le ralentissement brutal de la production industrielle en Chine, le deuxième plus gros consommateur de brut du monde, pourrait expliquer en partie ce recul du prix du baril de pétrole mais aussi à la faiblesse persistante des économies européennes conjuguée à des livraisons de pétrole plus faibles que prévu au Japon et au Brésil, à l'abondance de l'offre qui est surtout due au pétrole de schiste (shale oil) américains ainsi que par presque le trop-plein de la production des pays producteurs de pétrole conventionnel à l'image de la Libye et de l'Irak mais aussi du rythme de production revue à la baisse par l'Agence Internationale de l'Energie (AIE) qui continue de tabler sur une hausse de la demande mondiale de pétrole mais moins vite que prévu il y a quelques mois. A moins de 100 Dollars US le baril du pétrole, plusieurs pays parmi les douze (12) états membres de l'Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (OPEP), notamment les plus peuplés, ne parviendront pas à faire face à leurs dépenses budgétaires, qu'il s'agisse des subventions à l'énergie ou des mesures sociales en faveur de l'emploi, du logement ou de l'éducation. Il y a là une source de tension au sein de l'OPEP, entre ces pays et certaines pétromonarchies du golfe arabo-persique. Pour empêcher les prix de se rapprocher de la zone dangereuse des 80-85 Dollars US, l'Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (OPEP) devrait en principe intervenir pour les soutenir. Pour l'heure, cette dernière, qui pompe un petit tiers de l'or noir mondial, refuse de céder à la panique. Les douze (12) membres de l'OPEP ont donc attendu la réunion semestrielle ordinaire tenue, le jeudi 27 novembre 2014, à Vienne, au siège du cartel pour être fixés. En effet, Ils ont, après des rencontres informelles et plusieurs heures de discussions en séance plénière, finalement suivi la ''ligne'' défendue depuis quelques mois par l'Arabie saoudite dans le sens où ils ont décidé de ne pas resserrer les vannes et de maintenir le quota officiel de 30 millions de barils par jour, fixé il y a trois (03) ans quand le cours du Brent était à cent (100) Dollars US. Cette décision n'est pas du tout une surprise car, avant la tenue de ce sommet, les six (06) Etats du Conseil de Coopération du Golfe (Arabie saoudite, Koweit, Emirats arabes unis, Qatar, Bahrein, Oman) s'étaient entendus pour refuser toute baisse du quota. Les marchés pétroliers, qui avaient commencé à s'inquiéter durant cette journée, ont rapidement sanctionné cette décision. En effet, les prix du baril sont tombés dans la même journée à des niveaux inconnus depuis la mi-2010 sous les 72 Dollars US pour le Brent et même à 67 Dollars US le West Texas Intermediate (WTI) à New York ramenant la chute des cours de pétrole à près de 35 % depuis la mi-juin 2014. D'un autre côté, le Gaz Naturel n'est pas aujourd'hui une énergie de transition mais une énergie installée, ceci est expliqué en grande partie par l'abondance et la disponibilité des ressources. En effet, la demande en Gaz Naturel, au niveau mondial, augmente de près de trois pour cent (3%) depuis plus de vingt (20) ans et, en 2030, le Gaz Naturel se hissera au 2ème rang du mix énergétique mondial (25%), derrière le pétrole (28%) et devant le charbon (21%), ainsi, le Gaz Naturel est l'énergie fossile dont la progression serait la plus dynamique dans les décennies qui s'annoncent et le Gaz Naturel Liquéfié (GNL), considéré comme étant une source d'énergie respectueuse de l'environnement, sera un élément déterminant de cette montée en puissance, notamment en réponse à la demande asiatique et européenne. Le Gaz Naturel Liquéfié (GNL) jouera par conséquent un rôle déterminant dans l'industrie mondiale de l'énergie, permettant, en même temps, la diversification des approvisionnements des pays consommateurs et l'optimisation de la valorisation commerciale des pays producteurs. La dépendance de l'Europe vis-à-vis des producteurs externes va s'accroître progressivement et devrait atteindre environ 70% en 2030, c'est également le cas pour toutes les zones à forte croissance, notamment l'Asie, la Chine et l'Inde en tête, et les pays émergents d'Amérique du Sud. L'Europe est en concurrence pour les ressources venant de l'Algérie, de la Russie et du Moyen-Orient, notamment du Qatar, qui peut avec son Gaz Naturel Liquéfié (GNL) atteindre potentiellement tous les marchés d'Europe, d'Asie ou d'Amérique du Sud. Le développement du GNL et la mondialisation des échanges sont donc à la fois une aubaine pour l'Europe, puisqu'en 2030 la part des importations de GNL s'élèvera à environ 30% des importations gazières européennes. En Asie, la croissance des marchés du gaz est portée essentiellement par trois (03) facteurs, la croissance démographique, le développement de la production d'électricité et les préoccupations liées à l'environnement. Cette croissance, de l'ordre de plus de 500 milliards de mètres cubes d'ici à 2030, sera alimentée, en grande partie, par le Gaz Naturel Liquéfié (GNL). Pour l'Amérique du Sud, la croissance de la demande de gaz, d'ici à 2030, serait de l'ordre de 4% par an et les importations de GNL, aujourd'hui très faibles, prendront une place importante dans le mix énergétique de cette région, elles pourraient même atteindre 80 milliards de mètres cubes. Sur le long terme, le Gaz Naturel Liquéfié (GNL), qui représente actuellement 25 % du marché mondial du Gaz, dont le principal avantage de l'industrie du GNL découle de la flexibilité qu'elle procure au transport des hydrocarbures liquides sur de longues distances, le volume de Gaz transporté par voie maritime augmente d'environ 8 % chaque année, est l'une des sources d'énergie qui est appelée à croître le plus rapidement dans le monde. En effet, la demande globale en Gaz Naturel Liquéfié (GNL) devrait passer de 238 millions de tonnes par an en 2013 à 375 millions de tonnes par an en 2020 et à 470 millions de tonnes par an à l'horizon 2030. Le marché asiatique, qui a absorbé 70% de la production mondiale de GNL en 2013, soit 168 millions de tonnes, restera de très loin la première région consommatrice de GNL à l'horizon 2030. Toutefois, le déséquilibre entre l'offre et la demande en Gaz Naturel Liquéfié (GNL) persistera. La production annuelle globale de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) de l'Algérie est passée de 23 millions de tonnes durant la période 2000-2005 à 19 millions de tonnes durant la période 2006-2013 c'est ce qui explique, en grande partie, la baisse des exportations en termes de GNL, qui seraient passées de 12% à 6% du total des échanges mondiaux durant l'année 2013. Les exportations algériennes en termes de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) ont été de 11 millions de tonnes durant l'année 2013, dont 10.3 millions de tonnes destinées au marché européen et 700.000 milles tonnes au marché asiatique, plaçant l'Algérie au septième (7ème) rang du classement des pays exportateurs de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) après les pays suivants :
- Le Qatar avec une production annuelle de 77.4 millions de tonnes de GNL ; - La Malaisie avec une production annuelle de 23.1 millions de tonnes de GNL ; - L'Australie avec une production annuelle de 20.8 millions de tonnes de GNL ; - Le Nigéria avec une production annuelle de 20 de millions tonnes de GNL ; - L'Indonésie avec une production annuelle de 18.1 millions tonnes de GNL ; - Le Trinidad avec une production annuelle de 14.4 millions de tonnes de GNL. Avec l'entrée en production des deux (02) méga trains de GNL, celui d'Arzew (GL3.Z) et de Skikda (GL2K), récemment inaugurés par le Premier Ministre, respectivement en date du 25 janvier 2014 et du 10 novembre 2014, la capacité de liquéfaction nominale de l'Algérie a été portée à 35 millions de tonnes de GNL par an. Cette nouvelle capacité de production amènera l'Algérie à occuper le deuxième (2ème) rang du classement des pays exportateurs de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) après le Qatar (voir plus haut). La France, la Turquie et l'Espagne demeurent les principaux clients de l'Algérie avec 98% des exportations où plus de 80% du volume des exportations algériennes se réalisent sous forme de contrats à long terme dont le prix est indexé sur les prix du pétrole.
Il est à noter qu'en matière de réserves en hydrocarbures, les réserves totales prouvées en Algérie sont estimées à 12.4 milliards de barils pour le pétrole et à 4700 milliards de m³ pour le gaz, soit trois pour cent (3%) du total des réserves mondiales en matière de gaz et de un pourcent (1%) en matière de pétrole. A partir de ce constat, la question sur la sécurité énergétique de l'Algérie mérite d'être étudiée et explorée, profondément, car il y va de l'avenir de tout un pays et de toute une population, même si les découvertes réalisées ces dernières années qui, une fois mises en production, reconstitueront en partie les réserves des hydrocarbures de l'Algérie, ce qui donne déjà beaucoup d'espoir sur l'avenir énergétique du pays. Pour faire face à ces contraintes, la nouvelle politique énergétique de l'Algérie devra donner la priorité pour le marché national, ceci devrait alors passer par un effort considérable concernant l'intensification de l'exploration, et ce, en encourageant les partenaires étrangers à investir dans l'amont pétrolier et gazier, ainsi, découlera de cet effort d'exploration quatre (04) autres objectifs, à savoir :
- Améliorer les taux de récupération des grands gisements ; - Augmenter les réserves d'hydrocarbures ; - Préparer l'exploitation éventuelle des hydrocarbures non conventionnels ; - Maximiser la valorisation des hydrocarbures ; - Se repositionner pour l'exportation du Gaz Naturel. En effet, pour endiguer la baisse de la production des hydrocarbures à laquelle vient s'ajouter la baisse du prix du baril de pétrole, phénomènes préjudiciables pour l'avenir, qui pourrait conduire à une diminution des recettes extérieures de l'Algérie sachant que plus de quatre-vingt-dix-sept pour cent (97%) de celles-ci proviennent de cette source, il est plus qu'urgent de se mettre d'accord sur les possibilités de tirer vers le haut la production d'hydrocarbures tout en activant d'une part la mise en production des gisements déjà découverts et d'augmenter la prospection pour la découverte d'autres gisements conventionnels ou non conventionnels mais aussi développer le domaine de la Pétrochimie (qui n'a pas eu toute l'attention nécessaire) ainsi que le développement des énergies renouvelables, ce qui permettra à notre Pays de mieux valoriser ses ressources hydrocarbures et développer par là même son tissu industriel. Ainsi, le développement des projets pétrochimiques et de raffinage devra s'inscrire dans le cadre de la valorisation des matières premières et le renforcement de l'Investissement Direct Etranger (IDE) en Algérie, conformément à la politique en vigueur et favoriser les alliances et le partenariat dans des projets en garantissant la réussite du partenariat et en préservant les intérêts des uns et des autres. En effet, la partie algérienne devra chercher son positionnement sur le marché international de la pétrochimie par une forte présence des produits finis à travers notamment une commercialisation conjointe avec le partenaire, recherchant d'une part l'accès aux matières premières et une rémunération de ses investissements assurée aujourd'hui en Algérie par des avantages comparatifs favorables au développement de ces projets, d'autre part. Le développement des projets Pétrochimiques et de raffinage devra viser notamment ce qui suit :
- Le développement du tissu industriel en Algérie ; - La satisfaction de la demande du marché national en carburants et produits pétrochimiques ; - La pénétration du marché international à travers une commercialisation conjointe avec nos partenaires, des produits Pétrochimiques ; - Le développement socioéconomique de certaines régions Algériennes. Aussi, le développement des projets pétrochimiques, à lui seul, nécessitera des investissements estimés à dix-huit (18) milliards de Dollars US dans une première phase (2015-2019) et autant sinon plus dans sa deuxième phase (2019-2024), il participera à la relance de la pétrochimie nationale, jusque-là marquée par une présence timide du Groupe Sonatrach. Une bonne partie des productions sera alors destinée à l'exportation, procurant ainsi des revenus supplémentaires en devises pour l'Algérie, l'autre partie sera quant à elle destinée à intégrer l'industrie nationale et ce, à travers la fabrication de matières premières pour la filière chimie servant à produire les détergents, les peintures, le plastique, le caoutchouc et les emballages. En outre, les projets pétrochimiques, une fois lancés, permettront la création de postes d'emploi dans des domaines variés aussi bien pendant la phase construction que la phase exploitation. Par ailleurs, l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, dont le potentiel en matière de gaz de schiste récupérable, a été estimée, selon l'Agence Internationale de l'Energie (AIE), à 20.000 milliards de m³ sur un total de 207.000 milliards de m³ de réserves globales, soit la troisième (3eme) réserve mondiale. Cependant, pour l'exploitation du gaz de schiste, il est vivement conseillé de prendre en considération les quatre (4) mesures suivantes :
- Evaluer le potentiel sur le plan quantitatif ; - Mesurer son exploitabilité ; - évaluer sa rentabilité commerciale ; - Evaluer l'impact sur l'environnement, et ce, avant toute autorisation d'exploitation. Pour cela, il faut mener des études sur de grandes surfaces, procéder à quelques forages d'appréciation, mettre en place des projets pilotes d'exploitation et enfin évaluer l'impact sur l'environnement. Ainsi, l'exploitation du gaz de schiste en Algérie est indispensable car il y va de l'indépendance énergétique du Pays, dans quelques décennies. Aussi, il est vrai qu'avec le renouvelable, l'Algérie pourrait réduire la consommation domestique de gaz car l'électricité étant en grande partie produite aujourd'hui par le thermique gaz (97% de l'électricité, au niveau national, sont produits à partir du gaz), mais pour y arriver à cela, il faut impérativement développer de nouvelles technologies, instituer une nouvelle culture de consommation et enfin réduire les coûts afin de pouvoir utiliser et exploiter cette ressource. En effet, le développement des énergies renouvelables en Algérie, qui revêt un intérêt particulier, devra inciter les pouvoirs publics à donner un nouvel essor à ce secteur en vue de les substituer aux énergies fossiles dont les ressources se font de plus en plus rares. Il est à noter que pour la mise en œuvre et la concrétisation des plans et des objectifs arrêtés dans ce domaine, les pouvoirs publics ont procédé à l'adoption d'un cadre juridique favorable à leur promotion et à la réalisation d'infrastructures y afférentes, la création d'une multitude d'organismes œuvrant dans ce secteur et le lancement d'importants projets. Consciente de l'intérêt grandissant des énergies renouvelables et de leurs enjeux, l'Algérie aura à intégrer encore davantage le développement des énergies renouvelables dans sa politique énergétique, ce développement, qui est certes encadré par un ensemble de textes législatifs tel qu'indiqué ci-dessous, devra être continu et soutenu :
- La loi n°99-09 du 28 juillet 1999 relative à la maîtrise de l'énergie ; - La loi n°02-01 du 5 février 2002, relative à l'électricité et la distribution publique du gaz par canalisations ; - La loi n° 04-09 du 14 août 2004, relative à la promotion des énergies renouvelables dans le cadre du développement durable. Enfin, pour ce qui est du repositionnement de l'Algérie en matière d'exportation du Gaz Naturel notamment le Gaz Naturel Liquéfié (GNL), l'émergence et la concrétisation de nouveaux projets, ces dernières années, ont porté la capacité totale de liquéfaction à 290 millions de tonnes de GNL à fin 2013 et les capacités de regazéification, toujours à fin 2013, ont été estimées à 688 millions de tonnes. Il est à noter que l'augmentation de la capacité de liquéfaction sera de plus de 125 millions de tonnes par an d'ici 2020 (dont 117 millions de tonnes sont déjà en cours de construction). En effet, plusieurs projets d'envergure ont été mis en avant, notamment par les pays suivants :
- Les Etats-Unis d'Amérique (USA) avec 65 unités de liquéfaction pour une production totale annuelle de 265 millions de tonnes de GNL ; - L'Australie avec 22 unités de liquéfaction pour une production totale annuelle de 130 millions de tonnes de GNL ; - La Russie avec 18 unités de liquéfaction pour une production totale annuelle de 90 millions de tonnes de GNL ; - Le Canada avec 25 unités de liquéfaction pour une production totale annuelle de 120 millions de tonnes de GNL ; - Le Mozambique et la Tanzanie avec 07 unités de liquéfaction pour une production totale annuelle de 35 millions de tonnes de GNL. En revanche, un certain nombre d'unités de liquéfaction devraient être mises à l'arrêt et certains pays ne seront plus exportateurs de Gaz Naturel Liquéfié (GNL), ça sera le cas de l'Indonésie a partir de 2015, l'Egypte dans un futur proche (à cause de la hausse de la demande intérieure et aux réserves limitées) et d'Oman en 2024. En ce qui concerne les coûts d'investissement (Capex) relatifs à la réalisation des usines de GNL, ils sont passés de 349 Dollars US la tonne de GNL produite durant la période 2000-2006 à 785 Dollars US la tonne de GNL produite durant la période 2007-2013. Plusieurs facteurs expliquent cette tendance à la hausse, notamment la hausse des matières premières, la main-d'œuvre, le retard dans l'exécution des projets, reste, que ces coûts varient d'une région à une autre. Ajouter à cela l'avènement des FLNG (Float LNG), dont le projet ''Prelude'' (3.6 millions de tonnes de GNL par an), première unité flottante de GNL au monde située au large de la côte ouest de l'Australie (actuellement en cours de construction), le projet de PETRONAS (1.2 millions de tonnes de GNL par an), le projet ''Pacific Rubialas'' (0.5 millions de tonnes de GNL par an), le projet ''Rotan FNLG'' (1.5 millions de tonnes de GNL par an) et onze (11) autres projets qui sont en cours de FID (Final Investissement Decision). Ce type d'unités GNL sur support flottant ouvre de nouvelles perspectives aux pays producteurs pour rentabiliser des gisements ''offshore'', difficiles à exploiter de façon permanente, il ouvre ainsi l'accès aux réserves gazières trop éloignées des côtes. La part du FLNG (Float LNG) dans la satisfaction de la demande mondiale de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) pourrait atteindre 6% dès l'année 2020 et dépasser les 10% à l'horizon 2025. L'essentiel des ventes de GNL est régi par des contrats à long terme mais suite à la déréglementation du marché du Gaz en Europe, au déséquilibre entre l'offre et la demande en GNL, à la hausse inattendue de la production de gaz naturel aux USA, favorisée par de nouvelles techniques d'extraction des gaz non conventionnels, et de l'accroissement des capacités de production et de transport de GNL, son négoce s'appuie aussi sur le marché ''spot'' à court terme. En effet, avant les années 2000, le marché ''Spot'' a été très marginal, représentant 5% du total des échanges, en 2005, sa part est passée à 8% avant de connaître une forte ascension, atteignant 20% en 2010. A partir de 2011, une série de facteurs ont propulsé ce marché vers de nouveaux sommets, avec un volume total de 77 millions de tonnes de GNL, durant l'année 2013 soit presque le tiers de la production totale du GNL dont 74% ont été destinés au marché asiatique.
Le Qatar et le Nigeria dominent le marché du ''spot'' avec 44% du total du GNL échangé dans le cadre de ce marché. Les principaux facteurs, favorisant ce marché ''spot'', se résument comme suit : - La croissance dans les contrats GNL et avec plus de flexibilité, notamment de la part du Qatar ; - L'augmentation du nombre des pays exportateurs (18) et d'importateurs (29), introduisant de nouvelles permutations des liens entre acheteurs et vendeurs ; - L'insuffisance en matière d'importation par pipeline et/ou manque de production en interne des deux (02) principaux pays importateurs de Gaz Naturel Liquéfié (GNL), à savoir le Japon et la Corée du Sud, ce qui signifie qu'ils recourent au marché ''spot'' pour y faire face ; - La forte croissance de la flotte GNL en méthaniers, la baisse de la compétitivité du Gaz en Europe ; - La forte demande des pays émergents, notamment l'Asie du sud ainsi que l'Amérique du sud ; et enfin - La redirection des volumes libérés par les Etats-Unis d'Amérique (USA), du fait de la production du Gaz de schiste. Les gaz non conventionnels américains ont eu pour effet de maintenir les prix de marché ''spot'' à des niveaux historiquement bas depuis 2009 (4.5 Dollars US par million de BTU). Les prévisions tablent également sur des prix modérés dans les années à venir. En Europe, au contraire les prix du marché ''spot'' sont orientés à la hausse (13 Dollars US par million de BTU), ils restent néanmoins inférieurs aux prix des contrats à long terme, qui sont indexés sur les produits pétroliers et suivent mécaniquement l'évolution haussière de ce marché. Cette situation de déconnexion des prix du marché ''spot'' a poussé les acheteurs à renégocier leurs contrats à long terme pour intégrer une part croissante du prix du marché ''spot'' (10 à 25 %). Les pays producteurs, peu favorables à un changement des contrats à long terme, pourraient toutefois y être contraints par le marché. Les prix du Gaz Naturel Liquéfié (GNL) ont connu plusieurs dynamiques, et ce, pour des raisons temporaires et/ou permanentes et suivant les différentes régions, permettant d'avoir des prix, soit à la hausse, soit à la baisse. Les facteurs poussant cette situation se résument comme suit :
- Un essor sans précédent dans la capacité de liquéfaction ; - Une demande européenne de gaz en baisse à cause de la crise; - L'exploitation des ressources non conventionnelles aux Etats Unis d'Amérique (USA) ; - Le séisme de la partie ''Est'' du japon en 2011 (plus grand importateur de GNL) ; et enfin - La hausse des coûts d'investissements des nouveaux projets de GNL. Ces facteurs expliquent, en grande partie, les écarts des prix du Gaz Naturel Liquéfié (GNL) où en Amérique du Nord, la production du gaz de schiste a fait chuter les prix du GNL au marché ''spot'' du ''Henry Hub'' aux USA ; en Asie, le Japon continue de payer son GNL indexé sur les prix du pétrole brut et, en Europe, les prix restent toujours indexés sur les produits pétroliers et suivent mécaniquement l'évolution haussière de ce marché comme indiqué plus haut. Depuis 2010, les prix du Gaz Naturel Liquéfié (GNL) en Amérique du Nord sont négociés à un prix inférieur à la plupart des autres marchés. En effet, la production du gaz non conventionnel a vu les prix baissés jusqu'à 1.9 Dollars US le million de BTU, touchant ainsi le fond, alors qu'au même moment, le prix en Europe était de 8-10 Dollars US et 14 Dollars US le million de BTU en Asie. En décembre 2013, les prix ont été négociés à 4.2 Dollars US le million de BTU au marché ''spot'' du ''Henry Hub'' aux USA, 11 Dollars US le million de BTU au National Balancing Point (NBP) au Royaume Unis et 14 Dollars US le million de BTU au Japon indexé sur les prix du pétrole brut. En Asie, les prix du GNL sont restés relativement constants au cours des deux (02) dernières années, et ce, après la hausse des prix suite à la crise de Fukushima. Le Japon continue à payer les prix les plus élevés (14-17 Dollars US le million de BTU). A noter aussi que dans cette région, le marché ''spot'' est en train de connaitre une croissance importante d'année en année, ajouter à cela, les compagnies japonaises, coréennes et indiennes qui s'intéressent d'avantage au marché ''spot'' du ''Henry Hub'' aux USA, sans toutefois marquer une désorganisation des contrats à long termes. La proximité du marché européen est certes un atout majeur pour l'Algérie mais les vicissitudes de la zone Euro, notamment dans les pays de la partie méditerranéenne de l'Europe, constituent actuellement un handicap pour notre Pays (l'Europe représente 98% des exportations de gaz Algérien), d'autant plus, que 80% du volume des exportations de l'Algérie se réalisent sous forme de contrats à long terme dont le prix est indexé sur les prix du pétrole. Le Qatar à travers ses Compagnies ''Qatar Gas'' & ''Ras Gas'', qui totalise une capacité de liquéfaction de 78 millions de tonnes par an de GNL (position de Leader avec 32% des besoins mondiaux en GNL), la Russie à travers sa société ''Gazprom'' qui projette de livrer jusqu'à 90 millions de tonnes de GNL sur le marché mondial d'ici 2030 et l'Australie qui sera le futur leader en GNL avec plus de 100 millions de tonnes par an de GNL constituent, à eux trois, les principaux concurrents du Groupe Sonatrach. ''Qatar Gas'' & ''Ras Gas'', avec comme actionnaire principal ''Qatar Petroleum'', ont opté pour la chaîne d'approvisionnement intégrée, il s'agit d'un procédé qui permet l'accès aux regazéifications, meilleur moyen pour l'accès au marché. En effet, ils ont construit leurs propres terminaux de regazéification avec des bacs de stockage 40% plus imposants que la moyenne. Ainsi, ''Qatar Gas'' & ''Ras Gas'' commercialisent leur Gaz Naturel Liquéfié (GNL) sur quatre (04) marchés principaux : aux prix de pétrole brut au Japon ; aux prix de "spot" du henry hub aux USA ; aux prix de "spot" de National Balancing Point (NBP) au Royaume-Uni et aux prix de fioul en Europe continentale. Cette stratégie de différentiation a participé en grande partie à l'effondrement des cours du prix de gaz naturel sur le marché mondial. La Russie avec ses 47 000 milliards de m3 de réserves en Gaz Naturel concentre à elle seule un tiers (1/3) des réserves mondiales de Gaz Naturel et exporte entre 150 et 180 milliards de m3 dont seulement 6 milliards de m3 en GNL faisant ainsi figure de novice sur le marché mondial du GNL, la majeure partie de son Gaz Naturel transitant par gazoducs. Ses gisements en Gaz Naturel s'épuisant, la Russie est en train de se lancer dans l'exploitation de nouveaux territoires, plus difficilement accessibles ce qui va indéniablement faire augmenter le coût de revient de son gaz d'où la nécessité pour la Russie de développer le secteur du GNL car en nos jours et à l'effet d'augmenter le nombre de leurs clients potentiels, de plus en plus de pays producteurs optent pour la Liquéfaction du Gaz et son transport par voie maritime qui reste plus souple que le transport par gazoduc. Comme indiqué plus haut, la Russie ne faisant pas encore partie des leaders du marché de GNL dans le monde, développe actuellement ses capacités de production du gaz naturel liquéfié (GNL) afin d'améliorer sa position. En effet, la Russie, qui a développé ses premiers projets de GNL à Sakhaline (deux (02) méga trains de GNL d'une capacité unitaire annuelle de 4.8 millions de tonnes) avec comme destination majeure le Japon et la Corée du Sud, a décidé de développer sur le pacifique autant que possible l'exportation de Gaz en donnant la priorité au Gaz Naturel Liquéfié (GNL), l'objectif principal étant de livrer jusqu'à 90 millions de tonnes de GNL sur le marché mondial d'ici 2030. A noter, le lancement en décembre 2013 du Projet Yamal LNG, qui prévoit la construction de trois (03) trains de liquéfaction d'une capacité totale de 16.5 millions de tonnes de GNL (les premières productions sont prévues en 2017). L'Australie avec sept (07) sur les douze (12) projets GNL, actuellement en construction, sera partie prenante de la nouvelle expansion de l'industrie du Gaz Naturel Liquéfié (GNL) et elle a de fortes chances de devenir l'épicentre de ce marché d'ici 2018 avec plus de 100 millions de tonnes par an (130 millions de tonnes par an en 2035), devenant le premier exportateur GNL, dépassant ainsi le Qatar, ce dernier n'envisage pas la construction de nouveaux trains de GNL. La région Asie pacifique à d'énormes besoins d'importation en Gaz Naturel Liquéfié (GNL) et l'Australie est dans une position idéale pour devenir une plateforme d'exportation de GNL répondant à ses besoins. Par ailleurs, comme indiqué plus haut, de très grands projets de GNL sont étudiés au Canada car la production de Gaz de ce pays ne cesse d'augmenter et les USA ne cessent de réduire leurs importations de Gaz canadien. Au total, 30 millions de tonnes par an sont prévus à être exportés en 2020 et cette capacité annuelle sera renforcée par d'autres projets, en phase d'études en ce moment, pouvant atteindre 120 millions de tonnes. Enfin, l'Algérie doit être attentive à la perspective des Etats Unis d'Amérique (USA) à devenir exportateur de GNL, bien que cette tentative se heurte à des oppositions car une augmentation importante des exportations d'énergie Américaine pourrait avoir des conséquences significatives sur son économie intérieure, notamment, l'augmentation des prix sur le marché intérieur ainsi que sur la compétitivité des industries. Le département américain de l'Energie (DOE) a reçu au total, 22 demandes de construction d'unités GNL (au total, 65 unités de liquéfaction avec une moyenne de 4 millions de tonnes par unité). A l'heure actuelle, la part de l'Algérie est très minime (moins de un million de tonnes en 2013) et à l'horizon 2030, cette région restera de très loin la première consommatrice de GNL où se trouvent les principaux importateurs de Gaz Naturel Liquéfié (GNL), le Japon, considéré comme étant le 1er importateur de GNL au monde avec 87 millions de tonnes par an, suivi de la Corée du sud avec 36 millions de tonnes par an, le Taiwan avec 13 millions de tonnes par an et la chine avec 9.4 millions de tonnes par an (44 millions de tonnes par an d'ici 2020), ces quatre (04) pays de la région asiatique consomment a eux seuls 62% du total de la production mondiale de GNL. L'Algérie qui a toujours défendu le principe de la clause ''Take or Pay'', doit aussi adapter sa stratégie en faveur des marchés spot pour le GNL tout en cherchant à défendre l'option des contrats à court termes pour le Gaz Naturel afin de pouvoir renégocier plus facilement les prix et profiter du marché ''spot'', ceci passe obligatoirement par la construction de nouvelles installations de Gaz Naturel Liquéfié (GNL), incluant l'extension des deux (02) méga trains de GNL ceux d'Arzew et de Skikda, déjà développés avec une technologie de pointe et une bonne maitrise des coûts d'investissements. En conclusion, les pouvoirs publics devront, dans leur programme, mettre en adéquation, selon les besoins de consommation en interne et selon les besoins d'investissement, ce qui suit :
- L'amélioration des taux de récupération des grands gisements et la récupération des ressources naturelles ; - L'intensification de l'exploration et l'augmentation des réserves d'hydrocarbures ; - La valorisation maximale des hydrocarbures conventionnels (Pétrochimie et Raffinage) ; - Maximiser la production du Gaz Naturel Liquéfié (GNL) - L'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels ; - Le développement des énergies renouvelables comme source alternative. Ainsi, il ressort clairement qu'à la lumière de toutes les informations ci-haut mentionnées, l'Algérie devrait non seulement conforter son rôle dans l'approvisionnement du marché européen, qui représentera 27% de la consommation européenne de Gaz Naturel à l'horizon 2030, mais elle doit aussi baser sa stratégie, en priorité, sur le marché asiatique, qui a absorbé 70% de la production mondiale de GNL en 2012, soit 168 millions de tonnes, et ce, en mettant en place une stratégie d'investissement et une politique dédiée exclusivement à ce marché sur le moyen long termes. Dans un autre registre, il est impératif de prendre une décision finale par rapport à la réhabilitation totale ou partielle des complexes de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) existants, en se basant sur une analyse objective, privilégiant les aspects économiques en matière de rentabilité financière et d'autoconsommation. Ces investissements doivent être accompagnés par une stratégie basée sur la construction de nouveaux méthaniers pour le Shipping du Gaz Naturel Liquéfié (GNL) et par une stratégie de ventes basée sur des investissements (participations) en terminaux de regazéification en Europe mais beaucoup plus en Asie, et ce, dans le but de vendre du Gaz directement aux clients en créant des filiales de commercialisation. Il s'agit là, à la lumière de ce qui précède, des principaux défis auxquels l'Algérie devra faire face à moyen et long termes pour répondre à la demande interne et externe et assurer ainsi la sécurité et l'indépendance énergétique de notre Pays. En somme, l'indépendance énergétique, c'est plus que du grignotage, c'est une grosse bouchée stratégique dans cette offensive visant à diversifier nos sources d'énergie, satisfaire la demande interne (Gaz Naturel et Produits Pétroliers) et externe (Pétrole et Gaz Naturel) et améliorer par là même, positivement, la balance commerciale de l'Algérie.
