Le PDG de Sonatrach a prévu une baisse de la production d'hydrocarbures des partenaires étrangers associés au groupe pétrolier algérien, du fait du déclin de la production dans certains gisements. Ce n’est pas une nouveauté, puisque depuis près de 5 années, dans maintes contributions et interviews dans la presse internationale et nationale, je ne cesse d’attirer l’attention des pouvoirs publics algériens sur l’éventualité de l’épuisement des réserves, pour le pétrole horizon 2020 et le gaz conventionnel horizon 2030, tenant compte de la forte consommation intérieure, des couts croissants et de la concurrence face aux nouvelles mutations énergétiques mondiales.Cette présente contribution, face aux nouvelles données, s’inscrit dans le prolongement de mes précédentes analyses.

1.- Après 50 années d’indépendance politique, l’Algérie exporte toujours 98% d’hydrocarbures à l’état brut et semi brut et importe 70-75% des besoins des ménages et des entreprises publiques et privées dont le taux d’intégration ne dépasse pas 15%. C’est une économie totalement rentière. L’analyse de l’épuisement des réserves de pétrole pour l’Algérie est souvent évoquée dans les rapports internationaux, l’Algérie pouvant se réveiller un jour dans une situation très douloureuse, plus rapidement pour le pétrole, devenant importateur d’hydrocarbures au moment où la population atteindra 50 millions d’habitants. Selon le rapport du ministère de l’Energie, publié en 2011, la structure des exportations s’oriente de plus en plus vers les produits gazeux. En effet, la part des produits gazeux durant la période 1962-1999 ne représentait que 29% contre 43% durant la période 2000-2010. Quant aux produits liquides, ils représentaient 71% des volumes exportés durant la période 1962-1999, contre 57% fin 2010. Le pétrole brut exporté représentait 95% des hydrocarbures liquides en 1971 et se situé à 30% en 2010. Quant aux produits raffinés et GNL, leur part a augmenté substantiellement passant de 3% en 1971 à 28% en 2010. De 2000 à 2012, l’Algérie a pu engranger officiellement, selon le bilan de Sonatrach, 600 milliards de dollars de revenus suite à l’exportation des hydrocarbures. Les marchés européens et américains restent les débouchés traditionnels des exportations, ces deux marchés absorbent en volume, respectivement, 63% et 29% des ventes globales des hydrocarbures et en valeur de 56% et 35%, respectivement. Cette situation est-elle tenable dans le temps ? La majorité des experts internationaux estiment que l’Algérie serait une importatrice nette de pétrole dans moins de 15 ans et dans 25 ans pour le gaz conventionnel car il faut comptabiliser la forte consommation intérieure. Aussi, comme annoncé par l’ex premier ministre algérien et bon nombre d’experts, 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 hausse récente des recettes est due essentiellement à la hausse du prix du pétrole, et non à l’accroissement de la quantité. Car, il faut être prudent et avoir une vision à moyen et long terme. L’important ce n’est pas la découverte des gisements mais le coût d’exploitation des gisements dans la mesure où les deux vecteurs fondamentaux sont le couple prix international/coût. Plus le prix est élevé, plus on assistera à l’extension des gisements rentables et inversement, selon une relation dialectique. Un rapport récent élaboré par le Club arabe de l’énergie à Beyrouth, indique que le remplacement des réserves de gaz de la zone MENA a chuté à son plus bas niveau, de 16 fois les réserves initiales en 1992 et 13 fois les réserves initiales en 2002 à seulement 2 fois les réserves initiales en 2010. Le remplacement des réserves de gaz naturel par pays situe l’Algérie en territoire négatif à côté de l’Iran qui a remplacé près de 4 fois ses réserves initiales.

2.- Aussi comme précisé précédemment, il s’agit de prendre en compte tant des exportations que de la forte consommation intérieure du fait du bas prix du gaz, un des plus bas au niveau du monde, bloqués par la décision D/06-05/CD du 30 mai 2005. Sonatrach supporte en moyenne entre 1,5 et 2 milliards de dollars de subventions par an, selon les variations du prix international. Pour la consommation intérieure, selon les extrapolations du CREG 2015/2020, elle est actuellement de 35 milliards de mètres cubes gazeux en 2010. Mais ce montant a été calculé avant l’annonce des nouveaux projets consommateurs d’une grande quantité de pétrole et de gaz. Mais avec ce paradoxe, les ménages étant les plus importants consommateurs d’électricité que les entreprises montrant une désindustrialisation du pays, loin donc des normes internationales. Si l’on suppose un retour à la croissance réelle le niveau de consommation sera encore plus élevé. En plus, ce montant risque d’être fortement augmenté après les décisions courant 2012 d’installer plusieurs raffineries fonctionnant au pétrole et d’importantes capacités d’électricité fonctionnant au gaz. 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 ainsi que 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. 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. Tous ces investissements fonctionneront en majorité en turbines de gaz, et pour le Sud au diesel, contraires aux règles de l’environnement, le diesel polluant et de surcroît importé en Algérie pour plusieurs centaines de millions de dollars. Comme le diesel connaît un prix international très élevé, à quel coût produira donc le KWH et à quel prix sera la cession ? Dès lors, avec cette augmentation de la consommation intérieure, d’un retour à la croissance, du fait de la décision de ne pas modifier les prix intérieurs, il y a risque d’aller vers 70-75 milliards mètres cubes gazeux horizon 2017-2020 de consommation intérieure. En effet, si l’on prend les extrapolations d’exportation de 85 milliards mètres cubes gazeux et 70-75 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieures, il faudrait produire dès 2017 ente 155-160 milliards de mètres cubes gazeux supposant d’importants investissements dans ce domaine, limitant le financement des secteurs hors hydrocarbures. Cela accélérera l’épuisement de cette ressource non renouvelable.

3.- Si certains experts prévoient cette année un baril de pétrole à 113 dollars, du fait de la forte consommation mondiale mais également de la faiblesse de l’offre mondiale face à l’épuisement des réserves fossiles traditionnels, il faut en analyser les conséquences comme cela s’est passé le siècle passé par la substitution des hydrocarbures au charbon. Avec un baril à plus de 110 dollars le charbon devient rentable et dès 2017 selon l’AIE sera la première source d‘énergie avant le pétrole. Et cela concerne également d’autres sources d’énergie. Ce ne sont donc que des hypothèses dans la mesure où il faut également raisonner à prix constants, le baril de 16/20 dollars des années 1980 équivaut à plus de 90 dollars à prix constant 2013, renvoyant au pouvoir d‘achat mondial. Toutes ces questions posent le devenir stratégique de l’Algérie mono-exportatrice. L’Algérie n’est pas seule sur le marché énergétique avec de nombreux concurrents dont je ne citerai que Gazprom avec les canalisations de North et South Stream de plus de 120 milliards de mètres cubes gazeux en direction de l’Europe, la Russie recelant un tiers des réserves mondiales conte moins de 2,5% pour l’Algérie de gaz conventionnel dont une fraction est écoulée actuellement à un prix bas aligné sur le marché libre, concurrençant fortement l’Algérie dont le marché naturel est l’Europe.. Sans oublier La Lybie qui écoule le pétrole léger concurrent du pétrole algérien et le gaz libyen de 1500 milliards de mètres cubes gazeux à peine exploité, proche de l’Europe. Et le Qatar, l’Iran, les pays du Golfe proche de l’Asie avec des capacités supérieures à l’Algérie, économisant les coûts de transport et les importantes découvertes de gaz en Afrique sans compter les réserves immenses de charbon du continent. Et pour l’Algérie, mauvaise nouvelle, les projets Galsi via la Sardaigne et Nigal venant du Nigeria sont actuellement gelés avec des surcoûts exorbitants. Il faudra prendre en compte la croissance ou pas de l’économie mondiale qui est un élément déterminant de la demande des hydrocarbures et donc, de l’évolution du prix de cession, les coûts, les concurrents ayant déjà amorti leurs installations, des énergies substituables du fait des importantes mutations énergétiques mondiales. Qu’en sera-t-il du prix du gaz avec la révolution gazière du gaz non conventionnel, la bulle gazière risquant d’aller au-delà de 2016/2018, du recyclage du CO2 du charbon (environ 200 années de réserves mondiales contre 40/50 ans pour le pétrole) du nucléaire, des énergies renouvelables dont le solaire qui produit à grande échelle ne feront que réduire leurs coûts et entreront forcément en concurrence avec le gaz conventionnel algérien ? Par ailleurs le dernier rapport de l’AIE montre que les USA grâce à la révolution du gaz schiste seront exportateur de pétrole et de gaz dans les 10 années à venir ce qui entraînera un véritable bouleversement mondial si le gaz de schistes est développé en Chine, Inde, la Pologne en Europe. Or 35% des recettes de Sonatrach en valeur viennent des USA. A-t-on prévu d’autres débouchés ?

4.- Qu’en est-il de l’option du gaz de schiste pour l’Algérie ? L’Algérie du fait de l’impact sur l’environnement et sans maîtrise technologique pouvant détruire les nappes phréatiques du désert, un milliard de mètres cubes gazeux nécessitant 1 million de mètres cubes d’eau douce. Ses réserves prouvées étant estimées à 6500 milliards de mètres cubes gazeux selon le rapport de l’AIE de 2011, soit le quart des réserves américaines, le ministère de l’Energie donnant ente 12.000 et 17.000. L’écart est considérable et se pose la question du pourquoi. L’Algérie possède-t- elle une carte géologique approfondie que ne possède pas les organismes internationaux ? Ou bien le ministère de l’Energie donne la quantité disponible mais non exploitable en termes de rentabilité ? Je précise pour les lecteurs non initiés que 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, de 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 lui permet de réduire les coûts En Algérie, de nombreux gisements sont enfouis à une grande profondeur, 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. Selon un rapport rédigé par la commission de l'énergie et du commerce de la Chambre des représentants américaine, l'exploitation du gaz de schiste a entraîné l'utilisation de "plus de 2.500 produits pour la fracturation hydraulique, contenant 750 substances chimiques dont 29 sont connues pour être cancérigènes ou suspectées telles ou présentant des risques pour la santé et l'environnement". Par ailleurs, 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 actuellement bas sur le marché libre. C’est que la gestion de l’exploitation est complexe, les forages perdant 80% de la productivité au bout de 5 ans. La gestion de tout cela nécessite une expertise pointue. La décision du premier Ministre Abdelmalek Sellal d’ajourner l’exploitation jusqu’à l’horizon 2040, décision stratégique prise certainement en concertation avec les plus hautes autorités du pays est une sage décision ne devant pas confondre prospection et exploitation effective.

5.- Se pose donc les perspectives. L’option d’avenir pour l’Algérie est la combinaison du solaire et du gaz afin de réduire les couts au sein d ‘une stratégie hors hydrocarbures devant profiter de cette manne financière et de l’importance des réserves e change qui ont clôturé à environ 200 milliards de dollars fin 2012. Le ministre de l’Energie a annoncé courant décembre 2012 une part des énergies renouvelables d’environ 30/40% horizon 2030. Avec plus de 3 000 heures d’ensoleillement par an, selon l’Agence spatiale allemande (ASA), qui a procédé à une évaluation par satellites, les résultats donnent un potentiel estimé pour l’Algérie à 169,440 téra-watts heure/an (TWH/an) pour le solaire thermique, et de 13,9 TWH/an pour le solaire photovoltaïque, ce qui équivaut à environ 60 fois la consommation de l’Europe des 15 (estimée à 3 000 TWh par an), l’énergie solaire journalière dans le désert équivalent pétrole étant estimée à 1,5 baril par km² selon cette agence. Mais ce projet peut-il se réaliser seul, l’Afrique du Nord n’étant-il pas le cadre idéal et sans un bon partenariat pour partager les risques ? En fait la politique énergétique est lié intimement à la politique économique et sociale future de l’Algérie pour préparer l’après hydrocarbures, renvoyant à l’urgence d’un nouveau modèle de consommation énergétique. Mais tant pour le pétrole, le gaz conventionnel ou non conventionnel, le solaire ou le nucléaire civil, se pose la problématique de la disponibilité de la ressource humaine, richesse pérenne bien plus importante que toutes les ressources en hydrocarbures qui a toujours fait la richesse des nations. Et dans ce cadre, comment ne pas rappeler que l’élite algérienne est caractérisée par sa marginalisation sociale selon la revue américaine Foreign Policy de juillet 2010 qui vient de consacrer une enquête minutieuse aux pays les plus vulnérables du monde. A cet effet, cette revue a classé l’Algérie parmi les plus vulnérables au monde avec une note de 8,6 sur 10 pour la disparition et la dispersion de l’élite, il s’agit d’une des notes les plus mauvaises du monde. Selon cette revue, les conditions de vie déplorables des cadres et cerveaux algériens, les très bas salaires et l’environnement politique défavorable hypothèquent l’avenir de l’Algérie qui risque de se retrouver sans son intelligentsia pour construire son avenir. Il ne s’agit pas uniquement d’une gestion de l’argent. Si l’on veut développer ce gaz non conventionnel ou le solaire, il faut d’ores et déjà préparer la formation adéquate. Le poste services (compétences étrangères) devient et inquiétant. Il est passé de 2 milliards de dollars, en 2002, à plus de 12 milliards de dollars en 2012 posant l’urgence de la réorientation de l’actuelle politique économique les avantages comparatifs étant en Afrique. Évitons les illusions comme le montrent les échecs répétés des appels d’offre du ministère de l’Energie, comme l’a reconnu le ministre lui même, n’ayant pas découvert depuis plus de 10 ans de gisements fiables, pouvant découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement. La reformulation de la loi des hydrocarbures permettra-t-elle de relancer l’exploration en 2013 sur des bases opérationnelles ? Les avis d’appel d’offre par Alnaft institution publique dépendante du ministère de l'énergie, seul habilitée à délivrer les prospections, Sonatrach selon la loi n’étant pas concerné par l'octroi de permis de prospection, , selon la loi en vigueur, sera un test Ainsi, s’impose un Etat de droit, une nouvelle gouvernance pour plus d’espaces de liberté au sens large, une intégration au sein d‘espaces économiques plus larges dont l’Afrique du Nord, si l’on veut éviter la marginalisation de l’Algérie des nouvelles mutations mondiales.

Docteur Abderrahmane Mebtoul, expert international, professeur des Universités