Par : Dr Ali Kefaifi Ex-conseiller et directeur stratégie au ministère de l'Energie et des Mines (1995-2001). Ingénieur ENSPM (Institut français du pétrole) L'offre pétrolière est une donnée exogène, car il faut 12 à 15 années pour développer un champ pétrolier, alors que la demande en carburant dépend, d'une part de l'évolution du parc de véhicules (voitures, camionnettes, camions, bus, etc.) et de la structure du mode de carburation (essence, gasoil ou gaz naturel GPL) d'autre part. La grave erreur des dirigeants du secteur de l'Energie de ces 20 dernières années est d'avoir ignoré la gravité extrême de ce problème qui avait été pourtant soulevé et traité dans le cadre des Comités raffinage distribution (1996,2001, etc.). Pire que cela, ces mêmes dirigeants (2000-2010 puis 2010-2015) ont fait semblant de s'attaquer à ce problème, qu'ils n'ignoraient donc pas, mais avec des solutions "cosmétiques". Ainsi, durant 10 à 15 années, toute leur politique a consisté à développer un parc de 15 bus GNV alors que pendant la même période, l'Egypte a développé un parc de 300 000 véhicules fonctionnant au GNV. Le projet GPLc constitue un échec remarquable et qui n'est pas sans rappeler celui du secteur pétrolier de ces 2 dernières décennies, soit zéro gisement pétrolier nouveau hors réévaluation des gisements découverts durant les décennies 50' à 90', management à l'à-peu près, quasi absence de stratégies et rotation dispendieuse des P-DG, absence de comptabilité analytique fiable, upstream et réservoirs pétroliers gérés selon les pratiques anciennes et dépassées et pipelines souffrant de lacunes de maintenance curative et d'absence de maintenance prédictive. S'y ajoutent les cas de raffineries gérées "au tournevis" sans programmation linéaire, une pétrochimie détruite et rendue à l'état de ferraille, une commercialisation quasi épicière du pétrole avec des prix erratiques inférieurs au Brent de la mer du Nord et au Bonny light nigérian, etc. Le projet GPLc, projet ante diluvien vieux de 25 ans, fut conçu et lancé en 1996 (Comité ministériel sur la stratégie de raffinage et de distribution). Deux défis principaux furent identifiés dans le cadre des analyses stratégiques, et leurs solutions élaborées : défi de déficit de production de gas oil dès 2012 (solution retenue : extension des capacités de distillation et de traitement des fuel oil par cracking catalytique) et nouvelles normes internationales et européennes sur les produits pétroliers, avec la baisse des teneurs en soufre et la suppression du plomb tétra éthyl ou PTE dans l'essence au plomb (solution retenue : GPLc et hydrotraitement des distillats). A l'époque, en 1996, le GPLc (GPL utilisé comme carburant) était préconisé à cause des faibles rejets gazeux par le pot d'échappement (gaz carbonique, vapeurs nitreuses, soufre, etc.) et qu'il permettait de supprimer le plomb PTE grâce à son indice d'octane élevé (pouvoir antidétonant). Le GPLc fut retenu pour des raisons uniquement environnementales (PTE, soufre, gaz à effets de serre) et non économiques car sa structure de coûts et de prix était et reste similaire car corrélée à celle des carburants liquides (essence, gas oil). A l'époque, c'était la seule solution environnementale et technique (pouvoir antidétonnant) face aux hydrocarbures et carburants liquides. Mais sur le plan financier, il ne présentait aucun avantage par rapport au pétrole brut mais un gain par rapport à l'essence ou aux distillats (gas oil). En outre, la production algérienne de GPL, supérieure à 6 million t/an (l'Algérie alors 2e exportateur de GPL du monde), suffisait largement pour ces besoins (carburant GPLc, exportation de GPL, future pétrochimie à base de propane ou de butane, constituants du GPL). Il faut rappeler que le GPL est une matière première excellente pour deux familles de produits pétrochimiques : celle du propane (polypropylène, propylène glycol, méthacrylates ou plexiglas, phtalates, etc.) et celle du butane (pneumatiques, élastomères, tissus élastique type Spandex, etc.). Ces applications pétrochimiques issues du GPL sont essentielles et interviennent dans près de 10% dans le taux d'intégration lors de la construction de voitures. Le GNV, concurrent absolu du GPLc sur les plans environnemental et surtout économique s'imposa définitivement, d'abord dans les pays producteurs de gaz, puis dans les autres pays, surtout que le GN pouvait être d'origine bio (Suède, Danemark, etc.). Cependant le secteur pétrolier de l'Etat rentier algérien, en retard d'une guerre depuis 2000, avait oublié d'actualiser ces stratégies et resta prisonnier du GPLc, car probablement fasciné par l'importation des citernes GPL, des 90 000 kits GPL, et du demi-million de kits de conversion. Faire fabriquer ces équipements en Algérie ne semblait pas hanter les nuits de ces responsables ! Ainsi, le programme lancé en 2018 par les hauts dirigeants de l'Aprue aurait mobilisé une enveloppe de 133 millions de dollars pour l'importation de ces kits. Carburants liquides La situation de l'Algérie est encore meilleure car le coût du GN en tête de puits est plus bas qu'aux USA, et il est disponible presque partout avec des investissements amortis. Pourquoi certains hauts responsables de l'Agence ne le savent pas ? Les dépenses de conversion des véhicules présentent un délai de récupération (Pay Out Time ou POT) de l'ordre de 3 à 6 mois, ce qui est excellent pour les finances publiques, qui peuvent se permettre le luxe de consentir des prêts à taux nul et de se faire rembourser en quelques mois ces montants grâce au gain réalisé (exportation de carburants versus consommation de GN dont les réserves sont pluri décennales) Le projet GNV algérien Il constitue un maillon et une étape importante dans la stratégie permanente de transition énergétique. Le programme GNV, à détailler durant les travaux futurs de stratégie, constituera la première étape 2021-2035 (GNV pour voitures, DME ou DiMéthylEther fabriqué à partir du GN pour remplacer le gas oil, GNL pour les locomotives, les navires, les bus et les camions). Il sera suivi, dans une 2e étape (2025-2050), par la filière électrique, mobilité, avec le mixte CSP solaire/hydrogène/électricité multiusages. L'Algérie devra faire vite et sortir de son sommeil car, aux dernières nouvelles, le Maroc a déjà commencé la réalisation de son plan hydrogène, en coopération avec l'Allemagne, l'un des leaders dans la production d'électrolyseurs et de piles à hydrogène. Dans ce même cadre, l'Algérie devrait privilégier la veille stratégique et analyser le démarrage en 2021 du projet Potasse de Khemiret (Maroc) alors que l'administration minière et/ou pétrolière ne savait pas (ignorait totalement) que l'Algérie du Nord et le Nord-Est saharien reposent sur l'un des 3 plus grands gisements de potasse du ... monde et ce depuis des millions d'années ! Conclusion Face au péril économique de l'été 2021, soit des réserves financières externes réduites à 90 jours d'importations et le futur diktat à craindre des fonctionnaires du FMI, l'Algérie n'aura d'autre choix que d'abandonner les ex-projets : le projet national GPLc, essence "plombée au PTE", raffinerie de Tiaret, usine de propylène- polypropylène de Turquie, projet engrais phosphaté "éclaté" en minuscules sous-projets antiéconomiques, projet de Gara Djebilet non rentable car mal conçu, gisements pétroliers (Hassi Messaoud, Rourde El Baghel) mal gérés (récupération secondaire vieillotte héritée de l'époque coloniale avec stérilisation de 90 milliards m3 de GN versus récupération tertiaire moderne), gisements gaziers Hassi R'mel boostés (en fait en voie de destruction au mépris de la thermodynamique et de la gestion optimale des gisements).
