Le Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG), comprenant 132 pays membres, après que la réunion eut accepté une demande d'adhésion du sultanat d'Oman, contrôlant près de 70% des réserves mondiales de gaz, dont la Russie, l'Iran, le Qatar plus de 50%, se tient à Doha et devrait être consacré à la présentation de la stratégie de développement à long terme du marché gazier mondial. Les pays gaziers sont confrontés à la baisse des prix du gaz sur le marché libre dit spot en raison, notamment, de la révolution du gaz non conventionnel, bon nombre de consommateurs réclamant la révision à la baisse des prix des contrats gaziers à long terme. L'objet de cette contribution est de poser la problématique de la politique gazière de l'Algérie. Les économies d'énergie supposant un nouveau modèle de consommation énergétique, une politique des prix plus rationnelle et le développement de sources alternatives d'énergie (le solaire) pour les besoins du marché national, ce qui permettrait d'alléger la pression de la demande sur l'offre de gaz et donc pour l'Algérie d'honorer ses engagements internationaux. Concernant le calcul de la durée de vie des réserves de gaz, il y a lieu de préciser que, pour l'Algérie, il sera fonction du coût de Sonatrach. Selon mes calculs, la rentabilité des installations de Transmed via la Sicile et Medgaz via l'Espagne, le projet Galsi étant toujours en gestation, et l'Algérie risque d'être fortement concurrencée par Gazprom. Le gazoduc russe sous-marin Nord Stream vient d'être mis en service en ce mois de novembre 2011 par Gazprom, dans la ville côtière de Lubmin (mer Baltique), en Allemagne. Le gazoduc inauguré aura une capacité annuelle de 27,5 milliards de mètres cubes de gaz et ce volume sera doublé avec la construction sur le même tracé d'un second «tuyau», qui devrait être achevé fin 2012, les deux canalisations devant livrer 55 milliards de mètres cubes afin d'alimenter l'Allemagne, mais aussi la Grande-Bretagne, les Pays-Bas, la France et le Danemark. Plusieurs entreprises participent au consortium Nord Stream : Gazprom (51% des parts), les allemands Wintershall (filiale pétrogazière de BASF) et EON Ruhrgas (15,5% chacun), ainsi que NV Nederlandse Gasunie et le français GDF SUEZ (9% chacun). Il ne faut pas non plus oublier que, dès 2015, un autre gazoduc South Stream devrait relier la Russie à l'Europe occidentale qui devrait avoir une capacité de 63 milliards de mètres cubes de gaz par an, d'un cout initial de 25 milliards d'euros,(ce cout pouvant être divisé par trois à cinq si ce gazoduc passait par l'Ukraine, posant d'ailleurs la problématique de sa rentabilité), qui sera acheminé sous la mer noire vers la Bulgarie, puis la Serbie, l'Italie et l'Autriche, le 6 août 2009, la Turquie ayant donné son feu vert à la pose dans ses eaux territoriales. Le retard de Galsi est donc préjudiciable à l'Algérie. Comme il y a lieu de noter que la rentabilité des installations algériennes nécessite un prix de cession entre 9/10 dollars et pour le GNL 14/15 dollars. Le calcul des réserves et quelque soit le pays est fonction de l'évolution de la concurrence des énergies substituables, du coût et du prix international et non de découvertes de gisements physiques qui peuvent être non rentables. Ne pouvant pas compresser la demande intérieure en deçà de 50 milliards de mètres cubes gazeux entre 2011/2020, au risque de freiner le développement, compte tenu compte des exportations prévues et de la consommation intérieure (scénario moyen du CREG) , plus 85 milliards de mètres cubes d'exportation soit une production totale de 135 milliards de mètres cubes gazeux et presque 150 pour l'hypothèse forte du CREG, 10/15% des gisements marginaux selon les experts gaziers étant à soustraire car non rentables. En cas de l'hypothèse d'un prix moyen de 14/15 dollar le MBTU pour le GNL s'accroissant ou baissant proportionnément selon le prix du gaz par canalisation( GN), d'un cout fixe de 4/5 dollars, plus le cout augmente plus les réserves diminuent et inversement, et selon les scénarios variables pour la cession du prix du gaz par canalisation nous aurons les prévisions suivantes : -prix du gaz 9/11 dollars le million de BTU par canalisation : 25 années de réserves ;-prix du gaz 4/6 dollars : entre 15/16 ans de durée de vie des réserves - en cas d'un prix supérieur à 15 dollars : la durée serait supérieure à 30 ans, les gisements marginaux devenant alors rentables. La durée de vie des réserves sera moins longue si les prévisions du ministère de l'Energie d'exporter 100 milliards de mètres cubes gazeux horizon 2020 se réalisent et si la consommation intérieure est plus importante que prévue du fait du bas prix de cession du gaz. 2. Les perspectives Concernant les exportations par canalisation, titre de rappel, Medgaz est le troisième gazoduc algérien qui livre le gaz à l'Europe, avec le GME (gazoduc Maghreb-Europe qui transite par le Maroc et le détroit de Gibraltar). Medgaz compte comme actionnaires Sonatrach, majoritaire avec 36%, les espagnoles Cepsa Iberdrola Endesa et Gaz de France. On estime à 2 milliards de dollars annuellement les revenus en devises tirés par l'Algérie de Medgaz dans une première phase pour un volume d'exportation de 8 milliards m3 par an contre un coût de 28 milliards de DA en monnaie locale et 148 millions d'euros en devises. Et bien entendu ce montant concerne le chiffre d'affaire et non le profit net de Sonatrach après retrait des charges et si le prix de cession reste au même niveau des négociations de départ, soit 10 dollars le MBTU ce qui n'est pas évident dépendant de la durée de la bulle gazière et de la concurrence surtout de la Russie et le Qatar alimentant pour une fraction de leur production le marché spot sans préjuger avec l'embargo le cas de l'Iran. Un bas prix met en danger la rentabilité financière de ce projet au même titre que celui bien plus important du réseau Trans-méditerranéen (Transmed d'une capacité d'environ 30,2 milliards de mètres cubes (mmc) de gaz naturel par an, étant prévu d'étendre cette capacité à33,5 milliards de mètres cubes de gaz naturel par an d'ici à 2012 aussi connu sous gazoduc Enrico Mattei) est un pipeline de gaz naturel qui relie l'Algérie via la Tunisie à la Sicile et de là vers l'Italie. Son extension à travers le projet GALSI doit acheminer le gaz naturel du gisement de gaz d'Hassi R'mel en Algérie vers l'Italie du Nord après avoir traversé la Sardaigne. Ce projet comme souligné précédemment n'est toujours pas réalisé alors que les projets de Gazrpom ont vu le jour , Sonatrach pouvant perdre des parts de marché du fait de ce retard. Comme se pose le problème de la rentabilité du projet NIGAL où suite au mémorandum d'entente qui avait été signé en janvier 2002, entre Sonatrach et la Nigerian National Petroleum (NNPC), réunis à Abuja au Nigeria, les ministres du pétrole et de l'énergie d'Algérie, du Niger et du Nigeria avait également signé le 3 juillet 2009 un accord pour construire un gazoduc baptisé Trans Saharan Gas Pipeline (TSGP),de 4 128 kilomètres (dont 2 310km pour le territoire algérien) qui devrait servir à alimenter l'Europe en gaz puisé dans le delta du Niger au sud du Nigeria. Avec un cout prévu initialement à 5/6 milliards de dollars puis reporté à 10 milliards de dollars en 2009 il aurait dépassé actuellement les 13/15 milliards de dollars. Ce projet financé pour partie par l'Europe avec la crise d'endettement et le bas prix du gaz est-il rentable sans compter les conflits tribaux ? Il est entendu que la demande extérieure des hydrocarbures pour l'Algérie d'une manière générale sera fonction d'une reprise ou pas de l'économie mondiale et de l'évolution du cours du dollar. Rappelons la chute des cours en 1986 avec toutes les ondes de chocs politiques, économiques et sociales entre 1988/1994(rééchelonnement) et de près de 45% des recettes en devises de Sonatrach après la crise de 2008/2009. Selon le gouvernement, la production de gaz naturel de l'Algérie, qui a connu en 2010 un recul de 2,4 % par rapport à 2009, devrait croître nettement d'ici 2014 avec l'entrée en production de nouveaux gisements gaziers. Ces exportations peuvent être renforcées par la mise en production de nouveaux gisements qui devraient renforcer les capacités de production de gaz naturel de près de 25 milliards de mètres cubes d'ici 2014 ce qui nous donnerait 80 milliards de mètres cubes gazeux pour 2014. En résumé, l'Algérie exporte 98% en hydrocarbures brut et semi brut et important 75% des besoins des entreprises et des ménages. Surtout qu'actuellement avec la crise mondiale un débat national pose la problématique du rendement des placements dans des banques centrales occidentales, asiatiques et même au niveau de certains pays du Golfe, soit 90% (plus de 155 milliards de dollars en bons de trésor américains et en obligations européennes) sur un total de réserves de change de l'Algérie estimées à 175 milliards de dollars au 01 juillet 2011 grâce aux hydrocarbures et non à la bonne gouvernance. Tout débat sur les réserves de change en Algérie envoie au débat sur la rente des hydrocarbures, car pourquoi continuer à épuiser cette ressource éphémère pour les placer ensuite à l'étranger ? Aussi un débat objectif ne peu dissocier l'analyse des rendements des réserves de change des réserves d'hydrocarbures, puisque provenant de cette sphère, ainsi que de la stratégie future du développement au sein d'un espace de plus en plus mondialisé, afin de transformer cette richesse virtuelle en richesse réelle. (Suite et fin)
