CONTRIBUTIONS COORDONNEES PAR LE DOCTEUR ABDERRAHMANE MEBTOUL EXPERT INTERNATIONAL EN ENERGIE.

PREMIERE CONTRIBUTION

La réunion du GNL16 et du FPEG face à la nouvelle stratégie gazière mondiale

Docteur Abderrahmane MEBTOUL Expert international, conseiller et directeur d’Etudes des Ministères Industries Energie (1974/1980- 1990/1995- 2000/2006)

Face aux nouvelles mutations gazières qui se dessinent à l’horizon 2015/2020, la nouvelle donne du gaz non conventionnel qui devra être impérativement discutée lors de la réunion du GNL16 et du forum des exportateurs de Gaz ( Fpeg) à Oran du 18/21 avril 2010, se pose le problème de la faisabilité tant de la décision d’une OPEP gaz que de la réduction de la production de gaz conventionnel , décision devant répondre à douze(12) questions stratégiques . En effet, de plus en plus d’experts nationaux et étrangers estiment que l’Algérie se doit de revoir sa stratégie énergétique. Les hydrocarbures étant la propriété de toute la collectivité nationale, un large dé bat s’impose. Aussi, je me félicite que ma contribution intitulée « le gaz non conventionnel bouleverse, la stratégie gazière mondiale et la réunion du GNL » publiée par plusieurs quotidiens nationaux reprise par la majorité des sites internationaux et développée par la suite dans plusieurs contributions internationales et nationales aient suscitées des débats constructifs. Lors du 10e Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG), qui regroupera à Oran les ministres des 11 pays membres (l’Algérie , la Bolivie, l’Égypte, la Guinée équatoriale, l’Iran, la Libye, le Nigeria, le Qatar, la Russie, le Venezuela et Trinité&Tobago), ainsi que 3 pays observateurs qui sont la Norvège, le Kazakhstan et les Pays-Bas, le ministre de l’énergie et des Mines algérien vient d’affirmer lors du 12ème Forum international de l’énergie (IEF), qui s’est ouvert le 30 mars 2010 à Cancun Mexique , qu’une décision importante sera prise, à savoir la baisse de l’offre de gaz afin d ‘ajuster l’offre et la demande pour avoir un prix juste. Qu’en sera t –il des décisions importantes à Oran si l’on écarte les supputations utopiques d’ une OPEP gaz à l’image d‘une OPEP pétrole dont la cotation se fait au jour le jour à la bourse invoquée dans un passé récent par certains responsables de l’Iran, le Vénézuéla ( ces pays pour des raisons politiques) et l’Algérie , la Russie ayant eu toujours une position ambiguë à ce sujet, supposant que les GNL du fait de la flexibilité , avec les tankers représentent plus de 85% de la commercialisation mondiale. La réunion du GNL16 à Oran permettra t- elle d’apporter des solutions concrètes à la baisse des prix du gaz ? Telle est l’objet de cette contribution.

1. Le marché du gaz(une tonne de pétrole = 1000 m3 de gaz = 1.5 tonne de charbon) par canalisation ( 72% du marché mondial ) en 2009 et celui du GNL(28%) sont dominés par les contrats à moyen et long terme y compris sur des périodes allant de 20 à 25 ans de façon à offrir un approvisionnement garanti de base, auquel peut s’ajouter un approvisionnement couvert par des contrats à court terme, pour les périodes de forte demande. En effet, bien que des contrats à moyen et à court terme (ou transaction au comptant) sont en train d’apparaître : leur part du marché du GNL est passée de 1 % en 1992 à 8 % en 2002 et ont tendance à aller vers plus de 12/ 15 % entre 2007/2010, encore que la crise mondiale d’octobre 2008 a freiné cette tendance. En abaissant l’offre, les pays producteurs respecteront-ils ces contrats qui en principe sont non révisables ? Et qu’en sera t-il pour l’Algérie qui a programmé plus de 85 milliards d’exportation horizon 2012/2014 ( en moyenne 40% GNL, 60% GN) dont des dépenses réalisées sans compter ceux programmés( Medgaz et Galsi) , seulement pour les canalisations, sont supérieures à 7 milliards de dollars et les 10 milliards de dollars pour les deux nouveaux GNL ? Quelle sera l’attitude des consommateurs dont l’Europe l’Algérie représentant actuellement environ 10% du marché européen ?

2.-Qu’en sera t-il du projet gazoduc Trans-Saharan Gas Pipeline (TSGP) surtout sa rentabilité -devant relier le Nigeria à l’Europe- via l’Algérie , d’une longueur de 4.128 km, dont 1.037 km en territoire nigérian, 841 km au Niger et 2.310 km en Algérie, d’ une capacité de 20 à 30 milliards de m3/an destinés en majorité au marché européen, où selon l’étude de faisabilité confiée à la société britannique Penspen/IPA pour la somme de 2,04 millions de dollars, le projet pour se matérialiser coutera plus 13 milliards de dollars contre une prévision au départ de 7 milliards de dollars ramené par la suite à 10 milliards de dollars qui au départ, sous réserve de la résolution de certains conflits frontaliers , devait permettre à l’Algérie de concurrencer Gazprom et la Norvège pour passer horizon 2015 à 15% de l’approvisionnement de l’Europe ?

3.-La mise sur le marché de capacités additionnelles de liquéfaction (57 Gm3) et de regazéification (260 Gm3) entre 2009 et 2013, ces surcapacités ne conduiront-ils pas à des taux d’utilisation très faibles des terminaux d’importation GNL avec comme résultat dans les prochaines années l’offre de GNL surpassant fortement la demande gazière globale, avec pour conséquence une pression accrue sur les prix , qui, selon Cedigaz, devrait reculer , la mise sur le marché d’une offre disponible supérieure de 100 Gm3 ces deux dernières années, combinée à une forte réduction de la demande, rallongeant jusqu’à 2015-2016 la période actuelle de bulle gazière ?

4.- Cette décision influencera t- elle les prix du gaz, sachant qu’en moyenne , le prix de cession du gaz tenant tenir compte bien entendu des fluctuations du dollar monnaie de référence, pour sa rentabilité est environ 1/10 du prix du pétrole malgré de lourds investissements encore qu’existent des différences de prix mais avec un écart faible, fonction des zones géographiques et des modalités de contrat, le prix de cession étant indexé sur celui du pétrole., le 1/10 étant valable pour le gaz naturel par canalisation , le prix de cession étant supérieur pour le gaz naturel liquéfié( GNL) devant tourner entre 10/14 dollars selon les zones géographiques du fait du cout de transport ? A moins de cela l’Algérie exporte à pertes ne couvrant pas ses couts déjà élevés et en plus si on réduit la production, à quoi servent ces investissements couteux ?

5.-L’expérience historique n’ a-t-elle pas montré que cette formule d’indexation pose problème , n’ayant pas eu toujours eu une proportionnalité : pour preuve au moment où le prix du pétrole dépassait 100 dollars, le prix du MBTU(ndlr : le MBTU «million d’unités thermales britanniques» égal à 27,6 mètres cubes), n’a jamais approché 10 dollars et actuellement nous avons un cours du pétrole fluctuant entre 75/80 dollars et le prix de cession du gaz malgré un hiver rigoureux varie entre 5 et 6 dollars ? Qu’en sera t-il des prévisions du ministre algérien, de l’Energie je le cite « le prix équitable du gaz est de 14 dollars le MBTU. Il faut diviser le prix du baril de pétrole, actuellement autour de 80 dollars, par six, cela donne 13-14 dollars par MBTU, ce qui serait équitable » ? Cela est important pour l’Algérie puisque le gaz brut (GN et GNL) représente environ un tiers (1/3) de la valeur en devises de ses exportations, et beaucoup plus à l’avenir puisque pour le pétrole ayant moins de 1% des réserves mondiales allant, à moins d’un miracle, vers l’épuisement dans moins de 18 ans.

6.-L’Algérie étant mieux dotée en gaz représentant actuellement selon les statistiques internationales 3% des réserves mondiales,(4500 milliards de mètres cubes gazeux estimation de 2006 ) qu’en sera -il avec son épuisement car l’on peut découvrir des centaines de gisements mais non rentables financièrement, devant tenir compte de la forte consommation intérieure , 85 milliards de mètres cubes gazeux d’exportation et 75 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieure si tous les unités programmés sont réalisées , posant d’ailleurs le problème du prix de cession intérieur largement inférieur au vecteur prix international, soit au total une production annuelle de 160 milliards de mètres cubes gazeux horizon 2014/2015 donc allant vers l’épuisement vers 25/30 ans ?

7.-Qu’en sera t-il sur le volet prix et coûts liés de la crise économique ayant provoqué des bouleversements au niveau de l’évolution des prix, avec comme conséquence principale une déconnexion prononcée entre les prix du gaz et les prix du pétrole, liée à la progression de production de gaz non conventionnel aux Etats-Unis et à la surabondance de l’offre de GNL. ? En précisant que ces schistes à porosité très faibles contiennent de grandes quantités de gaz provenant de la décomposition de matière organique par des bactéries sont désormais exploitables grâce à la technique de fracturation hydrosiliceuse, qui consiste à envoyer du sable et de l’eau sous pression pour fracturer la roche et libérer le gaz piégé dans les pores. Cette technique est encore plus efficace lorsqu4 elle est associée à des forages horizontaux allant chercher les réserves dans l’ensemble de la couche et pas seulement à la verticale des puits. Le dernier rapport de l‘AIE 2010 repris par la majorité des revues spécialisées ne prédit-il avec ces la généralisation de ces nouvelles technologies des réserves mondiales de gaz de schiste estimées à près de 900 téramètres cubes, soit plus de quatre /cinq fois les ressources de gaz conventionnel mais en mars 2010 pour leur rentabilité exigeant un prix de cession variant entre 7/8 dollars le MBTU moyenne 2009 , le cout ayant baissé de 40% en trois années et pouvant encore baisser avec la généralisation des nouvelles technologiques Cette nouvelle donne n’affaiblit- elle pas les négociations des pays producteurs qui ont réalisé des contrats à moyen et long terme pour le gaz conventionnel ?

8.- Le repositionnement qui s’opère aux Etats-Unis vers le gaz non conventionnel au détriment du GNL ne va-t-il pas modifier la donne au plan mondial qui risquent d ‘être rejoint par de nombreux pays comme la Chine, la Russie expliquant la baisse vertigineuse du prix du gaz sur le marché libre spot depuis près d’une année et paradoxalement accroissant la concurrence et segmentant encore plus le marché qui devient de plus en plus local. Cette nouvelle configuration des prix ne pose t- elle pas la problème de l’indexation des prix du gaz aux prix du pétrole dans les contrats long terme en Europe et en Asie ? Le succès du gaz non conventionnel ne compromet-il pas l’essor du GNL ? Et quel sera le prix de cession respectivement du gaz conventionnel et du gaz non conventionnel, des énergies substituables tenant compte de l’abaissement des coûts des technologies utilisées à travers leur généralisation ?

9- Ne faut-il pas faire confiance au génie humain , demain les énergies renouvelables dont le solaire évitant cette vision pessimiste du pic énergétique, , la flambée des prix du gaz aux USA et les progrès techniques n’ ont-ils pas conduit à une croissance forte de la production des gaz non conventionnels au point que la production de ces derniers (c’est-à-dire gaz de houille, gaz de schistes et « shale gas »),risquent de devenir moins chers à produire, dépassant aujourd’hui celle du gaz conventionnel , le Department of Energy ayant revu à la baisse sa prévisions de demande de GNL de plus de 60 % à l’horizon 2020; d’où le gel voire l’abandon de plusieurs projets de regazéification ce qui risque d’être suivi par d’autres pays notamment en Asie . Certaines prospectives géo- stratégiques donnent les USA exportateur net de gaz horizon 2020 et jugeant que des réserves de gaz non conventionnel d’une ampleur équivalente peuvent être trouvées en Europe ou en Asie, ne risquent t- elles pas de changer ainsi la géopolitique mondiale du gaz ? 200 ans de réserve de gaz non conventionnel pour la Pologne qui risque de bouleverser la donne européenne ? Est-ce vérifié ?

10.-Seuls les pays possédant beaucoup de réserves d’eau pouvant utiliser ces nouvelles techniques ne préfigurent t- elles pas d’un bouleversement stratégique aux dépens des pays arides et semi arides comme l’Algérie et au Moyen orient lorsqu’on sait que le forage et la fracturation hydraulique des puits peuvent nécessiter un apport d’eau considérable, les producteurs qui exploitent les schistes de Barnett (Texas USA) ayant utilisé 1 % de toute l’eau consommée dans le bassin de Fort Worth en 2007?

11- Existera t-il une discipline même au niveau du marché du gaz conventionnel entre les différents producteurs avec les nouvelles découvertes de gaz en en Amérique latine et en Afrique surtout et cette baise de l’offre de ceux présents à Oran ne sera t- elle pas contrebalancée par à la fois ces nouveaux producteurs ayant un important besoin de financement et surtout par le gaz non conventionnel pénalisant ainsi ceux qui réduiront l’offre ?

12.-Et enfin la réussite de cette réunion ne dépendra t- elle pas de la Russie qui a montré par le passé qu’elle privilégiait avant tout ses intérêts propres, la Russie ayant profité de la baisse des quotas OPEP pour devenir le premiers exportateur de pétrole mondial courant 2009, Gazprom (avec la Norvège) étant le concurrent direct de Sonatrach comme en témoigne les récents accords gaziers avec l’Espagne et la France (plus de 30% des réserves mondiales de gaz conventionnel, de l’Iran 15% et du Qatar 10% ) sans compter les récentes découvertes de gaz non conventionnel en Sibérie ? Et Gazprom est-elle toujours intéressée pour prendre une participation dans le projet Nigal ?

Ce sont là autant de questions fondamentales qu’il conviendra de débattre en toute sérénité lors de la réunion du GNL16, loin de vœux pieux, mais devant tenir compte des nouvelles mutations de l’économie gazière intiment liées à la nouvelle stratégie énergétique mondiale entre 2015/2020 dont le développement des énergies renouvelables.

Par A. MEBTOUL

DEUXIEME CONTRIBUTION

Place du gaz conventionnel et non conventionnel dans la stratégie énergétique mondiale : bilan 2010 et perspectives 2020

Par Gilles BONAFI Economiste financier (Paris- France), Expert en analyses économiques et géostratégiques

Le monde entre dans une phase de bouleversements majeurs. Or, envisager une stratégie énergétique sur le long terme impose d’identifier et d’analyser clairement les problèmes. L’impact de la crise économique mondiale, l’incertitude sur le dollar, les risques géostratégiques, un marché du gaz en pleine mutation avec le développement des GNL et des gaz de schiste, le New Deal écologique, ont déstabilisé le commerce du gaz qui est désormais à la recherche d’un nouveau modèle économique.

I-Impact de la crise économique mondiale

Le rapport 2009 sur l’énergie de l’AIE, le World Energy Outlook 2009 a démontré que la demande mondiale de gaz a baissé de 9% au premier semestre 2009 et l’on sait aujourd’hui que la demande globale pour l’année 2009 a chuté de plus de 5 %. D’après Cedigaz la croissance devrait réapparaître en 2010 dans une fourchette située entre +1,8% et +2,4%. Le prix du gaz a ainsi baissé de près de 20% sur l’année 2009 une évolution inverse au prix du baril de pétrole (+25%). Chakib Khelil, avait également indiqué que le prix actuel du gaz naturel à 4 dollars sur le marché spot, n’était « pas viable » pour les producteurs. Cela est fondamental pour l’Algérie puisque le gaz brut (GN et GNL) représente environ un tiers (1/3) de la valeur en devises de ses exportations. Or, il faut noter que la crise économique ne fait que commencer et l’injection massive de liquidités qui a grandement atténué les effets économiques de la crise financières sont en train de ruiner les Etats (ratio dette/PIB de 100% pour les USA et la France en 2011 selon le FMI). Le risque systémique induit par les produits financiers sophistiqués (produits dérivés) qui représentent 444 000 milliards de dollars actuellement d’après la BRI n’est donc pas résolu et d’ailleurs, le marché immobilier US est en pleine déliquescence avec 11 600 saisies immobilières par jour et un effondrement de l’immobilier commercial. Les produits dérivés (logique assurantielle de ces produits comme les CDS) représentent un grand danger pour l’économie mondiale. Un krach majeur n’est donc pas à exclure. Quoi qu’il en soit, la croissance de la demande de gaz dans les prochaines années sera compromise.

II- Risques géostratégiques

41% des réserves mondiales se trouvent localisées au Moyen-Orient, une zone de conflits permanents. N’oublions pas que l’Iran détient 16% de ces mêmes réserves et l’incertitude pèse sur la réaction d’Israël en ce qui concerne la montée en puissance du programme L’Union européenne quand à elle, importe actuellement 60% de son gaz et a pour objectif essentiel d’éviter les risques liés aux incertitudes géostratégiques mondiales comme l’ont révélé les conflits russo-ukrainiens. La quasi-rupture d’approvisionnement en gaz russe de plusieurs pays d’Europe, survenue début janvier 2006 et surtout en janvier 2009 ont révélé la faible sécurité énergétique de l’Europe. L’Europe, ayant pour objectif principal d’accroître sa sécurité énergétique, a mis en place différents projets :

– le gazoduc de la Baltique, Nord Stream (Nord de l’Europe, gaz acheminé en Allemagne) qui devrait fournir, 55 milliards de mètres cubes de gaz naturel par an dès 2013. Gérard Mestrallet le président de GDF Suez indiquait clairement que «Nord Stream est un élément clé de la sécurité d’approvisionnement (pour l’Europe), sans aucun pays de transit».

– le gazoduc South Stream dès 2015, qui devrait relier la Russie au Sud de l’Europe. Ce gazoduc devrait avoir une capacité de 63 milliards de mètres cubes de gaz par an passant sous la mer Noire vers l’Autriche, la Bulgarie et l’Italie.

– le gazoduc NABUCCO alimenté par le gaz de la mer Caspienne, reprenant une partie du tracé du gazoduc Bakou – Tbilissi – Erzeroum et rejoignant l’Europe continentale par la Turquie. Sa mise en service devrait être effective en 2014.

Christian Stoffaës, président du conseil du Centre d’études prospectives et d’information internationale (Cepii) dans son rapport sur le sujet pour le compte du Conseil d’analyse stratégique préconise de plus la création d’une centrale d’achat européenne reprenant les souhaits exprimés par Nicolas Sarkozy dans son discours du 05 mai 2009 : «Je veux porter l’idée d’une centrale européenne d’achat du gaz pour que l’Europe ait une vraie force de négociation face à ses fournisseurs.» Au cœur de cette politique de réduction des risques se trouve aussi le renforcement du partenariat euro-méditerranéen dont les structures Femip (facilité euro-méditerranéenne d’investissement et de partenariat) et Meda (fonds d’aide européen) devraient relancer le processus de Barcelone. Le projet d’intégration progressive des marchés maghrébins de l’électricité dans le marché européen (IMME) s’inscrit dans le cadre de ce partenariat euro-méditerranéen initié par le processus de Barcelone (1995) et par le Forum Euro-méditerranéen (1997). Il été au centre des discussions de la réunion de Tunis du 26 mars 2010, un dispositif qui devrait permettre là-aussi de mettre l’accent sur la filière gaz dans le processus de production d’électricité.

La compagnie Sonatrach est le deuxième exportateur de gaz naturel liquéfié (GNL), de gaz de pétrole liquéfié (GPL) et le troisième exportateur de gaz naturel (GN) en Europe grâce notamment à ses projets de gazoducs, le Medgaz, reliant l’Algérie à l’Espagne et le Galsi qui la relie à l’Italie, pour approvisionner l’Europe avec une capacité exportée de gaz passant de 62, en 2009, à 85 milliards de mètres cubes en 2012. Le gazoduc Trans-Saharan Gas Pipeline (TSGP) serait en ce qui le concerne, destiné à acheminer 20 à 30 milliards de m3 de gaz naturel du Nigeria vers l’Europe via l’Algérie et le Niger à partir de 2015. On le constate ici, l’Union européenne représente un « débouché naturel du gaz algérien ». L’Algérie se retrouve donc au cœur du dispositif de sécurité énergétique européen et du partenariat euro-méditerranéen. De plus, le développement de la production du gaz de schiste en Europe devrait faire partie de ce plan d’ensemble (approfondissement ci-dessous). Il ne faudrait cependant pas oublier le problème posé par le dollar en tant que devise internationale, un dollar dont la fragilité et la fluctuation engendre de l’instabilité pour le marché de l’énergie. La bourse de Kish créée par l’Iran pour vendre des produits énergétiques dans toutes les devises sauf en dollars en est l’illustration. Face aux incertitudes concernant l’euro et le yuan, la solution pour ma part devrait être trouvée dans le cadre d’une multipolarité monétaire, un panier de monnaies donc à l’exemple des DTS (Droits de Tirages Spéciaux).

III-New deal écologique

Tout d’abord, il convient de constater le déficit de communication en ce qui concerne le gaz qui doit être considéré comme une énergie de transition indispensable avant la mise en place d’une énergie totalement « propre ». En effet, le gaz, comme tous les combustibles fossiles, lors de sa combustion rejette du dioxyde de carbone mais dans une proportion moindre : 55 kg par gigajoule de chaleur produite, contre 100 pour le charbon et 75 pour le pétrole. Remplacer les centrales à charbon par de nouvelles fonctionnant au gaz permettrait donc de diviser par deux leurs émissions. Développer les transports en commun avec des véhicules fonctionnant au GNV (Gaz Naturel Véhicule cousin du GPL) serait aussi souhaitable. Au Brésil et en Argentine, plus de 2 millions de véhicules fonctionnent avec cette énergie. Développer des véhicules hybrides fonctionnant au gaz naturel permettrait d’améliorer le rejet de polluants dans l’atmosphère. Plus important encore, il faudrait tenir compte des émissions totales du gaz (de l’extraction au brûleur) qui seraient encore plus faible par rapport à ses concurrents. De plus, il ne favorise pas les pluies acides (pas d’oxyde de soufre), dégage très peu d’oxyde d’azote (Nox), le tout sans poussières et avec un entretien moindre. Les centrales électriques et surtout les cimenteries devraient utiliser en priorité du gaz. La filière nucléaire, hormis l’indépendance énergétique a donc très peu d’arguments. En 2006, au niveau mondial, plus de 30 % de l’électricité était produite à partir de gaz naturel.

Et ce chiffre devrait exploser. Nous nous orientons donc vers un nouveau modèle de consommation énergétique. Selon les estimations de l’AIE, la réduction des émissions de Gaz à Effet de Serre (GES) concernant l’énergie hors OCDE représenterait un surcoût évalué entre 85 milliards de dollars par an (période 2010-2030) et 230 milliards selon le taux de réduction choisi (limitation de CO2 à 550 parties par million ou bien 450 ppm). D’ailleurs, la Banque Mondiale a défini pour priorité de promouvoir la commercialisation du gaz naturel dans les pays partenaires pour les dix prochaines années. De nombreuses structures ont été mises en place comme le Fonds pour l’environnement mondial (FEM), le Mécanisme de développement propre (MDP) et surtout, les Fonds d’investissement climatique (FIC) dont le principal, le Fonds pour les technologies propres (FTP) qui a pour objectif de réduire les émissions de GES à long terme. Les prêts du Groupe de la Banque mondiale au secteur énergétique ont ainsi explosé passant de 2,4 milliards de dollars (période 2000-2004) à 7,55 milliards (2009).

IV-Un marché du gaz en pleine mutation

L’industrie du gaz connaît à l’heure actuelle un bouleversement sans précédent ce qui explique que le marché mondial du gaz a connu de grands changements en une courte période. Il faut tout d’abord savoir que la Russie, l’Iran et le Qatar détiennent tous trois près des 2/3 des réserves mondiales de gaz naturel avec respectivement 27 %, 15 % et 14 % du total. La nouvelle stratégie énergétique de la Russie jusqu’en 2030 initié par Vladimir Poutine vise à augmenter la production de gaz naturel de 885 à 940 milliards de mètres cube. La Russie possède un potentiel colossal en matière d’efficacité énergétique et d’économies d’énergie et surtout de production de gaz. Les fuites de gaz en Sibérie sont estimées à 10 % de la production, ce qui représente l’équivalent de la consommation annuelle de la France. De plus, le projet de développement du champ gazier géant de Chtokman (mer de Barents) qui possède des réserves correspondantes à: « l’équivalent de soixante-dix ans de consommation française » devrait encore accroître la production russe. La mise en œuvre de ce plan devrait faire décoller les exportations nettes de gaz dans les prochaines années contrairement à ce qu’affirment certains analystes.

Cependant, en 2009, les Etats-Unis sont devenus le premier producteur mondial de gaz naturel devant la Russie.Les nouvelles techniques d’extraction du gaz naturel emprisonné dans les roches de schiste ont connu un développement fulgurant depuis environ trois ans aux Etats-Unis, où elles représentent environ 20% de la production, et pourraient en représenter la moitié d’ici 20 ans, selon les experts. Ces gaz étaient inexploitables mais deux innovations techniques ont bouleversé la donne : le forage horizontal et la fracturation hydraulique des roches, et, dès les années 1998 la production a commencé. Les réserves mondiales de gaz de schiste représenteraient près de 900 téramètres cubes, selon l’Institut français du pétrole, plus de quatre fois les ressources de gaz conventionne. La production de gaz de schiste représente déjà environ la moitié des besoins américains. En 2020, cette part pourrait être portée à 60%, voire 100% comme l’affirme une note de Gazprom. Selon les estimations de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), les Etats-Unis ont produit (en 2009) 624 milliards de mètres cubes de gaz (Mdm3) soit +3,7% sur un an et la Russie 582 Mdm3 (-12%) et ce essentiellement grâce au gaz de schiste. De plus, selon le dernier rapport de la US Energy Information Administration, les énergies renouvelables ont représenté 11 % de la production américaine en 2009, supérieure à l’énergie nucléaire. Le solaire devrait représenter 10% de l’électricité produite et, pour l’énergie éolienne, les USA sont désormais les plus grands producteurs au monde (Global Wind Energy Council) avec 20 % de l’électricité devant être produite d’ici 2030 (rapport du DOE, Ministère de l’Energie américain), contre 3% aujourd’hui. Les USA devraient donc devenir dans quelques années de gros exportateurs de gaz. L’Europe n’est pas en reste, et, le vice-président de GDF Suez, Jean-François Cirelli, a indiqué mercredi que le groupe français évaluait actuellement le potentiel pour une production de gaz naturel « non conventionnel » en Europe. « De nombreuses études sont réalisées, nous participons à l’évaluation du potentiel de gaz non conventionnel en Europe », a-t-il expliqué. « Nous essayons d’entrer dans cette nouvelle technologie en lançant des partenariat, en particulier avec des sociétés américaines, en Europe ». Total est ainsi prêt à explorer les champs de gaz de schiste en Europe, en Allemagne, en Pologne et en France. Ce mercredi 31 mars 2010, Total a annoncé avoir obtenu un permis d’exploration dans la région de Montélimar. Tony Hayward, le PDG de BP lors du forum de Davos avait déclaré que les gaz non conventionnels comme le gaz de schiste «bouleversent complètement la donne».

Depuis 1998 la production du gaz de schiste croît de presque 30% par an et l’Agence internationale de l’énergie écrit dans son « World energy outlook 2009 » que ce « boom inattendu (…) devrait contribuer à un important excédent de gaz dans les prochaines années ». Quant au « pic gazier », il est reporté aux calendes grecques. Il faut cependant noter l’impact environnemental destructeur des Gaz de schiste qui polluent les nappes phréatiques par injection d’eau contenant des produits chimiques et surtout de diesel. D’ailleurs le mémorandum du Congrès des Etats-Unis du 18 février 2010 dénonce l’exemption de la loi Safe Drinking Water Act (SDWA) de 2005 qui permet aux sociétés d’utiliser des additifs et des produits chimiques dans leur fracture hydraulique, le gazole étant interdit mais largement utilisé (par exemple par Halliburton) et sans contrôles. Parallèlement à cette montée en puissance de la production de gaz de schistes, l’offre de GNL (gaz naturel liquéfié) qui desserre les contraintes géopolitiques et donne de la souplesse au marché du gaz, explose littéralement. Au Moyen-Orient, le Qatar dispose du plus grand gisement de gaz du monde, le North Dome. Il est le premier pays exportateur mondial de GNL et le premier ministre qatari Sheikh Hamad bin Jassim bin Jabor Al-Thani a déclaré : « nous allons pouvoir exporter 77,4 milliards de tonnes de gaz naturel liquéfié par an à partir de 2011 ». Pour rappel, 19,43 milliards de tonnes avait été produites en 2005.

L’Australie, dont la production totale de gaz devait croître de 8 % en 2009-2010 pour atteindre 47,6 milliards de mètres cubes, et 52,2 milliards en 2010-2011 est le sixième exportateur au monde de GNL devrait amplifier la production avec 28 millions de tonnes d’exportation prévues en 2014-2015 (contre 17,4 millions en 2009-2010). Il faudra y ajouter les 15 millions de tonnes du projet Gorgon, en Australie de l’Ouest qui pourrait débuter en 2015. De plus, le Yémen (6,7 millions de tonnes de GNL par an), l’Angola (5 Mt/an), la Norvège (4.2 Mt/an), le Pérou, le Venezuela, vont rejoindre prochainement les rangs des pays exportateurs de GNL. Face à une baisse de la demande mondiale, l’explosion de l’offre devrait conduire à un effondrement des prix (à moins d’un conflit majeur au Moyen-Orient). Actuellement, selon les spécialistes, il y a un excédent de capacité de 100 Gm3 de GNL qui ne trouve pas preneur, soit près d’un quart de la capacité mondiale.

J’évalue ainsi pour ma part l’excédent de capacité de GNL sur le marché mondial à 150 Gm3 en 2012, une catastrophe. Un « plan Marshall » de l’énergie devrait s’imposer en coopération avec la Banque Mondiale dont l’axe principal devrait porter sur la disparition des centrales électriques au charbon remplacées par le gaz, la seule énergie de transition valable à l’heure actuelle. L’option nucléaire étant pour ma part un non sens économique et écologique majeur. L’Union internationale du gaz (IGU) doit évoluer dans ses structures car les exportateurs de gaz doivent coordonner leurs projets et surtout ajuster la production de gaz (qui devient anarchique) à la demande mondiale afin de stabiliser les prix et mettre en place des partenariats assortis de Contrats à long terme.

Certains parlent de la création d’une OPEP gaz (OPEG ?). Apparemment, la Russie serait contre, une question d’indépendance sur le plan énergétique cruciale pour les russes. Mon ami le Votre navigateur ne gère peut-être pas l’affichage de cette image. Docteur Abderrahmane MEBTOUL avait par ailleurs soulevé les difficultés concernant la création d’une OPEP gaz : car le commerce mondial de gaz naturel est essentiellement transporté par le biais du réseau de gazoducs (72% ) contre 28% pour le transport par tankers de GNL (gaz naturel liquéfié). En raison de la faible proportion de gaz naturel échangée par rapport à la quantité produite, il n’existe pas véritablement de marché global, mais des marchés régionaux, qui possèdent des organisations, une maturité et des filières différentes. » Il faudrait ajouter la difficulté pour les nations de coordonner leurs politiques énergétiques au regard de l’aspect stratégique de celles-ci. Cependant, chacun ne peut avoir raison seul de son côté et une coordination est nécessaire afin de pouvoir permettre au gaz de jouer le rôle majeur qu’il doit avoir, c’est à dire une énergie de transition.

Le Forum des pays exportateurs de gaz (Fpeg), qui regroupe aujourd’hui les principaux pays gaziers (73% des réserves mondiales et 42% de la production), qui va se réunir le 19 avril prochain à Oran doit maintenant prendre des décisions à la mesure de l’enjeu actuel car c’est toute la filière GNL qui est en danger, ce qui aurait une énorme incidence pour l’économie de nombreux pays dont l’Algérie. Est-ce que cela sera le cas ? Kofi Annan déclarait ainsi : « La seule voie qui offre quelque espoir d’un avenir meilleur pour toute l’humanité est celle de la coopération et du partenariat. » Gilles BONAFI

TROISIEME CONTRIBUTION

Six problèmes à solutionner concernant la stratégie gazière du FPEG et de l’Algérie lors de la réunion du GNL16 à Oran

Ahmed BOUYACOUB Professeur de sciences économiques, directeur de recherches CREAD

Suite aux 12 intéressants questionnements du professeur Abderrahmane Mebtoul relative à la réunion du GNL16 à Oran parue précédemment dans le quotidien d’Oran et notamment d’une éventuelle décision de réduire l’offre de gaz, et bien que n’étant pas spécialiste dans ce domaine je voudrai soulever cependant six question stratégiques

1- Comment les pays membres du forum des pays exportateurs de gaz (FPEG) peuvent -ils décider de baisser l’offre du gaz, alors qu’ils ne sont pas encore en cartels et ont des intérêts, pas toujours identiques sur le marché ?

2.-Certains pays du FPEG étant membres de l ‘organisation mondiale du commerce (OMC) et certains pays désirant y adhérer notamment la Russie et l’Algérie, comment sera étudié la dualité du prix du gaz (distorsion entre le prix sur le marché intérieur et le prix international) pour se conformer aux règles de l’OMC ? Ayant assisté depuis plus d’une année à des propos contradictoires, l ’Algérie a-t-elle résolu ce problème avec notamment l’union européenne et les négociateurs de l’OMC ?

3- Les capacités additionnelles de l’Algérie s’inscrivent dans la projection de ses accords avec l’union européenne et le respect des contrats à moyen et long terme qui lient l’Algérie à la France, Espagne et l’Italie. Comment songer à baisser l’offre dans ce cas et quelles son tes modalités des contrats actuels et quelles seront les clauses de révision de ces contrats ?

4.- Ne risque t- on pas d’aboutir, en réalité en cas de non discipline, du fait des surcapacités de gaz (bulles gazière) à une espèce de course implicite entre les différents producteurs pour accroître leur capacités de production ?

5- Pour le prix du gaz, sa stabilité a assuré le développement de son marché au détriment du diesel et d’autres énergies. Ne serait-il pas plutôt intéressant, de lutter pour l’indexation du prix du gaz sur le KWH, car en fait il s’agit du prix de l’énergie et de sa qualité environnementale (degré de pollution etc) ?

6-Le gaz est une ressource non renouvelable qui appartient à la collectivité et aux générations futures, et l’on se pose la question de savoir pourquoi augmenter la production, à un moment où le pays dispose de ressources qu’il n’arrive pas à investir. Si on avait des besoins élevés de financement d’investissement, d’accord pour valoriser au maximum le gaz. Mais transformer le gaz en $ n’est pas la meilleure stratégie pour les 10 prochaines années, d’autant plus que comme source d’énergie, il reste incontournable pour les 50 prochaines années ? Ahmed BOUYACOUB

QUATRIEME CONTRIBUTION

L’ENJEU DU MARCHE DU GAZ NATUREL

Par Docteur Mourad GOUMIRI Président de l’ASNA (Association des universitaires algériens pour la promotion des études de sécurité nationale)

Depuis les trois dernières années, une véritable révolution sur le marché mondial du gaz est entrain de se jouer sous nos yeux, introduite principalement par la technologie (1) développée par les USA en matière d’extraction des gaz dits non conventionnels (shales gas), contenus notamment dans les gisements de gaz de schistes, qui ont permis de réduire considérablement les coûts de production et d’augmenter la productivité par puits. Or, les perspectives mondiales, en matière énergétique, selon l’AIE et à l’intérieur de son scénario de référence, il est clairement affirmé que quels que soient les profils des politiques publiques mises en œuvre par les pays, le gaz naturel devra jouer un rôle clé dans le bilan énergétique mondiale et la consommation (2). En effet, la demande mondiale de gaz va passer de 3.000 Milliards de m3 en 2007 à 4.300 Milliards de m3 en 2030, soit un taux de croissance moyen annuel, durant la période, de 1,5%, avec une caractéristique fondamentale, à savoir que le secteur de l’électricité demeurera le moteur principal de la demande de gaz dans toutes les régions. Cette tendance est construite sur la base d’une estimation des réserves prouvées (3), en fin 2008, de plus de 180.000 Gm3, soit à quelques 60 ans de production actuelle, réparties sur trois pays seulement (La Russie, l’Iran et le Qatar).

Or, les gaz non conventionnels représentent 45% de ce total et notamment le gaz de schistes et l’on estime que la production mondiale de gaz non conventionnel, va passer de 367 Gm3 en 2007, à 629 Gm3 en 2030. Les USA sont passés, en l’espace d’une année, à la première place des pays producteurs de gaz avec une production de quelques 630 Milliards de m3, devançant la Russie qui a produit 590 Milliards de m3 en 2009. S’agissant du plus grand pays consommateur de gaz, il est très significatif de signaler que cette consommation est quasiment exclusivement produite en Amérique du nord (USA et Canada) et plus de la moitié de cette dernière provient de gaz non conventionnel, soit moins de 260 Milliards de m3, en 2007, l’importation de GNL ne représentant que 1% de la consommation domestique. Tous ces éléments conjugués, vont avoir un effet direct sur le niveau des prix moyens qui ont chutés de 9 $ / MBTU en 2008, à 3/4 $ / MBTU en septembre 2009, ce qui va entraîner une diminution de la demande en GNL à court et moyen terme.

Peut-on affirmer, dès lors qu’une surabondance de gaz va marquer la prochaine décennie ? Il y a un réel danger si une concurrence débridée voit le jour entre exportateurs par gazoduc et ceux sous la forme de GNL. En effet, le marché spot pourra être utilisé pour prendre des parts importantes du marché gazier, par prix cassés interposés, en dehors contrats à long terme et en la forme de GNL. A l’évidence, les clauses contractuelles des contrats (4) à long terme protègent un peu de ce danger, en déplaçant le problème sur le terrain juridique sans apporter de solutions durables pour toutes les parties et ne nous prémunissent pas de déstabilisations puissantes que pourra subir le marché et de leurs conséquences directes sur le niveau actuel et futur des prix. Le principe même de l’indexation des prix du gaz sur celui de pétrole qui prévaut sur le marché européen pourrait volet en éclat sous les coups de boutoirs du marché spot du GNL.

Cette tendance pessimiste doit cependant être atténuée par la vigueur économique des pays asiatiques (L’Inde, la Chine et les pays de l’ASEAN) et en conséquence leurs besoins en énergie doublée de la nouvelle donne écologique mondiale et le problème du réchauffement de la planète. Cependant, il faut être très clair à cet endroit, soit les pays membre du FPEG se mettre d’accord pour mettre en œuvre une stratégie commune pour faire face aux déséquilibres annoncés et prévisibles soit les solutions à prendre se feront à leurs détriments et à ceux de leur population. Ce période troublée vaut test de crédibilité et indiquera les tendances et évolutions à venir.

E-mail : m.goumiri@live.fr

(1)il s’agit essentiellement des techniques du forage horizontal associé à la fracturation hydraulique (2) Voir le rapport de World energy Outlook 2009. (3) Des estimations relatives aux des réserves gazières récupérables et exploitables, à long terme, affichent un niveau mondial de 850.000 Gm3. (4) parmi ces clauses contractuelles celle dite du «take or pay».

CINQUIEME CONTRIBUTION

Les pays exportateurs de gaz naturel : entre les ambitions d’un passé récent et les défis du présent

Par SENOUCI Benabbou Maitre de conférences Université en sciences économiques Responsable de l‘équipe de recherche « Economie, environnement et problématique du développement durable dans les pays du Maghreb », Laboratoire de Recherche sur les Economies Euro-méditerranéennes « LAREEM »

Depuis les années soixante du siècle dernier, l’industrie gazière a affirmé son rôle majeur comme source énergétique à l’échelle mondiale, avec le déclin progressif des réserves de gaz naturel dans les pays OCDE, à partir des années 1990 le GNL semble devenir un vecteur essentiel de la promotion de cette industrie gazière dans le monde, et son avantage découle de la flexibilité qu’il procure et qui permet aux utilisateurs l’accès à des sources lointaines par des voies libres et diverses, sans risque géopolitique, ajouté à cela une demande croissante en énergie respectueuse de l’environnement, à noter aussi les progrès technologiques nombreux et essentiels qui ont élargi de façon spectaculaire les possibilités de transport de cette énergie. Sur le court terme immédiat, la chute du prix du gaz naturel sur le marché spot, a atteint des niveaux assez bas depuis le mois d’août 2009. L’énorme déséquilibre entre l’offre et la demande en gaz naturel explique en grande partie cette chute.

Sur le long terme, le gaz naturel liquéfié est l’une des sources d’énergie qui croît le plus rapidement dans le monde. La demande globale en GNL devrait atteindre approximativement 470 millions de tonnes par an d’ici 2030, ce qui représente une croissance de 200% depuis 2005, avec un volume de 470 millions pour le GNL. La montée des prix du gaz naturel reflète l’intérêt que portent les investisseurs à l’industrie du GNL, afin de répondre à la demande sans cesse croissante. Le prix a presque doublé entre 2004 et début 2009 en passant de $ 4.96 à $ 8.4, 103 de pieds cubes. La croissance de l’offre de gaz avait pris la forme d’un vif développement des échanges de GNL. 200 milliards de dollars par an de dépenses d’exploration et de production de gaz naturel devraient être engagés chaque année entre 2004 et 2030 ; à quoi il convient d’ajouter 100 milliards de dollars par an dans le transport. Cette situation avait provoqué l’envolée des prix et du coup le développement des marchés spot. C’est ce qui explique qu’on avait assisté à un passage d’un approvisionnement par projet (project supply), des contrats du type Sales and purchase agreements (SPAs) d’une durée de 20 à 25 ans, à un approvisionnement par marchandise (commodity supply), des contrats type SPOT, le GNL est entrain de devenir une marchandise comme une autre.

L’essor du marché du gaz, a conduit les pays exportateurs à investir fortement, afin d’accroitre leurs production, ainsi l’Algérie en 2008 a exporté 62 milliards de m3, a fixé pour objectif de porter ses exportations annuelles de gaz naturel à 85 Gm3, dont 55 de Gm3 de GNL à l’horizon 2012, le Qatar, a exporté en 2009, 106 milliards de m3, essentiellement en GNL, mais il a des visées beaucoup plus ambitieuses, avec un volume prévu de 125 milliards de m3, la Russie, a prévu de livrer jusqu’à 90 millions de tonnes de GNL sur le marché mondial d’ici 2030, avait indiqué le président de Gazprom A. Miller, aussi en 2009, la Norvège a élevé sa production de 13% avec 112 milliards de m3. Le plus gros des investissement a touché la chaine GNL, alors que la chaîne de transport du GNL reste toujours coûteuse, on l’estime compétitive pour un prix de marché supérieur à 4 $/MBTU,, au moment où les cours actuels se situent entre 3,5 et 4 $/MBTU. Le prix du gaz naturel dans le cadre des contrats à long terme évolue notamment en fonction des produits pétroliers, alors que les marchés « spot » du gaz naturel, (surtout celui du NYMEX), à New-York ont enregistré entre l’automne 2005 et décembre 2007 une véritable chute des cours, qui sont passés pendant cette période de 23,5 $ à 7,5 $ par MBTU. D’une façon générale les cours du gaz naturel sont sujets à une forte saisonnalité (la demande augmente à l’approche de l’hiver). La chute du prix du gaz naturel sur le marché spot, a atteint son plus bas niveau en 7 ans, et cela depuis le mois d’août 2009. L’énorme déséquilibre entre l’offre et la demande en gaz naturel explique en grande partie cette chute, cette faiblesse des prix du gaz naturel sur le marché libre spot, peut être attribuée à trois facteurs :

* le ralentissement de l’activité économique et ses effets à la baisse sur la demande de gaz naturel. A cet effet dans une étude de l’Observatoire Européen des Marchés de l’Energie, il été mentionné que la crise a provoqué une baisse mondiale historique de la consommation de gaz naturel, à hauteur de -3% pour 2009 ;

* les stocks mondiaux plus importants que prévus ;

* et plus particulièrement la hausse spectaculaire inattendue de la production de gaz aux États-Unis, de 3,7% en 2009, favorisée par de nouvelles techniques d’extraction des gaz non conventionnels principalement en ce qui concerne le gaz de schiste.

Les pays exportateurs de gaz nature ont dû fournir des efforts et des investissements colossaux afin de faire face à la demande virtuelle attendue, à titre d’exemple le Qatar est parvenu, grâce à un volontarisme prononcé, à engager le développement de son gaz naturel, en lançant des unités de GNL permettant de valoriser ces généreuses ressources dont il dispose. Contrairement à la Russie qui non seulement sa première cargaison de GNL date d’avril 2009 à partir du champ de Sakhaline-II, mais elle vient de reporter à une date ultérieure le démarrage des projets GNL de Shtokman. Même si le GNL est un moyen de transport, le gazoduc est l’outil stratégique de la Russie, sa géographie lui permet de livrer le gros de son gaz naturel en Europe et en Asie sans emprunter la mer pour le transit, alors que l’Algérie est l’un des rares pays qui combine les deux modes de transport le gazoduc et le GNL. Cependant et concernant la situation actuelle que connaît le marché du gaz naturel, nous n’avons ni tous les éléments pour en juger de la situation, ni le recul nécessaire, mais nous pensons que, la réaction des marchés est démesurée, et que ça ne reflète pas l’effet des fondamentaux du marché, mais on nous annonce que les exportations mondiales de gaz naturel ont diminué. Selon le rapport 2009 de AIE, «A l’échelle mondiale, la part du gaz non conventionnel passe de 12% en 2007 à 15% en 2030. Ce résultat est toutefois entaché d’une incertitude considérable, surtout après 2020 ». Si on interprète cela avec un peu d’optimisme, on peut dire que la baisse future des approvisionnements de gaz naturel mettra implacablement la pression à la hausse sur les prix du gaz naturel lorsque le marché se rend compte de l’ampleur du déficit de l’offre. Quant à l’OPEP du gaz et malgré la flexibilité du marché que le GNL est entrain d’engendrer progressivement à travers le marché du spot, le niveau de coordination entre les pays se limite au Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG), en vertu de l’accord conclu en décembre 2008 à Moscou. La plupart des compagnies gazières des pays exportateurs de gaz naturel, sont à capitaux étatiques majoritaires, donc la décision de la réduction de l’offre est une non seulement une décision économique, mais aussi politique. Qu’en est-il dans la réalité ? Pour le moment les stratégies de ces pays ne convergent pas encore, les deux grands pays producteurs, (excepté la Norvège qui n’est pas concerné), le Qatar et la Russie ont eu des attitudes assez floues par rapport à la question, il y a eu beaucoup plus de la concurrence et de compétitivité que de coopération, la Russie utilise cette OPEP du gaz, comme un étendard qu’elle agite pour titiller l’Europe à des fins de politique étrangère, Il est à remarquer que la Russie qui n’a pas écarté cette option, ne juge pas utile de faire partie de l’OPEP du pétrole alors que le principe est le même, et les enjeux sont identiques, d’autant qu’elle est le deuxième producteur mondial de pétrole.

Du coté de Qatar, nul ne peut ignorer l‘excès d’offre de quantités GNL provoqué par la production massive de Qatar qui par la voix de son Emir refuse de diminuer sa production afin de freiner la dégringolade des prix du gaz naturel. Un cartel, suppose un certain esprit de solidarité, chose qui n’a pas été vérifiée entre la Russie et l’Algérie dans le domaine énergétique, malgré le mémorandum de 2006 basé sur un échange d’actifs quand Gazprom, a écarté la candidature de Sonatrach du projet de GNL de la Baltique, malgré son expérience Le volume des exportations de gaz de l’Algérie, se réalise sous forme de contrats à long terme, est estimé à 80% dont le prix est indexé sur les prix du pétrole et le fioul, lorsqu’il s’agit des contrats à long terme, l’Algérie a toujours défendu le principe de la clause « take or pay », même si en plein euphorie de la montée du prix du gaz, elle a mis en place une stratégie de commercialisation à la faveur des marchés spot. Certainement ces pays auront plusieurs cadres de discussion et de concertation, pour discuter de la situation du marché gazier, ils ont à relever le défi deux hypothèses :

-Favoriser les contrats à long terme avec la clause « take or pay », ce qui peut arranger les affaires de ces pays à terme, donnant ainsi moins de chance à la possibilité de toute cartellisation, du moins tant que la situation actuelle du marché perdure, où chaque pays va faire cavalier seul en mettant en avant tout ce qu’il a comme atout à travers une stratégie de différenciation du produit ;

-les pays exportateurs de gaz naturel, il est de leurs intérêts de dépasser leur égoïsme étroit, et adopter une attitude plus active en favorisant l’émergence d’une OPEP du gaz afin d’agir sur les mécanismes de l‘offre et de la demande. Benabbou SENOUCI

SIXIEME CONTRIBUTION

Part des Energies renouvelables dans les modèles de consommation énergétiques de l’Europe et des pays du MENA.

Tewfik HASNI Expert International en Energie ex directeur général des énergies renouvelables MEM/SONATRACH

I Etat des besoins actuels

Le rapport de la banque mondiale sur les financements accordés aux pays du Moyen Orient et du Maghreb (MENA) reprend les paramètres suivants :

I-A Pour les pays producteurs de pétrole préserver le pétrole et le gaz pour une utilisation plus valorisante et pour les générations futures.

I-B Permettre une diversification industrielle hors hydrocarbures en amenant une intégration nationale d’au moins 50%. (Nous savons que pour un marché de 500 MW en champ solaire, les industriels européens s’engagent à se localiser en Algérie).

I-C Bénéficier des subventions des pays consommateurs européens dans le cas d’exportation d’électricité « verte » et subventionner ainsi le marché local.

Le cout de l’investissement pour les énergies renouvelables entrainait un cout de l’électricité é à fois plus chère que l’électricité conventionnelle. Cependant avec un baril à 100$ l’électricité solaire devient compétitive. L’objectif du programme de la banque Mondiale est de contribuer par cet investissement à amener l’industrie solaire à l’instar des autres technologies parvenir à une réduction de l’investissement. En effet l’éolien a vu la réduction de l’investissement au bout de cinq ans divisé par trois avec un développement de l’industrie éolienne. Il se trouve que la crise actuelle a eu aussi un effet sur le cout de l’investissement dans l’Energie et ainsi le secteur a connu une évolution dans le cout de ses investissements avec une multiplication de ces couts par un facteur de 3 à 4 pour la période des 5 dernières années. Cela relativise donc le surcout actuel des énergies renouvelables.

Les besoins en énergie pour la région et pour le pays inquiètent par la croissance des prévisions de consommation dans la mesure où le taux de 7% est avancé. Ceci donne les résultats suivants selon le même rapport de la Banque Mondiale cité ci-dessus :

Aujourd’hui l’Algérie a une intensité énergétique de 0,18 toe/1000$ pour 2005 PPP terms (source Banque Mondiale) ce qui représente 60% de plus que les pays OCDE et 40% de plus que la moyenne mondiale. La consommation en gaz naturel représentera prés de 44% du gaz commercialisé alors que pour les autres pays du MENA, elle se situe globalement pour la somme du pétrole et du gaz commercialisé à 30%. Les émissions de GES viennent pour moitié de la combustion des énergies fossiles. L’électricité représente 45% de la consommation gazière ; l’industrie et la consommation domestique : 21% ; la pétrochimie devrait représenter : 16% ; l’autoconsommation gazière par Sonatrach (Industrie GNL) : 18% ; la consommation en électricité par capita se situe à 840 KWH/ capita ceci avec une efficacité énergétique déplorable. Les efforts seraient donc à faire au plan du développement des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique.

* Le modèle énergétique de l’UE

2009

2029

-Charbon 7,7% 14 %

-Pétrole 32,2% 10%

-Gaz 28,6% 25%

-Nucléaire 12,4% 13%

-Hydro 2% 2%

-Biomasse 11,5% 11,5%

-Renouvelables 5,6% 10%+15% import

La demande en énergie primaire dans la zone Europe et Asie centrale devrait augmenter de 50% d’ici 2030. . Selon les projections, les besoins concernant le développement des énergies primaires en Europe, entre 2010 et 2030, devraient être de l’ordre de 1 300 milliards de dollars, afin d’assurer la disponibilité de pétrole, gaz et charbon. Le montant des investissements nécessaires en matière d’infrastructures énergétiques européennes au cours des 20 à 25 prochaines années est de l’ordre de 1 500 milliards de dollars. Ceci donne prés de 3 000 milliards de dollars pour la période en investissements globaux dans le secteur énergétique européen. Nous savons que l’amplitude de nos investissements dans le secteur de l’Energie est aussi très importante.

II- Scenario réaliste pour un modèle énergétique algérien

Il devient évident que le mode actuel de laisser faire en matière de consommation énergétique ne peut être durable. Le manque d’efficacité énergétique associé à un gaspillage d’énergie de par le faible cout des énergies en Algérie amènera une raréfaction de nos énergies fossiles à moyen terme, sans épiloguer sur les durées de 20 ou 40 ans selon les uns et les autres. Le fait est qu’il faut aujourd’hui préparer ce demain dans 20 ou même 40 ans. Ce qui est remarquable c’est que tout le monde est d’accord pour augmenter la part des énergies renouvelables. Le résultat est loin d’être à la dimension des objectifs affichés et repris dans le rapport de la Banque Mondiale : 2017: 5 % power generation based on renewable energy; 2025: 10 % power generation based on renewable energy. Le constat est fort simple, le marché européen reste très important aussi bien en énergie fossile qu’en énergies renouvelables. L’Europe sera obligée d’importer 15% de ses besoins énergétiques sous forme d’électricité solaire car les réserves d’énergies fossiles ne le permettront pas et l’évolution des prix de ces énergies rendra l’électricité solaire compétitive. Le pays le plus à même de satisfaire cela à meilleures conditions de sécurité et de prix reste l’Algérie.

III- Les barrières à la mise en œuvre de ce scenario

Les barrières restent d’abord la compétition de l’électricité solaire avec le gaz algérien. Si toutefois compétition existe réellement. En effet la bulle gazière aux USA réduit le marché de notre gaz. Cependant le véritable problème est la juste valorisation de notre gaz sur le marché, ceci amène peut être à justifier l’OPEP du gaz. Le gaz non conventionnel fait l’affaire de ceux qui veulent dévaloriser le gaz naturel algérien. Cependant au vu des réserves existantes, puisque même notre pays veut se lancer dans la recherche de gaz non-conventionnel bien que les couts de recherche et de production peuvent être prohibitifs comparés à ceux du gaz conventionnel.

Nous pensons que la place de l’électricité solaire algérienne est inéluctable sur le marché européen. Il s’agit de bien négocier cette part de marché. Nous avons des atouts incomparables tels que : Sécurité dans la livraison, Prix par notre proximité du marché, nos réserves inépuisables, notre potentiel de réalisation des capacités de production. C’est bien pour cela que la Banque Mondiale dans son rapport cité plus haut nous accorde 160 millions de dollars de crédit concessionnel presque gratuit (10 ans de grâce, sur plus de 30 ans, avec un taux de 2,5%). En plus de cela s’engage à mobiliser le reste des financements pour la réalisation du programme algérien affiché par la CREG. Ce programme représente la capacité pour laquelle les industries du solaire sont prêtent à se localiser chez nous. En ce qui concerne l’export les besoins Européens justifieront au moins 25 000 MW à l’horizon 2030. Il reste à négocier la cession des droits d’émissions découlant de ces capacités de production à partir du solaire et définir les quantités qui devraient être céder au marché algérien au prix du marché algérien. Les subventions attendues dans le cadre de la réduction des gaz à effet de serre devrait le permettre.

IV Conclusion

La volonté de s’inscrire dans un cadre de développement durable, de protection de notre environnement, de sortir de la dépendance des hydrocarbures, de préserver de l’énergie pour le générations futures, doit se traduire par un réel plan d’action visant des objectifs précis en matière de développement des énergies renouvelables d’acquisition du savoir permettant l’intégration de technologies dans notre industrie nationale . Il faut s’inscrire dans les grandes tendances technologiques dans notre développement. Il est inutile d’entamer un processus de développement basé sur une industrie automobile qui vit ses derniers moments, mais prendre les devants et viser la voiture électrique. L’électricité sera solaire demain. Le jet fuel sera produit par des techniques solaires à partir du gaz naturel. En effet les technologies solaires produiront du GTL (gaz liquéfié proche du kérosène) déjà testé dans des avions.

L’eau sera obtenue à partir du dessalement solaire. Ceci sera certainement plus accessible technologiquement que le nucléaire. Il sera certainement aussi moins couteux. Dans tous les cas acceptables au plan sécurité donc soutenu par les pays développés donc finançable aussi par eux.

Tewfik HASNI

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