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Les hausses du prix du pétrole/gaz profitent-elles à l’économie algérienne ?

1.- Quels sont les réserves mondiales de gaz ?  Entre  2018/2019, selon l’AIE nous avons la répartition suivante 33,1% de pétrole, 27% de charbon, 24,2% de gaz naturel, 4,3% de nucléaire et 11,5% d’énergies renouvelables (hydroélectricité 6,5%, éolien 2,2%, biomasse et géothermie 1,0%, solaire 1,1%, agro-carburants 0,7%), cette structuration étant appelée à évoluer avec la prise de conscience des impacts désastreux pour l’avenir de l’humanité de l’impact du réchauffement climatique. Les réserves mondiales prouvées  sur un total de  197.394 milliards de mètres cubes gazeux (données de 2018/2019) nous avons par ordre décroissant :  Russie 47.800 milliards de mètres cubes, Iran 33.500, Qatar 24.300, USA 8.714 , Arabie saoudite 8.602, Turkménistan 6061, Venezuela 5702, Nigeria 5.284,  Chine 5.194 et pour l’Algérie entre 2500 et 3000, selon la déclaration du ministre algérien de l’Energie en décembre 2020. Les 10 principaux pays producteurs de gaz naturel par ordre décroissant  sont  la Russie  qui  représente à elle seule 20% de la production mondiale de gaz naturel et est également le plus gros exportateur, au deuxième rang avec la révolution du gaz de schiste étant devenu exportateur en Europe, les  États-Unis d’Amérique, puis vient le Canada (3e position) le Qatar 4e position, l’Iran ayant été déclassé suite aux sanctions américaines, suivi de la Norvège, la Chine, l’Arabie saoudite, et l’Algérie qui est en 9e position.  Quant aux gisements en méditerranée orientale, objet de toutes les convoitises,  elles sont évaluées à plus de 20.000 milliards de mètres cubes gazeux.

La  Commission européenne, le 3 avril 2017 avec trois Etats membres de l’UE – l’Italie, la Grèce, et Chypre – a paraphé un plan avec Israël prévoyant la construction d’un gazoduc allant de ce pays vers les côtes sud-européennes A l’horizon 2025, le gazoduc, qui serait long de 2200 km, acheminerait jusqu’à 16 milliards de mètres cube par an des champs pétrolifères maritimes israéliens et chypriotes vers l’Italie et la Grèce, pour un coût évalué à 6 milliards d’euros, financé  en partie  par les banques Goldman Sachs et JP Morgan. L’attitude mesurée de l’OPEP+ s’explique par  l’incertitude de l’économie mondiale. Selon la directrice générale du FMI si les Etats-Unis et la Chine, les deux premières puissances économiques, restent «les moteurs essentiels de la croissance», «leur croissance ralentit sans compter l’incertitude qui plane sur l’économie américaine qui pourrait faire face à un défaut de paiement avec le déploiement des vaccins et l’assouplissement des mesures de confinement les cours et la demande d’or noir ont connu une hausse inégalée tandis qu’une pénurie d’énergie dans l’hémisphère nord a fait grimper les prix du gaz naturel à leur plus haut niveau depuis sept ans, avec des répercussions sur le marché pétrolier. Dans le même temps, les stocks de brut ont diminué, l’OPEP représentant 35/40% de la production commercialisée mondiale et  les trois principaux pays qui ont une influence sur les prix étant l’Arabie saoudite et la Russie et  les USA. Cette progression intervient alors même que la reprise économique mondiale montre des signes de ralentissement en raison de problèmes dans les chaînes d’approvisionnement et dans un climat d’inquiétude concernant le variant Delta, qui entraîne un pic d’infections dans plusieurs pays. Le pétrole  est  coté  le 16 octobre  à 12h GMT à 84,44 $ le Brent et 82,53 $ le Wit et en Asie le GNL dépasse,  y compris le transport, les 35 $ le MBTU contre  27 millions de BTU où en équivalent baril de pétrole, devant multiplier par six, équivaut à 150 $ le baril de pétrole, soit presque deux fois plus que le prix du baril de Brent. C’est une des conséquences de l’envolée du prix du pétrole qui tire une partie de la demande dédiée à la production d’électricité et au chauffage. L’augmentation des prix de l’énergie à court terme est du à la reprise de l’économie mondiale, au  ralentissement de l’investissement mondial, au nouveau modèle de consommation énergétique qui se met en place avec la transition énergétique ce qui accroît à court terme l’inflation mondiale et les tensions sociales dans bon nombre de pays développés et de pays en voie de développement importateurs d’énergie.

2.- Le pourquoi la flambée du prix du gaz ?   Pour la première fois dans l’historie  énergétique, c’est le prix du gaz qui influe sur le prix du pétrole dont le cours le 17/10/2021  est à 84,84 $ le Brent, alors que précédemment c’était le contraire (notre interview au quotidien Chorouk 17/10/2021). Le gaz, énergie propre, moins polluant à près de 50% par rapport au pétrole, mais nécessitant des investissements importants et dont la rentabilité est à moyen et long terme  a un avenir combiné avec le solaire. Fin septembre, courant octobre 2021, le prix du gaz naturel liquéfié (GNL) importé par l’Asie du Nord-Est a dépassé les 30 $ par million de btu (british thermal unit, la mesure de référence sur ce marché) et vient de battre un record le 5 octobre 2021  la cotation du gaz  entre le 10/ 15 octobre 2021 était de 34,47 $ le  MBTU. En Asie, la demande chinoise, s’est accentuée par la vague de froid, où à  Pékin, le thermomètre est descendu à -20 degrés en janvier, la capitale chinoise n’ayant  pas subi de températures aussi glaciales depuis les années 1960, et 29 $ en Europe   équivalent sur baril de pétrole ça fait 200 $ le baril du pétrole où actuellement chaque bateau de GNL commandé actuellement vaut une fortune, idem pour le charbon, avec des prix autour de 200 $ par tonne, le marché du carbone et du pétrole. L’atténuation des tensions sur le gaz, notamment pour l’Europe dépendront du côté approvisionnement, de l’augmentation ou non des livraisons de gaz à l’Europe du russe Gazprom, qui s’est dit prêt à étudier de nouveaux contrats pour augmenter les volumes surtout avec le déblocage du North Stream2, environ 53 milliards de mètres cubes gazeux qui s’ajoutent au South Stream et au North Stream1 pour un volume  de près de 120 milliards de mètres cubes gazeux. Une autre explication de cette tension. Bien que cette hausse des prix a été une aubaine pour les gisements marginaux USA, au bord de la faillite, fortement endettés vis-à-vis des banques dont la rentabilité tourne autour de 50/60 $ le baril, mais alors que le prix du pétrole et du gaz est à un niveau très élevé Europe et en Asie, l’industrie américaine de la fracturation n’a pas augmenté sensiblement  sa production. Selon l’EIA, la production pétrolière américaine était de 11,1 millions de bpj à la fin mars 2021, mais elle n’a augmenté que de 400 000 bpj à la fin août.  La raison la plus courante invoquée par les grandes compagnies pétrolières américaines est qu’elles prévoient de maintenir la production à un niveau stable afin d’augmenter les dividendes pour les actionnaires. Mais existent d’autres raisons.    La consolidation de l’industrie, difficultés de financement, prévisions pessimistes et réglementation fédérale – qui empêchent les compagnies pétrolières de produire davantage de pétrole ;  la hausse des coûts et l’incapacité à embaucher du personnel qualifié ;  le manque d’accès aux sources traditionnelles de capitaux avec les attitudes négatives à l’égard de la production de combustibles fossiles adoptées par l’administration actuelle, continueront à supprimer les financements. La hausse des prix s’expliquent également par les taxes élevées qui alimentent les budgets des pays développés. Contrairement à certaines idées  qui incombent la hausse des prix uniquement  aux pays de l’OPEP+. Ainsi pour la France, avec cette spécificité que le coût du nucléaire  dominant dans la consommation,  encore est relativement stable, les taxes  et cela est similaire pour bon nombre d’autres pays non pourvus d’ énergie, représentent la partie la plus importante, environ 60% du montant que du prix final à la station essence directement reversé à l’Etat. Ainsi pour la France on retrouve la taxe de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) qui représente la 4e recette de l’Etat, après les impôts sur le revenu et sur les sociétés, mais aussi la TVA applicable sur les carburants. Pour l’électricité, nous avons quatre taxes qui s’appliquent  : la CSPE, environ 10 milliards d’euros récoltés par an, la CTA et la TVA, toutes collectées par l’Etat et les TCFE, captée par les départements et les communes, ces 4 taxes représentant pour un total de près de 35/40% de la facture totale, mais variable,  selon la consommation de chacun, variable  et  selon la source d’énergie,  le gaz naturel, entre 35/37% le pétrole 17% et le bois 49% à 56%.  A court terme, les  gouvernements  peuvent  aider les ménages en jouant sur la fiscalité, baisse de la TVA ou de taxes spécifiques, élargir des aides comme le chèque énergie, aux ménages modestes  et  décider de «lisser» les hausses de tarifs en anticipant sur les baisses futures, en répercutant seulement une partie sur les consommateurs. 3.- L’Algérie profite t-elle de ces augmentations où les hydrocarbures avec les dérivées  représentent 98% des recettes en devises du pays ? Selon les données officielles de  Sonatrach, la production s’est élevée en 2020 à 140 millions TEP (tonne équivalent pétrole), en baisse de 7% par rapport à 2019, les exportations ayant  atteint 81 millions TEP.  En 2019, l’Algérie a produit 86,2 milliards de m3 de gaz naturel, soit 3,10 EJ (exajoules), en baisse de 8,1% classant au 10e rang mondial avec 2,2% de la production mondiale et au 1er rang en Afrique.

Les  exportations de l’Algérie se font grâce au GNL qui permet une souplesse dans les approvisionnements des marchés régionaux pour 30% et par canalisation pour 70% L’Algérie possède trois canalisations. Le TRANSMED, la plus grande canalisation d’une capacité de 33,5 milliards de mètres cubes gazeux, le MEDGAZ  directement vers l’Espagne à partir de Beni Saf au départ d’une capacité de 8 milliards de mètres cubes gazeux qui après extension prévu courant 2021 la capacité sera porté à 10 milliards de mètres cubes gazeux et le  GME via le Maroc dont  l’Algérie a décidé d’abandonner,  dont le contrat s’achève le 31 octobre 2021, d’une capacité  de 13,5 de milliards de mètres cubes gazeux. A court terme, l’Algérie profite peu de ces hausses puisque, selon le rapport de l’OPEP de juillet 2021 la production est passée de plus de 1,2- 1,5 millions de barils/j entre 2007/2008 à environ 950.000 barils/j contre 850.000 en mai 2021, et pour le gaz plus de 65 milliards de mètres cubes gazeux à 40 en 2020, espérant 43/44 pour 2021, du fait de la forte la consommation intérieure, près de 40/50% de la production pour le pétrole et le gaz  entre 2019/2020 et devant s’accélérer entre 2021/2030, laissant peu pour les exportations. Mais existent une autre explication. L’Algérie ne s’est pas adaptée, fautes de prévisions, aux nouvelles mutations gazières mondiales avec la percée du marché libre dit spot, ayant privilégié  les contrats à moyen et long terme avec un prix fixe qui ne peut être révisé en cas de hausse ou baisse des prix qu’au bout d’une certaine période, après négociations, contrairement à la Russie qui a combiné les contrats à long terme et le marché spot. Par ailleurs, la faiblesse de l’efficacité énergétique, (on construit par  exemple, selon les anciennes méthodes alors que les nouvelles techniques permettent d’économiser 50%) la politique généralisée des subventions et de la faiblesse des investissements montrent qu’horizon 2030, la consommation intérieure risque de dépasser les  exportations actuelles d’où l’importance  de s’orienter vers un Mix énergétique, de développer les énergies renouvelables tant pour l’exportation (devant alors privilégier le thermique) que le marché intérieur combinant le thermique et le photovoltaïque.

Aussi la remontrée des prix pour 2021 peut permettre  une recette de Sonatrach entre 30/32 milliards de dollars, un gain de 6/7 milliards de dollars par rapport aux recettes de 2020.

Alors que si l’on avait investi et attiré  l’investissement pour atteindre le niveau antérieur des années 2007/2008  les recettes auraient pu être supérieur à 45/50 milliards.  Les opérateurs attendent les décrets  d’application de la loi des hydrocarbures et le code des investissements. Encore qu’il faille se méfier du juridisme, l’objectif, étant de profondes réformes structurelles pour dynamiser l’économie. En bref, le futur prix tout dépendra de la reprise de l’économie mondiale et du nouveau modèle de consommation énergétique mondial où les firmes ont tendance à délaisser les fossiles traditionnels pour investir dans les énergies alternatives moins polluantes comme les énergies renouvelables, où l’Algérie possède un important avantage comparatif au niveau de la  région méditerranéenne,  Aïn Salah étant un des endroits les plus chaud dans le monde, l’énergie de l’avenir entre 2030/2040 étant l’ hydrogène. La transition énergétique a un cout social et les prix risquent d’être élevés entre 2021/2025, le prix d’équilibre pour l’OPEP et la Russie étant entre 65/75 $  le Brent.  en rappelant que pour l’Europe le parc voitures horizon 2030,  sera constitué à 80%  de voitures électriques et de voitures hybrides, le transport, étant que le plus gros consommateur du pétrole.

Par Dr Abderrahmane MEBTOUL

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