Opportunités et risques pour l'Algérie

Un dossier élaboré sous ma direction internationale, auquel ont participé des experts ayant plusieurs décennies d'expérience dans le domaine de l'énergie, ingénieurs et économistes (620 pages), intitulé «pétrole/gaz de schiste opportunités et risques» a été remis à l'ex-Premier ministre le 25 février 2015(1). C'est un rapport objectif, mesuré avec des analyses et propositions de toutes les tendances, évitant toute polémique stérile, tant la sinistrose que l'autosatisfaction, devant privilégier uniquement les intérêts supérieurs de l'Algérie. De l'avis de la majorité des experts, l'énergie étant au coeur de la Sécurité nationale, c'est une opportunité pour l'Algérie, qui doit évaluer ses potentialités, mais devant analyser tous les risques négatifs et sa rentabilité à terme, l'objectif stratégique étant de s'orienter vers un mix énergétique. Le dialogue avec les populations concernées est vital. 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. Il s'agit donc d'éviter de passer en force, mais de rétablir la confiance par le dialogue, outil de la bonne gouvernance.

Pourquoi le gaz de schiste?
Les hydrocarbures constituent l'épine dorsale de l'économie algérienne. Ils ont permis à l'Etat algérien de constituer des réserves de changes bien qu'en baisse étant passées de 194 milliards de dollars, en clôture fin 2017 inférieur à 97 milliards de dollars, des recettes de devises de Sonatrach 28 milliards de dollars en 2016 pour une sortie de devises de 60 milliards de dollars et entre 55-60 milliards de dollars fin 2017. et selon le P-DG de Sonatrach fin 2017 à 31 milliards de dollars fin 2017. Cela a permis une dépense publique sans précédent entre 2000-2016 estimée incluant la partie dinars entre 950-1000 milliards de dollars pour une croissance moyenne n'ayant pas dépassé les 3%. Nos calculs largement publiés dans la presse nationale et internationale à partir des statistiques douanières donc officielles, année par année, montrent qu'entre 2000-2016 les sorties de devises de biens ont été d'environ 520 milliards de dollars(560 milliards de dollars à juillet 2017 selon certaines sources), plus les services 120-140 souvent oubliés dans les déclarations officielles (10-11 milliards de dollars/an entre 2010-2016) et les transferts légaux de capitaux de plus de 730 milliards de dollars, pour une entrée de devises d'environ 850 milliards de dollars, la différence étant les réserves de changes au 31/12/2016 de 114 milliards de dollars. L'économie algérienne est toujours une économie rentière après plus de 50 années d'indépendance politique, 97-98% d'exportations 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 dominé 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 rentables selon le vecteur prix international, l'Algérie pourrait commencer à importer du pétrole à partir de 2025 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 mondial bloqué par la décision de subvention des carburants et de l'énergie. 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, coté actuellement entre trois et quatre dollars le MBTU. Or les besoins de financement de Sonelgaz selon les déclarations fin septembre 2017 du P-DG seraient de 30 milliards de dollars par an soit 150 milliards de dollars pour les cinq prochaines années sans compter les besoins de financement de Sonatrach revus à la baisse de 100 milliards de dollars à 70 milliards de dollars pour les cinq prochaines années. Comment dès lors trouver ce capital argent d'environ 45 milliards de dollars/an dont 70% en devises, la partie dinars ne contribuant qu'à hauteur de moins 30%, du fait que la part de la masse salariale en dinars dans la valeur ajoutée étant relativement faible, pour ces deux grandes sociétés et les sous-traitants de Sonatrach et Sonelgaz tributaires des importations pour leurs besoins en grande partie en devises. Alors que les recettes entre 2017-2020 risquent de ne pas dépasser 35 milliards de dollars si le cours est de 55 dollars le baril. Pour Sonelgaz, ce montant tient compte des décisions d'installer des capacités d'électricité supplémentaires. 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 (Boumerdès) d'une capacité de 1200 MW confiée au groupe sud-coréen Daewoo EC pour un montant de 73,4 milliards de DA (près d'un milliard de dollars). Le projet de cette centrale vise à produire 12.000 MW supplémentaires d'électricité à l'horizon 2017, devant une fois achevé, doubler la production nationale d'électricité. Ainsi, il est prévu la construction de 9 centrales électriques totalisant une puissance de 8050 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 devait être à 19.316 MW fin 2017 contre 11.436 MW projetés pour 2013. Pour le Grand Sud, le 15 août 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. 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. 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'aller vers un mix énergétique combinant certes le gaz/pétrole traditionnel, le pétrole/gaz de schiste et les énergies renouvelables dont l'Algérie a d'importantes potentialités d'autant plus que le coût a baissé au niveau international. Par ailleurs s'impose une nouvelle politique de subventions des carburants ciblées et un nouveau management stratégique afin de réduire les coûts.

Quelle rentabilité pour l'Algérie?
Le groupe algérien Sonatrach avait déjà foré son premier puits de gaz de schiste (shale gas) dans le bassin d'Ahnet, situé au sud d'In Salah, qui devait être suivi 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 coûts 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.
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 lintensité de l'extraction dépassant rarement 5 années, devant fracturer la roche sur d'autres espaces comme un 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'a 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 en 2014, 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 l'ex-ministre de l'Energie actuellement ministre de l'Industrie pas avant 2020-2025, supposant une parfaite maîtrise technologique afin de réduire les coûts. 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. 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 impliqués pour une éventuelle exploitation.
Par ailleurs, ainsi se pose l'opportunité par des grands groupes internationaux de l'exploitation du gaz de schiste avec la règle restrictive imposée par le gouvernement algérien des 49/51% généralisable tant à l'amont qu'à l'aval et aux canalisations (taux de profit inférieur de 30% par rapport à l'amont) d'où la nécessité de modifier la loi sur les hydrocarbures, notamment la partie fiscale qui prévoit une taxation progressive de 5 à 50% au-delà d'un cours de 530 dollars, fiscalité insaturée lorsque le baril était à plus de 100 dollars et le prix de cession du gaz naturel entre 10/11 dollars le million de BTU. 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 de schiste dont 70% des entreprises sont revenues à la case départ.