Par le Professeur Docteur Abderrahmane Mebtoul
Dans une déclaration faite le 11 mars 2011, à l’occasion de la 30e Conférence de l’Energie à Houston (Etats Unis), le ministre algérien de l’Energie estime à 25 000 milliards de mètres cubes, les réserves en gaz de l’Algérie. Dans ce global, les réserves de gaz conventionnel sont évaluées à 15 000. Le ministre n’a pas indiqué le coût d’exploitation de cette manne. Ces données, qui engagent la sécurité du pays, sont-elles crédibles ?
A s’en tenir à ses chiffres,l’Algérie dispose de moins de réserves que de la Russie (45 000 milliards de mètres cubes). Le pays de Poutine dispose de 35% des réserves mondiales de gaz, devant l’Iran (16%) et le Qatar (11%). Sur le conti- nent africain, l’Algérie devance de loin le Nigeria, lequel compte 5191 milliards de mètres cube. Toutefois, ces estimations ministérielles diffèrent de celles proférées par d’autres sources. Ainsi, selon Oil and Gas Journal, en date du 27 octobre 2010, l’Algérie comptera 1591 TCF (Trillion Cubic Feet) ou 4 455 milliards de mètres cubes. Le pays maghrébin serait la dixième plus grande réserve mondiale, la deuxième d’Afrique. Hassi R’Mel, découvert en 1956, est le plus grand champ ga- zier algérien. Environ la moitié du total de production du gaz naturel de l’Algé- rie est issue de ce champ (70% en 2009). Ses réserves prouvées sont évaluées à 85 TCF. Le reste des réserves de gaz naturel se trouve dans des champs associés (pétrole) et non associés, dans les régions du sud et du sud-est du pays.
45 ans de vie ?
D’autres sources, plus récentes offrent un panorama différent. Ainsi, au Club arabe de l’énergie à Beyrouth, on 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 prés de quatre fois ses réserves initiales. Les dates prises en compte sont puisées, entre autres, des statistiques de BP.
L’évaluation de la durée de vie des réserves existantes sur la base des pro- ductions de 2010 donne encore 45 ans de vie au gaz algérien. En considérant le gaz conventionnel qui peut encore être découvert, les estimations sont de 1387 milliards de mètres cubes pour des réserves prouvées de 4500 milliards de mètres cubes et une production cumulée de près de 1900 milliards de mètres cubes en 2009.
Cependant, les projections de l’APICORP donnant 45 ans de réserves se basent sur une fourchette de prix inter- national telle que contenue dans les contrats à moyen terme, une exporta- tion et consommation intérieure sta- tique de l’année 2009, sous-estimant à la fois les projections d’exportation du Ministère algérien de l’énergie, les demandes de révision à la baisse du prix du gaz par les partenaires étran- gers (notamment l’Italie, l’Espagne et certainement Gaz de France) et la consommation intérieure selon une vision dynamique qui serait multipliée par trois à l’horizon 2020. Les exportations prévues entre 2014 et 2016 ont été estimées à 85 milliards de mètres cubes gazeux et 40 pour la consomma- tion intérieure.
Si l’on part de l’hypothèse d’une production de 100 milliards de mètres cubes ga- zeux, d’une précision d’exporta- tion de 100 milliards à l’horizon 2020 et, dans une perspective dy- namique de développement de 60 milliards de mètres cubes de consommation intérieure, l’on tombe sur un déficit de 60 mil- liards de mètres cubes gazeux. En d’autres termes, on tombe sur une découverte addition- nelle d’un volume plus élevé de 70% par rapport à la production actuelle. En cas d’un développe- ment interne plus intensif de l’Algérie (ce qui est souhaitable), l’écart serait encore plus grand.
Le prix détermine la durée de vie
Par ailleurs, et en prenant par hypo- thèse une stabilisation des coûts, toute augmentation des coûts réduisant éga- lement la durée de vie des réserves, en termes de rentabilité financière le prix (coût et transport) se situerait entre 14 et 15 dollars par million de BTU pour le gaz naturel liquéfié (GNL). En revanche, le prix du gaz naturel par canalisation –GN- (Medgaz Galsi) se situerait entre 10 et 11 dollars pour l’exploitation de 4300 milliards de mètres cubes gazeux (10% des gise- ments marginaux non rentables étant à soustraire), soit une durée de vie (ex- portation et consommation intérieure) de 25 à 30 ans. Si le vecteur prix est de 6/7 dollars le million de BTU, la durée de vie est à diviser par deux, soit envi- ron 15/16 ans. Si le prix est de 4/5 dol- lars, comme cela se passe sur le marché spot, la durée de vie serait entre 10 et 12 ans, c’est-à-dire en 2020.
Ainsi, l’Algérie pourrait faire face à une grave crise interne de gaz dans les huit prochaines années, si le prix interna- tional se maintient à son niveau actuel ainsi que les prévisions d’exportation. Se pose fatalement le problème de la sécurité nationale. Cette inquiétude est d’autant plus justifiée que les exporta- tions de gaz algérien n’ont pas dépassé 54,5 milliards de mètres cubes en 2009, fort loin de l’objectif de 85 milliards de mètres cubes pour 2012. La concur- rence du marché spot et les retards dans certains projets, dont Gassi Touil, qui devait entrer en production en 2009, ex- plique le recul de 2009 selon des sources internationales.
Le Trans-Saharian Pipeline trop cher ?
Bien évidemment, ces chiffres ne sont pas fixes, dépendant de nouvelles décou- vertes, tant dans le monde qu’en Algérie. Selon les statistiques de BP,l’Algérie,bien que n’ayant que 2,5% des réserves mon- diales en gaz (contre moins de 1% pour le pétrole), restera, du moins à court terme, l’un des fournisseurs majeurs de l’Europe, notamment après la mise en service des gazoducs Medgaz et Galsi. Néanmoins, le GNL prend une part de plus en plus importante des exportations algériennes. Environ 20,9 milliards des 52,67 milliards de mètres cubes expor- tés (40%) sont transportés par bateau après avoir été liquéfiés. Mais, se pose cette question stratégique de la rentabi- lité : le prix du gaz avait dépassé les 12 dollars par millions de British Thermal Units (MBTU), unité anglo-saxonne uti- lisée dans le secteur, pour atteindre un pic de 14 dollars/MBTU. Mais ce prix est désormais redescendu en dessous des 4 dollars, complètement découplé du prix de pétrole.
Qu’en sera-t-il de tous les investisse- ments dans le GNL et les canalisations (GN), pour leur rentabilité ainsi que du projet gazoduc Trans-Saharan Gas Pipeline (TSGP) devant relier le Nigeria à l’Europe via l’Algérie ? D’une longueur de 4128 km, dont 1037 en territoire ni- gérian, 841 au Niger et 2310 en
Algérie, ce réseau aura une capacité de 20 à 30 milliards de mètres cubes, destinés en majorité au marché européen. Selon l’étude de faisabilité, le projet coûtera 13 milliards de dollars, contre une prévision initiale de 7 milliards de dollars, sous ré- serve de la résolution de certains conflits frontaliers. Ce projet devrait permettre à l’Algérie de concurrencer la Russie et la Norvège sur le marché européen. Seulement, la rentabilité du GN doit être d’environ 8 à 9 dollars et celle du GNL, de 11 à 14 dollars pour que de tels projets puissent être réalisés. C’est dire que pour tout économiste ou tout gouvernement, l’important ce n’est pas la découverte des gisements mais le coût d’exploitation des gisements,dans la mesure où les deux vecteurs fondamen- taux sont le couple prix international/ coût.
Plus le prix est élevé, plus on assis- tera à l’extension des gisements rentables et inversement. Et selon une relation dia- lectique, plus les prix des hydrocarbures est bas, plus on assistera à son épuise- ment et au ralentissement des énergies substituables. Et plus le prix du pétrole est élevé, plus il favorisera les investisse- ments dans les énergies de substitution. C’est une erreur que de penser à gagner beaucoup d’argent en un temps réduit en épuisant les réserves, notamment dans la conjoncture actuelles. L’Algérie devrait intégrer les énergies renouvelables pour arrêter le compte à rebours.
A.M
(lesafriques.com)