CACOPHONIE CONCERNANT LE FUTUR MODELÉ DE CONSOMMATION ÉNERGÉTIQUE DÉTERMINANT POUR LA SÉCURITÉ NATIONALE
1.-Comme j’avais mis en garde votre prédécesseur contre certaines déclarations intempestives, et prévisions irréalistes, mon seul souci étant les intérêts supérieurs de l’Algérie et non les personnes ( voir mes contributions sur Sonatrach entre 2007/2009 disponibles sur www.google.com), je suis vraiment désemparé avec de nombreux experts devant les données contradictoires concernant votre secteur. Cela concerne également bien entendu, d’autres départements ministériels comme les données annoncées souvent avec légèreté, des taux fictifs de l’inflation, du chômage ou celui du taux de croissance, données déconnectées des réalités, car globaux et non éclatés voilant particulièrement la concentration des revenus au profit d’une minorité rentière. Aucune étude sérieuse n’a été menée jusqu’à présent sur les liens entre l’évolution du produit intérieur brut, la répartition spatiale et par couches sociales du revenu national et du modèle de consommation ce qui explique que l’on navigue à vue, des données fausses donnant de fausses solutions. Pour l’énergie qui concerne la sécurité nationale je suis autant désemparé. Le plus grand ignorant étant celui qui prétend tout savoir, et malgré plus de trois décennies ayant suivi ce secteur, j’ai sollicité l’aide de nombreux experts dans ce domaine tant à l’étranger qu’au niveau national car nous avons des Algériens brillants mais marginalisés expliquant cet exode de cerveaux massif . C’est dans ce cadre, que je juge urgent d’éclairer l’opinion nationale sur les points suivants.
2.-Vous annoncez une valeur d’investissement faramineuse de 60 milliards de dollars pour l’Energie : avez-vous pris les précautions pour que les scandales financiers de Sonatrach et ses filiales qui ont terni l’image de l’Algérie ne se répètent pas en mettant en place les mécanismes de contrôle appropriées ? Sonatrach possèdent –elles vraiment les instruments appropriées notamment la comptabilité analytique décentralisée pour suivre la gestion opérationnelle ? La consolidation des comptes pouvant voiler d’importantes anomalies, ce d’autant plus que le rôle des commissaires aux comptes à travers ces scandales a montré son inefficience. D’ailleurs Sonatrach étant l’Algérie et l’Algérie étant Sonatrach un contrôle démocratique ne s’impose t-il pas ?
3.-Selon la CREG sur son site web, la production annuelle en 2009 a été de 42,77 TWH, mais la vente n’a été que de 33,8 TWH pour l’année. Y a-t-il eu eu 21 % de pertes et pourquoi cette différence ? En effet, la consommation de gaz selon la CREG est la suivante :-centrales électriques: 12 milliards M3 ;-distribution publique : 5,7 milliards M3et industries, 9,8 milliards M3 soit au total 27,5 milliards M3. Or, pour Sonatrach dans son bilan 2009, on trouve que 20,3 milliards M3 ont été livrés à Sonelgaz pour 22 milliards M3 consommés par le marché national. Pourquoi cet écart de plus de 5 milliards de M3 avec le bilan du CREG ? On pourrait penser que ceci représente l’auto consommation de Sonatrach. Si la majeure partie est due à la liquéfaction, il faut faire le point sur l’économie du GNL.
4.-La production physique du gaz algérien selon les revues internationales représentent en 2009, 54,5 milliards de m3, fort loin de l’objectif de 85 milliards de m3 pour 2012. La concurrence du marché spot et des retards dans certains projets dont celui Gassi Touil, devant entrer en production justement en 2009, expliqueraient-ils le recul de 2009 alors que l’objectif pour 2009 était d’exporter 65 milliards de m3 ? De plus, les acheteurs, principalement les Italiens, les Espagnols et les Français représentant plus de 60% des quantités engagées, n’ont recouru qu’à l’enlèvement minimal des volumes contractuels à un prix moyen indexé sur le prix du brut, situé entre 7 et 10 dollars le million de BTU durant l’année. Le reste des approvisionnements a été réalisé par les clients de Sonatrach sur les marchés spot ou le gaz naturel liquéfié était cédé à moins de 5 dollars le million de Btu en moyenne sur le second semestre 2009. La crise mondiale ayant entrainé une baisse des enlèvements de gaz naturel par les Italiens, les Espagnols et les Français, soit plus de 60% des quantités engagées contractuellement. la production hydrocarbure de l’Algérie ayant subi un déclin dès l’année 2009, atteignant 222,5 millions Tep dont 150,9 milliards de m3 de gaz naturel, contre 231,9 millions de Tep en 2008. Est-ce du à une tendance à l’épuisement des réserves algériennes de gaz qui demeurent inconnues faute de publication cela d’autant plus qu’il faille tenir compte de la forte consommation intérieure qui représenterai selon le CREG horizon 2020 environ 80% des exportations prévues initialement c’est à dire 85 milliards de mètres cubes gazeux d’exportation ?
5.-Selon certaines informations de revues spécialisées, Sonatrach aurait réduit sa fourniture de gaz vers l’Italie via la Tunisie. La diminution enregistrée serait passée de près de 95 millions de mètres cubes par jour à 53 millions de mètres cubes/jour durant le mois de janvier 2011- Est-ce du aux évènements en Tunisie(les spécialises écartent cette hypothèse) ou Sonatrach aurait –elle perdue des parts de marché ? Il ya urgence de confirmer ou non les informations de la revue internationale Petroleum Economist, d’octobre 2010 qu’en dix ans, les exportations de GNL seraient passées de 12 à 6% du total des échanges mondiaux de ce gaz, alors que sur la même période le volume des échanges de gaz dans le monde s’est développé de 8,1%, et que les exportations algériennes ont baissé de 11% où l’Algérie perd de plus en plus des parts de marché ? En effet, selon Petroleum Economist, l’Algérie a perdu deux marchés de fourniture de pipeline, en Italie, la Libye ayant bénéficié au dépend de Sonatrach le pipeline Greenstream en Sicile, la Norvège qui a commencé à fournir l’Italie depuis ses terminaux continentaux en 2001, les Pays-Bas ayant vu leurs échanges avec l’Italie s’allonger et pis encore, le client traditionnel de l’Algérie, à savoir l’Espagne, du fait des différends commerciaux avec nous s’est tourné vers la Russie. le Nigeria, l’Egypte et le Qatar ont vu leur position sur le marché du GNL, se renforcer malgré leur situation géographique et logistique beaucoup moins favorable que la notre. Comme on le voit il faut se poser la question de la rentabilité économique tant de Medgaz que de Galsi. Nous pouvons il est vrai découvrir des milliers de gisements mais non rentables, si nous ne prenons pas en compte le couple prix internationaux et couts internes d’exploitation. Et qu’en sera t-il des exportations qui étaient prévues initialement vers les USA sachant que ce pays avec la révolution dans le gaz non conventionnel deviendra exportateur net horizon 2015/2020 ? L’Algérie pourra t- elle être concurrente vers l’Asie avec ses 3% de réserves ( 4500 milliards de mètres cubes gazeux ) tenant compte de ses couts internes, des couts de transports et de la concurrence notamment de l’Iran( 15% des réserves mondiales de gaz conventionnel ), de la Russie(30% de réserves) et surtout du Qatar (10%) pour une population équivalente à une wilaya d’Algérie et proche de l’Asie, ceci sans compter l’arrivée de certains pays africains ?
6.-L’expérience historique a montré que la formule d’indexation pose problème, n’ayant pas eu toujours eu une proportionnalité et qu’en sera t-il lorsque les contrats à moyen terme pour l’Algérie arriveront à expiration pour bientôt ? 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 pour l’année 2010 selon l’AIE , un cours du pétrole fluctuant entre 75/80 dollars et le prix de cession du gaz varie entre 4 et 6 dollars. Selon les études du Ministère de l’énergie, « 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 une grande part de la valeur en devises de ses exportations, qui devait s’accroitre 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. Ainsi se pose alors tant pour les canalisations ( gaz naturel GN) que pour le gaz naturel liquéfié (GNL), la question de la place de Sonatrach dans cet échiquier stratégique mondial, de la rentabilité financière pour l’Algérie de la construction de deux GNL et des méthaniers , sans compter celles existantes qui nécessitent un renouvellement pour asseoir leurs rentabilités financières sachant que l’amortissement de l’investissement durant une conjoncture normale est de 10 ans minimum. Avec le prix actuel du gaz et certaines prévisions entre 2010/2015, il sera impossible de rentabiliser ces installations de GNL dans des délais raisonnables. 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 le projet pour se matérialiser coutera plus 13 milliards de dollars contre une prévision au départ de 7 milliards de dollars sous réserve de la résolution de certains conflits frontaliers , ce qui devait permettre à l’Algérie de concurrencer Gazprom et la Norvège en Europe ? Aussi la question stratégique qui se pose est la suivante : avec l’hémorragie de ses cadres, (882 experts et ingénieurs auraient quittés Sonatrach entre 2001/2009 selon un rapport interne à Sonatrach) ce qui a amené le Groupe à confier la charge des puits à des sociétés étrangères), la Sonatrach a-t-elle les capacités de faire des découvertes intéressantes rentables financièrement, une prospection coûtant et lorsque la rentabilité n’étant pas assurée, ce sont des fonds perdus? Sonatrach a-t- elle les capacités d’investir seule sans un bon partenariat sans le partage des risques à l’aval sans être assurée de la commercialisation sachant que pour diminuer les coûts , il faut une grande capacité des installations et que le marché intérieur est limité? Quelle est la rentabilité financière des investissements de Sonatrach à l’étranger tant dans sa participation que dans des fonds d’investissement qu’elle aurait réalisé? Quelle est la rentabilité, Sonatrach s’étant fortement dispersé depuis 2000, s’étant éloigné de ses métiers de base, faisant double emploi avec les départements ministériels, dans l’aviation, dans la construction et dans les unités de dessalement de l’eau de mer. Sonatrach doit revenir à ses métiers de base.
7.-Pour revenir au programme du gouvernement qui prévoit une réduction de la consommation gazière de 24 milliards de M3/an (600 milliards sur 25 ans), il est difficile de comprendre comment avec un marché national actuel de 22 milliards de M3/an, il serait possible d’opérer une réduction de 24 Milliards M3/an. C’est vrai que l’échéance n’est pas annoncée. Alors que l’on nous promet de sortir de la dépendance des hydrocarbures sans résultat. Par ailleurs nous avons vu le programme d’investissement de Sonelgaz qui a privilégié de lancer un appel d’offres pour 2100 MW en turbines à gaz simples et non en cycle combiné avec des turbines vapeur. Il faut savoir que des turbines à gaz seules sont pénalisées en termes d’efficacité énergétique, elles consomment 2 fois plus de gaz que le cycle combiné par KWh. En 2020, conformément à ce qu’a annoncé la CREG, la consommation de gaz sur la base du scénario actuel atteindrait les 50 milliards de M3/an. Sachant qu’il faudrait satisfaire des besoins de l’ordre de 83 TWH/an. Aujourd’hui pour 30 TWH/an de commercialisés, il a fallu 11 milliards de M3 de gaz. La capacité qu’il ne faut pas confondre avec la production est de 12 000 MW. Il faudrait plus que doubler la capacité d’ici à 2020. S’il fallait respecter le modèle actuel, il faudrait prés de 24 000 MW de capacité. Dans ce cas la consommation gaz tournerait autour des 21,5 milliards de M3 pour la production d’électricité. Sincèrement, nous ne voyons pas comment dans ce cas, il soit possible de réduire la consommation de gaz de 24 milliards de M3 (les 600 milliards de M3 de réduction de consommation sur 25 ans donnent 24 milliards M3/an). L’industrie et la distribution publique pourrait atteindre plus de 10 milliards de M3/an en consommation. Encore une fois quels seraient les moyens de réduire cette consommation qui n’est pas contrôlable par le Ministère de l’Energie ? Maintenant si on exprimait en production et non en capacité, car la réduction concerne la consommation d’énergie primaire par une meilleure efficacité, il faut savoir que la production s’exprime en KWH/an et elle est le résultat de la capacité multiplié par le nombre d’heures de fonctionnement dans l’année.
8- Concernant les énergies renouvelables, en précisant dans ce contexte qu’a été officialisé le lancement d’une centrale hybride associant gaz et énergie solaire d’une capacité de 150 MW/an à Hassi R’Mel, le Ministre de l’Energie a révélé le 03 janvier 2011 à la radio nationale repris par l’agence officielle APS le lancement d’un programme de développement des énergies renouvelables sur 20 ans à partir de sources alternatives comme le soleil ou le vent avec comme objectif d’arriver à produire 40% de l’énergie actuelle à partir de l’énergie solaire et éolienne. 60 projets auraient été déjà identifiés devant permettre de produire entre 2.500 et 3.000 MW d’énergie solaire et éolienne d’ici à 2020 et d’exporter en Europe 2.000 MW d’énergies renouvelables à l’horizon 2020 et 10.000 MW à l’horizon 2030 En conseil des Ministres en date du 04 février 2011, il a été annoncé à l’horizon 2030, la production de 22.000 MW d’électricité par la voie d’énergies nouvelles et renouvelables soit plus du double des capacités actuelles par le recours au gaz naturel. 2011. La question qui se pose est la suivante : le terme « nouvelles » signifie t-il que 12.000 MW seraient produits par le nucléaire et dans ce cas quel sera le cout de ces centrales nucléaires hautement capitalistique et nécessitant une formation pointue sans compter les normes de sécurité ? Cela ne confirme t-il pas la déclaration antérieure du Ministre de l’Energie à la radio algérienne début janvier 2011 que d’ici 15 à 20 ans ,l’Algérie pourrait lancer sa première centrale nucléaire à des fins pacifiques les conditions de faisabilité de ce projet étant réelles selon le Ministre, le pays disposant d’assez de réserves d’uranium pour alimenter à long terme les futures centrales mais oubliant l’essentiel à savoir la sécurité et la ressource humaine ? Rappelons que l’Algérie dispose de deux réacteurs nucléaires expérimentaux à Draria (banlieue sud d’Alger) et Aïn Oussera, près de Djelfa (270 km au sud d’Alger) et ayant déjà conclu des accords de coopération nucléaire avec l’Argentine, la France, la Chine, les Etats-Unis et l’Afrique du sud. De toute manière énergie solaire ou nucléaire implique que l’on arrête la technologie dont les couts et la rentabilité varient avec la révolution technologique et scientifique qui évolue rapidement dont une production à grande échelle réduit les couts.
9.- Le CREG institution dépendante du Ministère de l’Energie donne un taux largement inférieur à 40% pour les énergies renouvelables. Selon les estimations du CREG d’aout 2010 la proportion d’énergie renouvelable à l’horizon 2020 en Algérie, devrait passer d’un taux marginal actuellement à quelque 8%. Selon un premier scénario, une première capacité annuelle à installer serait de 335 MW/an à partir de 2015. L’Algérie cumulerait ainsi une capacité d’énergie renouvelable sur la période 2015-2019 de 1675MW. Selon un second scénario moins optimiste, le taux d’intégration de l’énergie renouvelable se situerait tout de même autour de 6%, avec une capacité de 1180MW sur la période 2010-2019. Nous n’en sommes pas à la première incohérence que j’avais mise en relief après cette annonce irréaliste dans des contributions nationales et internationales en janvier 2011. Il avait été en effet annoncé que le programme d’énergies renouvelables atteindrait 2600 MW pour le marché local et 10 000 MW à l’export et que ceci allait créer 200 000 emplois. Le projet Désertec avec un investissement de 400 milliards de dollars et une production prévue de plus de 26.000 mégawatts prévoit au maximum la création de 150.000 emplois répartis entre la zone Nord et la zone Sud. Comment aurait t- on pu créer plus d’emplois avec une capacité dix fois moindre ? On s’aperçoit que l’on revient à un peu plus de réalisme où le conseil des Ministres du 04 février 2011 a corrigé l’erreur du Ministre de l’Energie, en affichant une création d’emploi de 100 000 pour des capacités neuf fois plus grandes.
10.- En résumé, l’important est de déterminer avec exactitude pour tout projet les couts prévisionnels, leurs rentabilités économiques fonction des nouvelles mutations énergétiques mondiales posant l’urgence du nouveau modèle de consommation énergétique. Ce dernier bouleversera tant le comportement des ménages que des entreprises (quel devenir pour les voitures qui ne fonctionneront plus au gaz ou au pétrole par exemple) qui devront s’adapter à la nouvelle énergie et consacrer des investissements en conséquence. L’avenir appartient au solaire. Pour preuve, l’Agence spatiale allemande (ASA), a procédé à une évaluation par satellites où les résultats donnent un potentiel estimé 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’Algérie qui exporte d’importantes quantités de pétrole et de gaz vers l’Europe, recèle de grandes ressources d’énergie solaire à même de satisfaire la totalité des besoins de l’Europe en électricité, l’énergie solaire journalière dans le désert équivalent pétrole étant estimée à 1,5 baril par km². Mais comme mis en relief dans cette brève analyse , avant de lancer tout projet, il faut répondre impérativement aux questions suivantes : quel sera le taux d’intégration de ces projets afin de densifier le tissu productif intérieur dans le cadre de la logique de la concurrence internationale et le nouveau système de formation à mettre en place ? En fait cette transition énergétique pose la problématique de la transition d’une économie de rente à la dynamisation des secteurs hors hydrocarbures intiment liée à l’amélioration de la gouvernance politique et de la gouvernance d’entreprise , impliquant donc une mutation systémique , condition de l’attrait de l’investissement utile.
Le 07 février 2011
Professeur Dr Abderrahmane MEBTOUL Expert International
Haute considération
