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Tensions sur les prix du gaz au niveau mondial
Energie
Publié dans La Nouvelle République le 11 - 10 - 2021

le 7 octobre, le pétrole a été coté à 82,46 dollars le Brent et 79,44 dollars le Wit, pour un cours 1,16 dollar un euro, toute dépréciation du dollar faisant augmenter le cours de l'énergie libellé en dollars euro/dollar. En Asie, depuis le début octobre 2021, le prix du GNL fluctue entre 33/37 dollars tenant compte du coût de transport, contre 27 millions de BTU début septembre ou pour 27 dollars, en équivalent baril de pétrole, devant multiplier par six, équivaut à 150 dollars le baril de pétrole, soit presque deux fois plus que le prix du baril de Brent.En Asie, la demande chinoise, s'est accentuée par la vague de froid, où à Pékin, le thermomètre est descendu à -20 degrés en janvier et 29 dollars en Europe en termes d'équivalence, environ 200 dollars le baril du pétrole où actuellement le prix de chaque bateau de GNL commandé connait une fortune. La Chine a importé beaucoup plus de GNL cette année parce qu'elle réduit sa production d'électricité par le charbon, avec en plus des sécheresses qui ont abaissé sa production hydroélectrique. Les Russes ont honoré le contrat puisque Gazprom a fourni les grandes sociétés importatrices en Europe en gaz naturel. Par contre, Gazprom n'a pas alimenté le marché spot et c'est sur ce marché qu'ont eu lieu les tensions sur les prix. Aussi l'atténuation des tensions sur le gaz notamment pour l'Europe dépendront du côté approvisionnement, de l'augmentation ou non des livraisons de gaz à l'Europe du russe Gazprom, qui s'est dit prêt à étudier de nouveaux contrats pour augmenter les volumes.
De façon plus immédiate, les gouvernements peuvent aider les ménages en jouant sur la fiscalité au travers de la TVA ou de taxes spécifiques; élargir des aides comme le chèque énergie aux ménages modestes et les entreprises peuvent acheter sur le plus long terme afin profiter de tarifs plus avantageux à l'horizon de quelques années et « lisser » les hausses de tarifs en anticipant sur les baisses futures, en répercutant seulement une partie sur les consommateurs pour l'instant. Cette hausse des prix a été une aubaine pour les gisements marginaux USA, au bord de la faillite, fortement endettés vis-à-vis des banques dont la rentabilité tourne autour de 50/60 dollars le baril, mais alors que le prix du pétrole et du gaz est à un niveau très élevé Europe et en Asie, l'industrie américaine de la fracturation n'a pas augmenté sensiblement sa production.
Selon l'EIA, la production pétrolière américaine était de 11,1 millions de bpj à la fin mars 2021, mais elle n'a augmenté que de 400 000 bpj à la fin août, mais ces données pour la fin août 2021 sont antérieures à l'ouragan Ida qui a temporairement emporté la majeure partie de la production offshore dans le golfe du Mexique. L'enquête sur l'énergie en mars 2021 publiée par la Banque de la Réserve fédérale de Dallas met en relief plusieurs facteurs : consolidation de l'industrie, difficultés de financement, bon nombre de sociétés pensant qu'avec la transition énergétique, avec les attitudes négatives à l'égard de la production de combustibles fossiles adoptées par l'administration actuelle, continueront à supprimer les financements, réglementation fédérale qui empêchent de produire davantage ; difficultés à embaucher, les travailleurs cherchant à être mieux payés, et problèmes persistants des chaînes d'approvisionnement qui se répercutant sur les couts.
En conclusion, l'on devrait assister à des prix élevés des fossiles traditionnels entre 2021/2025, en attendant que la transition énergétique, irréversible avec le réchauffement climatique se mette en place 2025/2030, mais qui ayant un cout à moyen terme, que devra supporter la société mondiale, en acquérant le développement des énergies renouvelables dont l'hydrogène entre 2030/2040, le coût, avec les innovations technologiques, ayant diminué de plus de 50% et plus à l'avenir avec les économies d'échelle. Les pays de l'OPEP+ peuvent en profiter durant un temps car la demande ira en décroissant entre 2022/2030, où plus de 80% de voitures électriques sont prévues en Europe horizon 2030, le transport étant le plus gros consommateur de pétrole et cela interpelle l'Algérie dont les recettes en devises par les hydrocarbures et les dérivées (inclut dans la partie hors hydrocarbures) représentent 97/98%. Actuellement, les exportations de l'Algérie se font grâce au GNL qui permet une souplesse dans les approvisionnements des marchés régionaux pour 30% et par canalisation pour 70%. L'Algérie possède trois canalisations. Le TRANSMED, la plus grande canalisation d' une capacité de 33,5 milliards de mètres cubes gazeux, le MEDGAZ directement vers l'Espagne à partir de Beni Saf au départ d'une capacité de 8 milliards de mètres cubes gazeux qui après extension prévu courant 2021 la capacité sera porté à 10 milliards de mètres cubes gazeux et le GME via le Maroc dont l'Algérie a décidé d'abandonner, dont le contrat s'est achevé le 31 octobre 2021, d'une capacité de 13,5 de milliards de mètres cubes gazeux.
Le gazoduc Nigeria Algérie évalué à environ 20 milliards de dollars en 2019 par l'IFRI n'étant pas pour demain. Le marché naturel de l'Algérie, en termes de rentabilité, est l'Europe où la part de marché de l'Algérie face à de nombreux concurrents , en Europe est en baisse où selon le site « Usine Nouvelle », la Russie fournit 36% du gaz importé par l'Europe, la Norvège (23%), les autres fournisseurs de GNL (10%) et l'Algérie 7/8%, presque le même niveau que le Qatar qui n'était qu'à 2% en 2000. A court terme, l'Algérie profite peu de ces hausses puisque selon le rapport de l'OPEP de juillet 2021 la production est passée de plus de 1,2- 1,5 million de barils/j entre 2007/2008 à environ 950.000 barils/j en juillet 2021. Pour le gaz, nous assistons également à une baisse de la production en volume physique, plus de 65 milliards de mètres cubes gazeux à 40 en 2020, espérant 43/44 pour 2021, du fait de la forte la consommation intérieure, renvoyant à la politique généralisées des subventions et de la faiblesse des investissements ayant peu attiré les investisseurs étrangers.
Les opérateurs attendent les décrets d'application de la loi des hydrocarbures et le code des investissements. Encore qu'il faille se méfier du juridisme, ayant parfois les meilleures lois peu appliquées, devant s'attaquer à l'essence du blocage, le système bureaucratique rentier
(Suite et fin)
Professeur des universités expert
international Abderrahmane Mebtoul


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