Le Brent a été coté en fin de journée du 09 janvier 2015 à 50,03 dollars, le WIT 48,39 dollars, l’euro à son cours le plus bas à 1,18 dollar, avec une remontée de l’once d’or à 1219 dollars, le prix de cession du gaz étant indexé sur celui du pétrole. Or ’énergie constitue le cœur de la sécurité des Nations et constitue la principale ressourc
Le développement du gaz de schiste, est une option pour l’Algérie au-delà des contraintes financières et environnementales, selon le ministre de l’Energie. Le dialogue étant un des fondements de la bonne gouvernance, l’objet de cette contribution est de poser objectivement l’opportunité de cette option. Pour avoir connu très bien cette région, notamment Ouargla, Ghardaïa, El Goléa et In Salah, en tant qu’officier d’administration de la route de l’unité africaine durant les années 1972/1973, c’est une population paisible, ouverte au dialogue, profondément surtout attachée à l’unité nationale et solidaire. Et bien entendu l’on doit éviter de se focaliser uniquement sur cet aspect. La chute actuelle du cours des hydrocarbures doit nous faire prendre conscience une fois pour toute que le fondement stratégique est de réaliser rapidement la transition vers une économie hors rente.
1.- Nature du gaz schiste
Le gaz non conventionnel est contenu dans des roches sédimentaires argileuses très compactes et très imperméables, qui renferment au moins 5 à 10% de matière organique. Généralement la profondeur d’exploitation des shale gas est de l’ordre, en moyenne générale, selon les gisements, de 500, souvent 1.000 à 3.000 mètres de profondeur, soit de un à plusieurs kilomètres au-dessous des aquifères d’eau potable, la profondeur étant moindre aux USA, ce qui réduit les couts. La fracturation de la roche suppose d’injecter un million de mètres cubes d’eau douce pour produire un milliard de mètres cubes gazeux à haute pression et du sable. Une partie de l’eau qui a été injectée pour réaliser la fracturation hydraulique peut être récupérée (20 à 50%) lors de la mise en production du puits après traitement. Ce qui suppose des investissements pour des installations appropriées et des unités de dessalement en cas où l’eau est saumâtre. Le sable injecté combiné d’additifs chimiques a pour but de maintenir les fractures ouvertes une fois la fracturation hydraulique effectuée, afin de former un drain pérenne par lequel le gaz va pouvoir être produit. De nombreux gisements sont enfouis sous des nappes phréatiques et avec la remontée du gaz, le liquide de fracturation peut parfois atteindre ces nappes, et se mêler à l’eau, qui devient alors impropre à la consommation. Pour l’Algérie, pays semi-aride, le problème se pose avec le risque de pollution des nappes phréatiques, la nappe d’eau étant l’Albien. De nombreux gisements sont enfouis sous des nappes phréatiques et avec la remontée du gaz, le liquide de fracturation peut parfois atteindre ces nappes, et se mêler à l’eau, qui devient alors impropre à la consommation. A-t-on prévu les moyens de lutte contre la détérioration de l’environnement ? Et l’Algérie étant un pays semi-aride, a-t-on fait les extrapolations d’arbitrage entre la consommation d’eau des populations, des secteurs économiques et l’utilisation de ce gaz ? En l’absence de technique alternative à la facturation hydraulique grande consommatrice d’eau, l’impact de cette exploitation sur la ressource en eau demeure l’une des principales préoccupations. Parce que dans le climat aride ou semi-aride de l’Algérie, le rechargement des nappes phréatiques est faible. C’est donc dans les nappes profondes que les exploitants iraient pomper l’eau nécessaire à l’exploitation du gaz. Par ailleurs, l’utilisation massive d’eau par l’Algérie ou d’autres pays du Maghreb nécessitent une entente régionale du fait que ces nappes sont communes.. Certains bassins hydrographiques complexes sont en effet partagés comme celui de Mjradah Wadi, commun à la Tunisie et à l’Algérie ou celui de Deraa qui alimente également le Maroc sans compter les bassins communs avec la Libye.
2.- Pourquoi l’Algérie veut s’orienter vers le gaz schiste ?
Les hydrocarbures constituent l’épine dorsale de l’économie algérienne. Les revenus issus des hydrocarbures qui ont été selon les bilans de Sonatrach de 700 milliards de dollars en devises entre 2000 /2013 représentant 60/70% des recettes fiscales. Ils ont ont permis à l’Etat algérien de constituer des réserves de change de l’ordre de 190 milliards de dollars au 01juillet 2012 et une dépense publique avec une importation en devises entre 2000/2013 de plus de 500 milliards de dollars selon les données de la banque mondiale. L’économie algérienne est toujours une économie rentière après 50 années d’indépendance politique, 97/98% d’exportation représentées par les hydrocarbures à l’état brut et semi brut, la pétrochimie étant embryonnaire, et important 70/75% des besoins des ménages et des entreprises publiques et privées dont le taux d’intégration ne dépasse pas 15%. Sonatrach, c’est l’Algérie et l’Algérie c’est Sonatrach. Cet artifice statistique peut cependant cacher la dure réalité. Le chômage apparemment maîtrisé (10%) mais dominée par les emplois improductifs (administration) au niveau de la sphère réelle et plus de 50%de la population active étant localisée dans la sphère informelle selon le rapport gouvernemental de l’ONS(2012). Aussi, cette décision stratégique a été prise probablement après que le gouvernement ait estimé que l’Algérie serait une importatrice nette de pétrole dans moins de 10 ans et dans 20 ans pour le gaz conventionnel. La consommation intérieure triplera horizon 2030 et quadruplera horizon 2040 selon le Ministre de l’Energie. En cas de non découvertes substantielles et surtout rentable selon le vecteur prix international, l’Algérie pourrait commencer à importer du pétrole à partir de 2020 et du gaz à partir de 2030 pour satisfaire la demande locale. La solution est –elle en le pétrole-gaz de schiste ? Et ce, en tenant compte tant des exportations que de la forte consommation intérieure du fait du bas prix un des plus bas au niveau du monde bloqués par la décision D/06-05/CD du 30 mai 2005. Pour le gaz il est cédé à Sonelgaz entre le sixième et le dixième du prix international sur le marché libre, ce taux variant selon les fluctuations des prix internationaux, largement influencés par l’entrée du gaz non conventionnel américain. Ce montant tient compte des décisions courant 2012 d’installer des capacités d’électricité.
En effet, suite aux coupures récurrentes d’électricité, il a été décidé la réalisation du projet de centrale électrique en cycle combiné à Ras Djinet (Boumerdes) d’une capacité de 1.200 MW confiée au groupe sud-coréen Daewoo EC pour un montant 73,4 milliards de DA (près d’un milliard de dollars), pour un délai de 40 mois. Le projet de cette centrale vise à produire 12.000 MW supplémentaires d’électricité à l’horizon 2017, devant une fois achevé, de doubler la production nationale d’électricité. Ainsi, il est prévu la construction de 9 centrales électriques totalisant une puissance de 8.050 MW, 300 postes très haute et haute tension, près de 10.000 km de réseau de transport très haute tension et 500 km de réseau de transport de gaz destiné à l’alimentation des centrales. Ce programme est appelé à satisfaire une demande en nette croissance avec un rythme annuel moyen de 14% et qui devra passer à 19.316 MW en 2017 contre 11.436 MW projetés pour 2013. Pour le grand Sud, le 15 aout 2012, la Société de production d’électricité (SPE), filiale du groupe Sonelgaz, a diffusé un appel d’offres pour la réalisation d’une vingtaine de centrales électriques diesel. Ces plateformes de production d’électricité sont destinées à alimenter les villes du Grand Sud du pays ; elles seront réalisées à Hassi Khebi (12 000 kW), Tabelbela (2000 kW), Oum Lassel (1000 kW), Talmine (4000 kW), Timaouine (1000 kW), Aïn Belbel (1500 kW), M’guiden (500 kW), Djanet (16 000 kW), Bordj Omar Driss (6000 kW), Aïn Alkoum (300 kW), Bord Badji Mokhtar (6000 kW) et Tin Zaouatine (2500 kW), trois centrales d’une capacitté de 24 000 kW pour Tindouf, la ville de Debdeb trois centrales électriques d’une puissance totale de 7200 kW et deux centrales diesel pour la ville d’Idless d’une capacité de 700 kW. Ainsi, Sonelgaz financera via le trésor public environ 27 milliards de dollars d’ici à 2016-2017 pour une capacité supplémentaire de 12 000 MW. Ainsi tous ces investissements fonctionneront en majorité en turbines de gaz, et pour le Sud au diesel. Comme le diesel connait un prix international très élevé, à quel cout produira donc le KWH et à quel prix sera la cession ? Dès lors avec cette augmentation de la consommation intérieure, du fait de la décision de ne pas modifier les prix intérieurs, il y a risque d’aller vers plus de 70/75 milliards mètres cubes gazeux horizon 2030 de consommation intérieure. En effet, si l’on prend les extrapolations d’exportation de 85 milliards mètres cubes gazeux et 70 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieures, il faudrait produire plus de 155/160 milliards de mètres cubes gazeux supposant d’importants investissements dans ce domaine et surtout du gaz. Ici doit être prendre en compte les couts, les concurrents ayant déjà amortis leurs installations, des énergies substituables et des importantes mutations énergétiques mondiales. L’intérêt des autorités algériennes pour les hydrocarbures non conventionnels s’explique donc par la nécessité d’assurer la transition énergétique du pays mais également guidé toujours par la captation de la rente afin d’éviter à terme des remous sociaux. Mais l’objectif stratégique pour l’Algérie n’est-il pas d’imaginer une autre gouvernance collant aux nouvelles mutations mondiales à l’instar des pays émergents comme la Chine, l’Inde et le Brésil.
3.- Quelle rentabilité pour l’Algérie?
Le groupe algérien Sonatrach vient de forer son premier puits de gaz de schiste (shale gas) dans le bassin d’Ahnet, situé au sud d’In Salah, qui devait être suivi de d’autres. Pour développer ces réserves, Sonatrach devrait conclure des partenariats avec les groupes internationaux dont Shell, Exxon Mobil, Total, Talisman, INIE ect …Selon le groupe Sonatrach des études récentes, réalisées durant le second trimestre 2012 sur une superficie de 180 000 km2, font état d’un potentiel de gaz de schiste dépassant plus de 19800 milliards de mètres cubes gazeux donnant avec un taux de récupération de 25% plus de 4000 milliards de mètres cubes gazeux. Mais l’Algérie a-t-elle établi une carte géologique fiable confirmant ces statistiques ? On peut comme pour le gaz conventionnel découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement. La rentabilité économique et par là le calcul des réserves, est fonction de la croissance de l’économie mondiale et de son modèle de consommation, de la consommation intérieure, des couts d’extraction et du transport, des concurrents et des énergies substituables. Selon les estimations établies par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) avec le gaz de schiste, cette nouvelle évaluation majorerait les réserves de gaz techniquement extractibles dans le monde de 40% et les porterait à 640.000 milliards de m3, soit plus du triple des réserves mondiales de gaz conventionnel dont d’ailleurs des découvertes importantes se font chaque jour avec une concurrence accrue. Depuis la révolution du gaz non conventionnel qui fera des USA horizon 2020 le premier exportateur mondial avant la Russie sachant que qu’elle détient un tiers des réserves mondiales de gaz conventionnel, et quelle est le principal concurrent de Sonatrach malgré le gel récent du South Stream approvionnant 30% le marché européen. D’autres concurrents comme l’Iran (15% des réserves mondiales) dont un accord devrait avoir lieu courant 2015 avec les USA et l’Europe levant l’embargo, et du Qatar (10%) qui a pris des parts de marché en Europe à l’Algérie, sans compter la Chine qui détient les premières réserves mondiales de gaz de schiste, combiné aux investissements dans les énergies renouvelables qui en feront un leader mondial, possédant surtout la ressource humaine, richesse bien plus importante que toutes les réserves d’hydrocarbures, le Mozambique qui deviendra le deuxième ou troisième réservoir d ‘or noir en Afrique, la découverte de plus de 20.000 milliards de mètres cubes gazeux en méditerranée orientale, le retour de l’Irak et de la Libye, la concurrence risque d’être encore plus rude pour l’Algérie. Comme ce marché est segmenté à l’instar du gaz conventionnel où les canalisations représentent environ 70% de la commercialisation mondiale du gaz, la concurrence en Asie des projets russes et qataries, se posera également toute la problématique de la rentabilité des GNL algériens à faibles capacités en plus des importants investissements en moyens de transport, (méthaniers appropriés). Comme il faudra amortir les installations par canalisations,(Transmed et Medgaz), les projets Galsi via la Sardaigne et le Nigal (Nigeria–Europe via l’Algérie) dont les couts de réalisation du fait des retards ont augmenté de plus de 50% par rapport au cout initial, étant toujours en gestation.
Qu’en sera-t-il pour l’Algérie, le gaz représentant environ 40% des recettes de Sonatrach ? Or, entre 2015/2017-2014, outre que les USA seront exportateurs en Europe, la majorité des contrats à moyen terme auront expirés et selon certaines informations crédibles, les principaux partenaires européens demanderont une révision à la baisse du prix de cession du gaz conventionnel ? Cela ne peut qu’influencer le prix de cession du gaz non conventionnel. L’Algérie n’est pas seule sur le marché mondial. Il existe une concurrence internationale. L’on doit tenir compte de la dispersion des gisements dont la durée de vie contrairement au gaz conventionnel est limitée dans le temps, selon l‘intensité de l’extraction dépassant rarement 5 années, devant fracturer la roche sur d’autres espace comme une fromage de gruyère. Les Etats Unis perforent environ 2000 puits par an sur un même espace géologique et 500/600 puits peuvent donner 28 milliards de mètres cubes gazeux. Or, en Algérie même au niveau du gaz/pétrole traditionnel, il n’ pas jamais été atteint 200 puits.
Selon le chef de département d’analyse des bassins du groupe Sonatrach, lors du workshop international sur le gaz de schiste, les coûts de réalisation d’un forage pour l’exploitation du gaz de schiste en Algérie varient entre 10 et 15 millions de dollars, alors qu’aux USA le cout moyen d’un puits varie entre 5 à 7 millions de dollars. Aussi la commercialisation pour l’Algérie ne pourrait se faire, selon le Ministre de l’Energie pas avant 2020/2025, supposant une parfaite maîtrise technologique afin de réduire les couts. Par ailleurs, outre la maîtrise technologique, dont il conviendra d’inclure dans le coût par l’achat du savoir-faire, l’avantage de certains pays comme les USA c’est la disponibilité d’un réseau de transport de gaz pratiquement sur l’ensemble du territoire en plus du fait que les gisements ne sont pas profonds. Qu’en sera-t-il des coûts des canalisations additionnels pour l’Algérie ? La rentabilité dépend donc de l’évolution future du prix de cession du gaz sur le marché international qui est actuellement bas sur le marché libre avec la révolution du gaz non conventionnel, ce cours ayant légèrement remonté entre 2011-2012 après la catastrophe nucléaire japonaise. C’est que la gestion de l’exploitation est complexe, les forages perdant 80% de la productivité au bout de 5 ans, à moins de technologies nouvelles. Sans compter la maîtrise technologique qui demande une formation pointue dans la ressource humaine, inexistante en Algérie. La question de la rentabilité renvoie à la carte énergétique mondiale, à la consommation énergétique mondiale horizon 2030/2040 tenant compte également des couts des énergies renouvelables qui peuvent décroitre si les investissements sont massifs. A moyen terme, bien qu’élastique, le prix du gaz ne va pas s’effondrer. L’épisode de Fukushima et la volonté affichée par certains de sortir du nucléaire, la dynamique des pays émergents gros consommateurs d’énergie, s’ils maintiennent l’actuel modèle, ce qui n’est pas évident, peuvent soutenir la demande de gaz conventionnel et non conventionnel. Pour l’Algérie l’on doit impérativement protéger l’environnement d’où l’importance de centres de formation recrutant en priorité la population du Sud qui doivent être impliquées pour une éventuelle exploitation. Ainsi se pose l’opportunité par des grands groupes internationaux de l‘exploitation du gaz schistes avec la règle restrictive imposée par le gouvernement algérien des 49/51%. La reformulation de la loi des hydrocarbures permettra-t-elle de relancer l’exploration sur des bases opérationnelles ? A moins et comme cela se passe pour la majorité des entreprises publiques structurellement déficitaires, le Trésor supporte les surcouts d’exploitation du gaz schistes sachant qu’il a consacré plus de 60 milliards entre 1991/2013. Pour autant, 70% des entreprises sont revenues à la case de départ.
4.- Dialogue social et nouveau modèle de consommation énergétique
L’Algérie doit impérativement penser à un nouveau modèle de consommation énergétique relevant du Conseil National de l’Energie qui doit être réactivé, Sonatrach étant une entreprise commerciale(1). Concernant le pétrole-gaz de schiste, il doit répondre à trois critères : la protection de l’environnement, éviter toute pollution de l’eau, le prix de cession de l’exploitation du pétrole-gaz de schiste devant impérativement couvrir les couts avec une marge de profit raisonnable. Selon le Ministère de l’Energie la commercialité n’est pas pour demain, peut être horizon 2020/2025. La plus grande réserve de gaz et de pétrole pour l’Algérie, ce sont les économies d’énergie pouvant aller à 15/20%, pouvant économiser au vu de la consommation actuelle 4 milliards de mètres cubes gazeux par an et cumulé horizon 2015/2030, avec une progression arithmétique plus de 90/100 milliards de mètres cubes gazeux. Et dans ce cadre comment ne pas rappeler que le coût actuel du projet Galsi d’environ 4 milliards de dollars concerne seulement 8 milliards de mètres cubes gazeux. Cela implique de revoir notamment les politiques actuelles désuètes de l’habitat et du transport et un large débat national sur les subventions actuellement non ciblées source de gaspillage et de fuites de produits hors des frontières. Selon les rapports internationaux, l’Algérie consacrerait, en 2011 et en 2012, l’équivalent de 11% de son PIB au soutien des prix de l’énergie, environ 4% du PIB à l’éducation et 6% à la santé. Pour avoir connu très bien cette région, notamment Ouargla, Ghardaïa, El Goléa et In Salah, en tant qu’officier d’administration de la route de l’unité africaine durant les années 1972/1973, c’est une population paisible, ouverte au dialogue et profondément attachée à l’unité nationale.
Aussi, il y a lieu d’éviter les débats stériles, pour ou contre et d’associer les populations à la décision ne pouvant imposer par la force, surtout pour ce cas précis, au sein d’une région qui connait des tensions géostratégiques, d’éviter une décision centralisée sans concertation, supposant une autre gouvernance tant centrale que locale. D’une manière générale, il y a urgence de penser au futur modèle de consommation énergétique, (le Mix énergétique), ce qui nécessite des arbitrages de politique économique : énergies fossiles classiques –pétrole/gaz conventionnel, gaz/pétrole non conventionnel, énergie nucléaire à des fins civiles et énergies renouvelables. Selon la banque d’Algérie, 2013 où le montant prélevé au niveau du fonds de régulation des recettes(FRR) a été de 70,2 milliards de dinars alors que durant les neuf mois de l’année 2014, le montant a été de 757,10 milliards de dinars soit environ 10 milliards de dollars et les réserves de change (or non compris) se ont été évaluées à 185,273 milliards de dollars à la fin septembre contre 193,269 à la fin juin. Pourtant, je n’ai pas attendu le récent rapport de la banque d’Algérie pour attirer l’attention des pouvoirs publics depuis des années qu’il faut cesser de dépenser sans compter, ne pouvant pas avoir une recette de 50/60 milliards de dollars au cours de 70/80 dollars (moins au cours de 60/70) avec une sortie de capitaux, biens –services – transferts légaux de profits des compagnies étrangères allant vers 75/80 milliards de dollars. Environ 65% des importations étant liées à la dépense publique à ce rythme, le fonds de régulation des recettes fondra dans moins de deux années et les réserves de change s’épuiseront horizon 2020.
En bref, un dialogue constructif au profit des intérêts supérieurs de l’Algérie est nécessaire, en étant conscient que l’énergie est un des facteurs déterminants de la sécurité nationale.
Abderrahmane Mebtoul (docteur d’Etat-1974 en gestion) -Professeur des Universités, Expert International en management stratégique directeur d’Etudes Ministère Energie/Sonatrach 1974/1979 – 1990/1995 – 2000/2006
(1) Voir Professeur Abderramane Mebtoul étude «Face aux mutations énergétiques mondiales, le Ministère de l’Energie via Sonatrach a besoin d’un nouveau management stratégique» publiée dans la revue internationale de Management de HEC Montréal novembre 2010 (45 pages) ainsi que la revue stratégie-défense «Agir» (2012 – Paris France). Abderrahmane MEBTOUL ancien émigré ayant effectué des études primaires, secondaires, une fraction du supérieur à Lille (France) est Docteur d’Etat en Sciences Economiques (1974) diplômé d’expertise comptable de l’Institut supérieur de Gestion de Lille, auteur de plus de 20 ouvrages et de plus de 500 contributions et conférences nationales-internationales dont une grande partie a été consacré aux mutations énergétiques mondiales et internationales est professeur des Universités et Expert International en management stratégique.
e exportatrice de l’Algérie, 98% et 70% du pouvoir d’achat des Algériens en dépend.
