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"J’ai toujours conseillé aux responsables algériens que dans la pratique des affaires n’existent pas de sentiments et que chaque Nation entend défendre ses intérêts propres."

Le Qatar écoulera t-il le GNL en Asie à 6/7 dollars US le MBtu ?

Nouveaux enjeux énergétiques et impact négatif sur Sonatrach : le Qatar écoulera t-il le GNL en Asie à 6/7 dollars US le MBtu ?

J’ai toujours conseillé aux responsables algériens que dans la pratique des affaires n’existent pas de sentiments et que chaque Nation entend défendre ses intérêts propres. Or, s’il s ‘avère vrai, de l’information du site spécialisé dans le domaine énergétique Enerdata en date du 04 janvier 2016, avec la déprime actuelle du marché pétrolier et gazier , la récente décision du Qatar de livrer à l’Inde le GNL à 6/7 dollars le MBTU, aurait des conséquences désastreuses sur les recettes de Sonatrach, déjà prévues en forte baisse.

1.-Selon le site international Enerdata cabinet d’études et de conseil indépendant spécialisé dans le secteur de l’énergie (pétrole, gaz, charbon, énergie, renouvelable et carbone) créé en 1986., en date du 4 janvier, 2016, le producteur de gaz qatari RasGas aurait accepté de réduire de moitié le prix près de GNL vendu à importateur de GNL indienne Petronet LNG, d'environ US $ 12-13 / MBtu à US 6-7 / MBtu $, à compter du 1er Janvier 2016 et jusqu'à la fin de 2028. Le nouveau contrat toujours selon ce site devrait introduire la dynamique du marché basé sur une formule du prix du brut liée, contrairement au contrat antérieur, où RasGas ne permettait pas de tout changement de prix. Si RasGas (Qatar) accepte de réduire le prix du GNL vendu à Petronet (Inde), cela risque d’avoir un impact en chaîne sur tous les autres producteurs, dont l’important gazoduc qui reliera la Sibérie à la Chine, avec cette forte concurrence pouvant fermer à terme le marché du GNL à l’Algérie dont la rentabilité pour les canalisations se situe entre 9/10 dollars le MBTU et 13/15 dollars tenant compte du cout de la liquéfaction et du transport pour le GNL, GNL et GN représentant un montant important des recettes de Sonatrach. C’est que deux années, l’’importateur indien trouve sur le marché du spot (exceptionnel), le GNL à un prix inférieur d’au moins 36 %. Or à terme cette baisse pourrait être encore plus importante avec l’arrivée massive du gaz australien. Alors qu’il reste 14 ans encore à Petronet sur le contrat de 25 ans qu’il avait conclu avec Qatar’s RasGas Co, l’importateur indien a élargi une clause qui prévoit la possibilité de report sur une autre année de 10 % des volumes annuels de gaz, la passant à 30 %. Cette opération ne risque t- elle pas d’ être suivie par d’autres grands importateurs comme la Chine ou la Corée du Sud et pourquoi pas à terme par le premier client du Qatar le Japon ? Cela n’est pas nouveau mais la baisse est cette fois importante , puisque l’’accord de Berlin avec le géant russe Gazprom qui a accepté d’écouler 25% sur le marché spot et a atteint 30% du marché européen malgré la crise ukrainienne, contre 8/9% pour l’Algérie en 2014 .Par ailleurs la résolution des tensions au Moyen orient permettrait d’exploiter les 20.000 milliards de mètres cubes en méditerranée orientale et le Mozambique deviendra le troisième producteur de gaz traditionnel en Afrique dès fin 2016, sans compter les 1500 milliards de mètres cubes de la Libye à peine exploitée, ce pays ayant misé sur le pétrole . C’est que deux années, l’’importateur indien trouve sur le marché du spot (exceptionnel), le GNL à un prix inférieur d’au moins 36 %. Or à terme cette baisse pourrait être encore plus importante avec l’arrivée massive du gaz australien. Alors qu’il reste 14 ans encore à Petronet sur le contrat de 25 ans qu’il avait conclu avec Qatar’s RasGas Co, l’importateur indien a élargi une clause qui prévoit la possibilité de report sur une autre année de 10 % des volumes annuels de gaz, la passant à 30 %. Le Qatar craint que cette action pourrait être suivie par d’autres grands importateurs comme la Chine ou la Corée du Sud et pourquoi pas à terme par le premier client du Qatar le Japon., tout en rappelant que les indien représentent 28 % de l’ensemble des travailleurs résidents au Qatar et qu’ils envoient dans leur pays plusieurs milliards de dollars annuellement.

.2.-.Selon les données internationales de 2012, les réserves prouvées de gaz naturel traditionnel sont pour la Russie 47.570 milliards de mètres cubes gazeux, 33.070 pour l’Iran et 24.300 pour le Qatar, le Turkmenistan 24.300 sur un total de réserves mondiales de 208.400 milliards de mètres cubes gazeux soit plus de 62% des réserves mondiales à des couts compétitifs. L’Algérie selon les données de l’avant dernier conseil des ministres (2015)a des réserves évaluées à 2700 milliards de mètres cubes gazeux soit 1,3% des réserves mondiales et seulement 10 milliards de barils pour le pétrole. Pour l’Algérie, les exportations par canalisation, se font par Medgaz qui est le troisième gazoduc algérien qui livre le gaz à l’Europe, avec le GME (gazoduc Maghreb-Europe qui transite par le Maroc et le détroit de Gibraltar). On estime à 2 milliards de dollars annuellement les revenus en devises tirés par l’Algérie de Medgaz dans une première phase pour un volume d’exportation de 8 milliards m3 par an contre un coût de 28 milliards de DA en monnaie locale et 148 millions d’euros en devises. Et bien entendu ce montant concerne le chiffre d’affaire et non le profit net de Sonatrach après retrait des charges. Un bas prix met en danger la rentabilité financière de ce projet au même titre que celui bien plus important du réseau Trans-méditerranéen (Transmed d’une capacité d’environ 30,2 milliards de mètres cubes (mmc) de gaz naturel par an, étant prévu d’étendre cette capacité à 33,5 milliards de mètres cubes de gaz naturel par an aussi connu sous gazoduc Enrico Mattei). C’est un pipeline de gaz naturel qui relie l’Algérie via la Tunisie à la Sicile et de là vers l’Italie. Son extension à travers le projet GALSI(8 milliards de mètres cubes gazeux) mais dont le coût initial prévu de 2 milliards de dollars dépasse actuellement 4 milliards de dollars, devait acheminer le gaz naturel du gisement de gaz d’Hassi R’mel en Algérie vers l’Italie du Nord après avoir traversé la Sardaigne, n’est toujours pas réalisé( voir interviews Dr Abderrahmane Mebtoul à la télévision française France 3 sur les raisons octobre 2012 ) . Comme se pose le problème de la rentabilité du projet NIGAL où suite au mémorandum d’entente qui avait été signé en janvier 2002, entre Sonatrach et la Nigerian National Petroleum (NNPC), réunis à Abuja au Nigeria, suivi d’un autre accord signé le 3 juillet 2009 par les ministres du pétrole et de l’énergie d’Algérie, du Niger et du Nigeria. Ce gazoduc baptisé Trans Saharan Gas Pipeline (TSGP),de 4 128 kilomètres (dont 2310km pour le territoire algérien) devrait servir à alimenter l’Europe en gaz puisé dans le delta du Niger au sud du Nigeria. Avec un coût prévu initialement à 5/6 milliards de dollars puis reporté à 10 milliards de dollars en 2009 il aurait dépassé actuellement les 20 milliards de dollars, selon une étude de l’IFRI Ce projet financé pour partie par l’Europe avec la crise d’endettement et le bas prix du gaz est-il rentable sans compter les conflits tribaux ?

3.- Rappelons que la production de Sonatrach entre 2013/2014 a été de 186,9 millions de TEP dont 64% en gaz naturel, ( en association 16%), 27% de pétrole brut,( en association 47%), 5% de condensat ( en association 16%) et 4% de GPL ( en association 21%). Concernant le GNL, l’Algérie pourra-t-elle du fait des faibles capacités et de la déperdition de ses cadres, après avoir été par le passé leader dans ce domaine, concurrencer le Qatar, l’Iran proche de l’Asie, la Russie ? Car il lui faudra tenir compte outre de son coût de production, du coût de transport devant contourner toute la corniche d’Afrique pour arriver en Asie, liant forcément son marché naturel à l’Europe. Et c’est là que rentre la concurrence et les décisions du Conseil européen qui vient d'approuver l'accord énergétique stratégique entre l'Algérie et les 27 pays de l'Union européenne le 15 avril 2O13, accord ratifié par le parlement européen, et qui a été signé à Alger à l'occasion de la visite du commissaire européen à l'Énergie début juillet 2013. Comme je l’ai montré (voir ma contribution parue le 02 juillet 2013 du grand quotidien financier les Echos Fr Paris France), les négociations sur ce contrat sont intervenues donc dans un contexte particulier, marqué par des bouleversements profonds de la carte énergétique mondiale. Le nouveau mémorandum insistera sur la déconnexion des prix du gaz et du pétrole qui n’est plus en vigueur depuis au moins trois années et qu’adviendra-t-il des prix du gaz algérien aussitôt les contrats à moyen et long terme arrivés à expiration, l’Europe faisant pression pour une baisse des prix ? Rappelons que dans le cadre de la renégociation de contrats de gaz à long terme par le groupe italien Edison qui a été repris par le groupe français EDF, Sonatrach a perdu en mars 2013, une affaire d'arbitrage où le groupe italien a obtenu la révision à la baisse des prix d'un contrat de fourniture de gaz naturel et ce sur décision, rendue par la Cour d'arbitrage de la Chambre de commerce internationale avec un impact estimé à environ 300 millions d'euros (390 millions de dollars) sur l'Ebitda (excédent brut d'exploitation) du groupe Sonatrach en 2013(1).

4.-Dans ce cadre , il ya urgence pour l’Algérie d’avoir d’une stratégie à moyen et long terme de développement, devant éviter d’être un acteur passif, qui renvoie aux enjeux énergétiques en Méditerranée et également en Afrique. Cette partie que je vais analyser doit beaucoup à mon ami Jean Pierre Hauet de polytechnique de Paris, ancien haut cadre de l’Etat français et qui dirige actuellement KB Intelligence qui a mis en relief sur les possibilités de conflits er de nouvelles mutations énergétiques dans la région. Le gaz a été trouvé à l’Est ; l’Italie a annoncé de nouvelles découvertes de pétrole en Basilicate, à la pointe Sud. A quand des découvertes à l’Ouest ? N’oublions pas que la Méditerranée était jusqu’à présent une mer profonde peu accessible à l’exploration pétrolière. Les temps ont changé et la technique permet d’explorer à plus de 6 000 mètres sous 2 000 mètres d’eau. La Méditerranée sera-t-elle un nouveau golfe du Mexique ? A quel prix pour l’environnement ? Les découvertes de gaz et peut-être de pétrole seront-elles un le catalyseur d’un développement concerté et de la renaissance des pays riverains ou au contraire le détonateur de nouveaux conflits ? Pour Jean Pierre Hauet, depuis à peine 10 ans, la scène énergétique s’anime à nouveau en Méditerranée avec au moins trois grands champs de manœuvre dont il est intéressant d’essayer de comprendre les tenants et d’anticiper les aboutissants. Le premier théâtre d’opérations est celui des énergies renouvelables (éolien, solaire à concentration, photovoltaïque) qui s’est caractérisé par le lancement de grandes initiatives du type Désertec, fondées sur l’idée que le progrès technique dans les lignes de transport à courant continu permettrait de tirer parti de la complémentarité entre les besoins en électricité des pays du Nord et les disponibilités en espace et en soleil des pays du Sud. On parlait alors de 400 M€ d’investissements et de la satisfaction de 15 % des besoins européens en électricité. Aujourd’hui le projet Desertec est plutôt en berne, du fait notamment du retrait début 2013 de grands acteurs industriels, Siemens et Bosch, et du désaccord consommé en juillet 2013 entre la fondation Desertec et son bras armé industriel la Desertec Industrial Initiatitive (Dii). La Dii poursuit ses ambitions d’intégration des réseaux européens, nord-africains et moyen-orientaux, cependant que la Fondation Desertec semble à présent privilégier les initiatives bilatérales au Cameroun, au Sénégal et en Arabie Saoudite. Le deuxième théâtre d’opérations est plus récent : il a trait à la découverte à partir de 2009, de ressources pétrolières et gazières en off shore profond, dans le bassin levantin en Méditerranée Est. Israël est le premier à avoir fait état de découvertes importantes sur les gisements de Dalit, Tamar et plus récemment de Léviathan, ce dernier gisement, localisé sous la couche de sels messinienne, semble très important et entrera en production en 2016. Des forages sont en cours afin d’aller explorer les couches encore plus profondes qui pourraient contenir du pétrole. Chypre et la Grèce ont également trouvé des réserves apparemment considérables de gaz, toujours dans le même thème géologique qui était resté largement inexploré jusqu’à présent. Un « triangle de l’énergie » s’est formé, dont Chypre est le hub et dont les ressources, selon la compagnie américaine opératrice Noble, pourraient alimenter l’Europe en gaz pendant 20 ans, en attendant le pétrole. Chypre, la Grèce et Israël ont reconnu leurs zones économiques exclusives en Méditerranée et le 8 août 2013 ont signé un mémorandum sur l’énergie qualifié d’historique, incluant notamment la construction d’une usine de GNL à Limassol et réalisation d’un câble de 2 000 MW entre Chypre et Israël. L’Egypte, le Liban, la Turquie protestent contre la spoliation dont elles seraient victimes et n’oublions pas la Syrie qui peut également revendiquer des droits sur une partie du bassin, expliquant en partie la situation en Syrie où la Russie et surtout préoccupé par ses intérêts économiques à travers le géant russe Gazprom, et pas seulement sur le sort du régime syrien. Une entente entre les USA et la Russie est en cours. Le troisième théâtre d’opérations est encore plus récent et a trait à la prospection et à la mise en valeur éventuelle des gaz de schiste.

En résumé, ne devant pas être utopique, la rente des hydrocarbures traditionnels, étant encore pour longtemps la rentrée principale de devises, il y a urgence de repenser un nouveau management stratégique tant du Ministère de l’Energie qu’au niveau de Sonatrach qui fait cruellement défaut, naviguant à vue, étant rivé uniquement au cours des hydrocarbures qui ne dépendent pas de la décision interne(1). Il y a lieu de tenir compte à la fois des nouvelles mutations énergétiques mondiales et de la forte consommation intérieure qui risque de dépasser horizon 2030, avec l’inéluctable épuisement, les exportations actuelles au moment où la population algérienne astreindra 50 millions d’habitants. Cette nouvelle vision pour sa réalisation dépasse le cadre strictement économique et renvoie à une nette volonté politique pour asseoir une économique diversifiée hors hydrocarbures, rencontrant de fortes résistances des tenants de la rente. Or sans réformes structurelles qui seront douloureuses et vision stratégique l’Algérie va droit au mur. Le gouvernement sans verser dans la démagogie doit dire comme vient de le souligner le président de la république en date du 03 janvier 2016, la vérité, rien que la vérité à la population algérienne car les ajustements à venir seront douloureux, mais nécessaires pour éviter le scénario de 1986. I y va de la sécurité nationale.

Docteur Abderrahmane MEBTOUL

Professeur des Universités, expert international

[email protected]

(1)- Voir la contribution du professeur Abderrahmane Mebtoul janvier/février 2016 « Sonatrach face aux mutations énergétiques mondiales » (revue internationale gaz d’aujourd’hui –Paris/ France) et également du même auteur « pour un nouveau management de Sonatrach » revue HEC Montréal Canada 2012.

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