Par Abdelmadjid Attar, ancien ministre de l’Énergie
L’incertitude sur le prix du baril ne date pas d’aujourd’hui, et il faut remonter à plus d’une décennie pour tenter de comprendre ce qui s’est passé et ce qui risque de se passer au cours des prochaines années ou juste la prochaine décennie, parce qu’il est maintenant certain que le marché pétrolier ou gazier ne sera plus ce qu’il a été ou n’obéira plus aux mêmes conditions. Il y a non seulement une féroce compétition sur les marchés pétroliers et gaziers, mais aussi, pour les années à venir, de sérieuses incertitudes qui pèsent sur l’avenir du pétrole et plus précisément des carburants traditionnels.
La mobilité sera de plus en plus différente à tous les points de vue, que ce soit du point de vue intensité du besoin de se déplacer, carburants alternatifs propres comme l’électricité, mais probablement beaucoup plus avec l’hydrogène, particulièrement pour les usages à forte intensité énergétique et le transport lourd (maritime, aérien). L’électricité de son côté sera de plus en plus d’origine renouvelable, mais c’est son stockage qui fera face à de sérieux problèmes environnementaux liés aux composants des batteries (terres rares) du fait de leur rareté ou de leur recyclage.
Stratégies des grands groupes pétroliers
La principale préoccupation des grands groupes pétroliers les amène ainsi à changer ou adapter leurs stratégies en diversifiant leurs activités aussi bien au cœur du secteur énergétique (pétrole, gaz & électricité) que dans de nouvelles activités lucratives, y compris les marchés financiers. Ils savent que le pétrole n’en a plus pour longtemps par rapport aux mutations qui affectent son principal usage qui est le transport ou la mobilité, et se diversifient vers les énergies renouvelables, tout en gardant sous «la main» le gaz naturel qui n’a pas encore dit son dernier mot, étant le meilleur allié pour le moment dans la transition énergétique. Shell prévoit que la part du gaz naturel dans la demande énergétique mondiale augmentera de 41% en 2040 par rapport à 2020, et que la demande asiatique augmentera de 44% à cet horizon.
C’est ce qui les amène à accroître leur intervention sur le marché gazier surtout et bien sûr pétrolier en tant que traders, une activité qui leur permet, selon une étude de Bloomberg, de «faire autant de bénéfices que leur activité en amont». C’est ce que savent faire déjà depuis plus d’une décennie les grands groupes pétroliers qui craignent, selon l’agence Bloomberg, que «la demande mondiale de pétrole ne commence à baisser dans les prochaines années alors que les préoccupations liées au changement climatique redéfinissent les attitudes de la société — et des investisseurs — envers les producteurs de combustibles fossiles».
Toujours selon une récente analyse de Bloomberg, «les trois sociétés, BP, Shell et Total, commercialisent près de 30 millions de barils par jour de pétrole et d'autres produits pétroliers, soit l'équivalent de la production quotidienne de l'ensemble du cartel de l'Opep. Au cours d'une année moyenne, Shell réalise jusqu'à 4 milliards de dollars de bénéfices avant impôts grâce au commerce du pétrole et du gaz ; BP enregistre généralement de 2 à 3 milliards de dollars par an ; la major française Total pas beaucoup moins, selon des personnes proches des trois sociétés. Dans le cas de BP, par exemple, les bénéfices peuvent être égaux à environ la moitié de ce que les activités en amont de l'entreprise de production de pétrole et de gaz font au cours d'une année normale, comme 2019. Dans les années de bas prix, comme 2016 ou 2020, les bénéfices commerciaux peuvent dépasser ceux de l’activité de production».
Il apparaît clairement que le marché des hydrocarbures ainsi que les stratégies des groupes pétroliers et gaziers n’obéissent plus aux mêmes règles, et seront de plus en plus complexes, nécessitant une présence et une réactivité exceptionnelle, mais aussi un savoir-faire et une parfaite maîtrise des marchés physiques, des marchés financiers, des contrats à terme, la gestion des risques financiers, et même des techniques de spéculation. C’est pour cela que le P-DG de Total a déclaré en réponse à une question d’un journaliste que «le trading du pétrole est un secret», alors que le P-DG de Shell a déclaré que «c’est en fait de la magie». Selon l’agence Reuters, les Émirats arabes unis viennent aussi tout récemment d’emboîter la voie avec leur propre formule de «contrats à terme» négociables au niveau de la nouvelle bourse «ICE Futures Abu Dhabi», et espèrent ainsi devenir une référence régionale.
C’est pour toutes ces raisons que tous les groupes pétroliers et gaziers se sont déjà adaptés aux mutations en cours depuis plus d’une décennie en diversifiant surtout leurs activités en aval et dans le trading, en étant présents sur les marchés là où il faut, quand il faut, avec le type de contrat qu’il faut, et de plus en plus sur le marché de l’électricité à partir de ressources renouvelables. Mais ce n’est pas tout, et toutes les grandes entreprises énergétiques, indépendamment des pays ou des économies dont elles font partie, s’inscrivent aussi dans des visions et des stratégies d’action en matière de lutte contre le réchauffement climatique. Elles le font dans une perspective «de décennie de mise en œuvre, pour parvenir et maintenir l'objectif de 1,5 degré à portée de main», comme l’a déclaré récemment M. Sharma, président de la COP26.
Qu’en est-il de Sonatrach ?
Sonatrach a annoncé qu’elle vient de signer le 1er avril 2021 un protocole d’entente avec la compagnie Shell International Trading and Shipping Company Limited, qui devrait aboutir, en principe, à une large coopération en matière de négoce de pétrole, de gaz naturel et d’autres produits pétroliers. Sonatrach avait déjà annoncé, dès 2017, sa volonté de créer une ou plusieurs JV dans le domaine de la commercialisation de son gaz naturel «avec des négociants, et sans indexation pétrolière ni contrats à long terme». Les détails de ce protocole ou les futures dispositions contractuelles de mise en œuvre ne sont pas connus. Il devrait en principe d’abord permettre la diversification de l’accès à de nouveaux marchés pour les productions d’hydrocarbures de Sonatrach, mais surtout accroître les échanges de volumes provenant d’autres sources de production, et améliorer les recettes de commercialisation.
Elle dispose depuis plus de trois décennies d’une filiale de trading pétrolier (SPC London), domiciliée dans un paradis fiscal comme les trois grands groupes pétroliers cités ci-dessus.
Une autre filiale de commercialisation de gaz naturel «Sonatrading» avait aussi pignon sur rue à La Haye, aux Pays-Bas, ainsi qu’une antenne de trading à Singapour. D’autres initiatives ont aussi vu le jour au cours des dernières décennies dans certains pays européens dans le domaine du trading sur place du gaz naturel, mais elles ont toutes avorté, ou sont demeurées marginales. Les données sur les résultats ou les performances des filiales de trading de Sonatrach sont rares, mais sont certainement modestes au vu du contenu des rapports et bilans annuels du Groupe Sonatrach. Même leurs meilleurs cadres traders ont généralement quitté le groupe pour rejoindre d’autres compagnies ou s’installer pour leur propre compte, alors qu’il s’agit d’un «métier» qui nécessite une énorme expérience et un savoir-faire très pointilleux. Ce qui nous amène à nous interroger sur des questions importantes :
- Que vont-elles devenir (filiales à l’étranger) avec ou sans ce protocole d’accord avec Shell ?
- Qu’est-ce qui peut bien être commercialisé en partenariat en matière de pétrole quand on sait que plus de la moitié de la production pétrolière algérienne, qui est déjà en chute libre, est consommée localement et le reste partagé avec les opérateurs associés présents en Algérie, à moins d’avoir une vision sur d’autres productions africaines ou d’ailleurs à acquérir à travers les contrats à terme ?
- Côté gaz aussi, la consommation intérieure en hausse régulière avale déjà la moitié de la production commercialisable, sans compter les volumes additionnels à réserver pour les projets pétrochimiques prévus dans le programme de Sonatrach. À moins de miser à moyen et long terme sur le développement du gaz non conventionnel ainsi que la commercialisation des productions issues des projets de pétrochimie dont l’objectif est de valoriser la production gazière non consommée localement ?
- Et enfin, globalement, ce partenariat va-t-il inclure les volumes commercialisables actuellement par Sonatrach seule, ou seulement de nouveaux volumes (additionnels), y compris ceux à acquérir à l’international, dans le cadre de la JV de trading ?
- Il faudra alors tenir compte du pacte vert de l’Europe dont l’objectif est d’atteindre «la neutralité climatique d’ici 2050, et par conséquent la mise en œuvre de la résolution sur le futur mécanisme d'ajustement carbone aux frontières, dont l’entrée en vigueur est prévue en 2023 pour permettre à l'Union européenne d'imposer ses normes environnementales aux entreprises étrangères exportant sur son territoire».
Ce qui se traduira certainement par des taxes spécifiques ou des rabais sur les importations énergétiques en fonction des seuils d’émission de gaz à effet de serre.
Nul doute qu’il faut faire confiance au Groupe Sonatrach qui a besoin de partenariat autour de nouveaux challenges, mais il a intérêt aussi à revoir son organisation et sa stratégie de développement sur la base d’une vision à long terme. Celle-ci doit lui permettre, en premier lieu, la préservation de sa place en tant que leader sur le Bassin méditerranéen, son implication sur le marché africain, et pourquoi pas celui de l’Asie qui va demeurer le principal marché gazier sur au moins deux décennies. Mais le plus important est de tenir compte aussi des mutations qui induisent un profond bouleversement lié à une transition énergétique universelle, pour le moment basée sur les énergies renouvelables classiques, mais de plus en plus sur les progrès technologiques et même d’autres ressources (hydrogène, hélium, etc.) dont la nature ou l’usage progressent à très grande vitesse. Plusieurs centaines de projets et de milliards de dollars sont déjà consacrés au seul hydrogène dans une véritable course contre la montre, parfois même au détriment aussi bien des hydrocarbures que des autres sources d’énergie.
Pourquoi le marché méditerranéen en attendant ce qui se passera d’ici 2030 ?
Parce que la demande actuelle autour de ce bassin est de 344 milliards m3 par an alors que la production n’est que de 177 milliards m3, avec une couverture de la demande énergétique de 22% par le gaz naturel et une consommation concentrée pour le moment sur la rive nord, dont pourtant les EnR (énergies renouvelables) en croissance régulière contribuent déjà à hauteur de 38% à 72%, avec une moyenne de 44% pour toute l’Europe. (Ref. IHS-UIG).
- Parce que la demande est en croissance régulière, particulièrement en Afrique du Nord et au Levant, qui enregistrent un retard important en matière de transition énergétique avec à peine 3% d’EnR en Algérie, 7% en Tunisie, 9% en Égypte, 10% en Israël, 16% à Chypre, 32% au Maroc, et 0% en Libye (Réf. OME). Il faut aussi rappeler que le taux d’accès à l’électricité en Afrique n’est que de 54% (2019).
- Parce que les volumes commercialisés en Méditerranée ont augmenté de 13%, et la part du GNL de 44% la même année, ce qui laisse prévoir un rôle très important du GNL dans le transport maritime en transit sur la Méditerranée. Le nombre actuel de navires fonctionnant au GNL dans le monde est de 180 et passera à 400 en 2023 en consommant 3,5 millions de tonnes de GNL, deux fois la consommation actuelle. Il en va de même pour le transport routier par camions dont le nombre en Europe est passé de 1 400 en 2016 à 15 000 en 2020. (Ref. IHS-Shell LNG Outlook 2021).
- Et enfin, parce que les principales réserves et productions actuelles sont situées en Algérie, avec respectivement 4 300 milliards m3 (dont seuls 2 300 sont prouvés) et 97 milliards m3. Seuls l’Égypte, la Libye et Israël disposent pour le moment de réserves importantes, soit 1 800 milliards m3 en Égypte (dont 850 pour le gisement de Zhor), 1 400 milliards m3 en Libye, et 923 milliards m3 en Israël dans les deux gisements de Léviathan et Tamar. La production commerciale annuelle de ces trois pays est respectivement de 93, 51, et 11 milliards m3. (Ref. UIG-BP).
Tenir compte de la mise en œuvre d’une transition énergétique et de ses impacts
C’est pour toutes ces raisons qu’avec ou sans partenariat, Sonatrach doit aussi prendre sérieusement en considération l’avènement d’une transition énergétique inéluctable dont il faut savoir tirer les avantages qui lui permettront, non seulement de faire durer les réserves exploitables, mais aussi de se diversifier toujours dans le secteur énergétique (EnR, hydrogène, etc.).
Cela est tout à fait possible à condition que la politique énergétique du pays repose sur l’accélération du développement des énergies renouvelables et la maîtrise rapide de la consommation domestique, y compris en la réduisant, surtout au point de vue gaz naturel. Mais cet objectif ne sera atteint que si le secteur de l’électricité suit et revoit aussi sa stratégie, parce que, a priori, son programme prévoit toujours de passer d’une capacité de génération à gaz d’un peu plus que 23 000 mW actuellement à plus de 31 000 mW en 2025, 34 000 mW en 2030 et 38 000 mW en 2035. Pas moins de 13 centrales à gaz vont être livrées entre 2021 et 2025, dont la plus petite aura une capacité de 234 mW à Aïn Oussara, et la plus importante, 1 094 mW, à Oumache 1.
L’Algérie a-t-elle vraiment besoin de toute cette capacité conventionnelle, dont à peine 60 à 70% maximum (record de 15 600 mW atteint en 2019) seront appelés en période de pointe (été) pendant quelques heures et quelques jours, le reste de l’année enregistrant des appels beaucoup plus faibles ? En plus de cet aspect, le rendement global du parc de génération électrique est non seulement inférieur à 50%, mais fonctionne en partie au ralenti en dehors des périodes de pointe ce qui entraîne une consommation inutile de gaz naturel.
L’objectif ne devrait pas bien sûr viser à disposer de capacités de génération à flux tendu en période de pointe, mais de commencer à faire volontairement de la place aux EnR, y compris en hybridation, sachant que le problème du stockage d’énergie finira par être solutionné grâce aux progrès technologiques en cours dans moins d’une décennie.
À moins de viser l’exportation d’électricité, mais sera-t-elle alors d’origine gaz ou renouvelable et à quel prix ? En Afrique où l’Algérie dispose d’atouts ? Ou vers le Nord ? Mais où la compétition va être rude et les barrières géopolitiques nombreuses et infranchissables, sans partenariat solide, sans compter l’impact du futur mécanisme d’ajustement carbone à l’entrée de l’Europe ? Aucun pays ne souhaiterait par ailleurs faire dépendre sa sécurité énergétique de l’importation à l’avenir. Ce sont autant de réflexions stratégiques à travailler à très court terme, en ayant à l’esprit que la sécurité énergétique du pays à long et très long terme est primordiale.
Après le ratage du programme des 22 000 mW EnR prévus depuis 2011 dont nous aurions dû voir les fruits depuis longtemps, le monde et particulièrement le secteur de l’énergie ont beaucoup changé à tous les points de vue, technologies de production d’énergie, modèles de consommation, comportement des consommateurs et stratégies des acteurs énergétiques.
L’Algérie a plutôt été caractérisée par des hésitations et le laisser-faire, «comme d’habitude». Mais il n’est pas trop tard, puisque la volonté politique est exprimée à nouveau avec la décision de mettre en œuvre en urgence une nouvelle politique de transition énergétique à travers non seulement un programme raisonnable de recours aux énergies renouvelables, mais aussi une politique d’économie d’énergie. C’est pour cette raison qu’un département ministériel souverain chargé des EnR et de la Transition énergétique a été créé. Celui-ci affiche déjà ses ambitions avec des prévisions de 1 000 mW EnR par an et un programme d’économie d’énergie, susceptibles de répondre au moins à la croissance de la demande intérieure, et surtout d’économiser des volumes appréciables de gaz naturel et de carburants.
Quelle stratégie pour Sonelgaz ?
Sonelgaz a annoncé le 11 avril 2021 que la nouvelle société mixte entre Sonelgaz (51%) et Sonatrach (49%), SKEldjazair, vise «à mutualiser les ressources et à donner les moyens à la nouvelle société d’investir des territoires énergétiques verts et créateurs de richesse», et précisé que «ce partenariat s’inscrit dans la concrétisation de la stratégie de Sonelgaz à l’horizon 2035».
Cette société est en fait issue d’une fusion en 2020 entre 4 filiales déjà existantes qui sont : SKBerrouaguia, SKTerga, SKDaourech, et SKSkikda, et gèrent une capacité globale de production de 3 582 mW entièrement à partir du gaz naturel. L’inscription des EnR dans les objectifs de cette fusion est une très bonne initiative, à condition que cela n’aboutisse pas à une deuxième SKTM (Shariket Kahraba wa Taka Moutadjadida) créée en 2013 pour développer les EnR, mais qui n’a atteint à ce jour que 354 mW sur un parc de 1 317 mW dont 963 mW au gasoil et au gaz naturel. L’objectif initial était de 4 000 mW en renouvelable. L’avenir de cette
doivent pas consister à simplement réorganiser des entités par fusion ou en créer d’autres. Elles sont certes liées au choix des technologies à mettre en œuvre tenant compte des progrès très rapides en la matière, mais aussi et surtout liées à l’adoption d’une stratégie globale impliquant tous les acteurs concernés sans exception, ainsi qu’au modèle de financement et de partenariat, qu’il soit local ou étranger.
L’idéal serait de l’accompagner par la naissance d’une industrie des énergies renouvelables, mais il ne faut pas l’exiger au démarrage pour éviter de connaître l’échec des appels d’offres des années passées. Il ne sert à rien de se comparer maintenant avec tout le retard accumulé à des pays qui disposaient de tous les moyens financiers et industriels, mais se focaliser sur comment rattraper le retard surtout.
L’autre chantier à ouvrir et à accélérer concerne la révision urgente de la loi sur l’électricité qui date de 2002 dont environ la moitié des textes d’application n’a jamais vu le jour. Cela ne peut survenir que s’il y a une volonté d’envisager définitivement la couverture des besoins énergétiques du pays, ou au moins leur croissance à moyen et long terme, par les énergies renouvelables, et «au détriment des énergies conventionnelles».
A. A.
