Le Quotidien d'Oran
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Mardi 07 novembre 20:56

Amendement de la loi des hydrocarbures et gaz de schiste : opportunités et risques (1)

Amendement de la loi des hydrocarbures et gaz de schiste : opportunités et risques (1)
«Sonatrach,
c'est l'Algérie et l'Algérie c'est Sonatrach» ( Pr Mebtoul HEC Montréal 2010 et
conférence au Sénat français 2014 )

Le Premier ministre, dans une
déclaration le 01 octobre 2017, a fait savoir que l'exploitation du gaz de
schiste est une option pour l'Algérie. Je rappelle qu'un dossier élaboré sous
ma direction internationale auquel ont participé des experts ayant plusieurs
décennies d'expérience dans le domaine de l'énergie, ingénieurs et économistes
( 620 pages) intitulé «pétrole/gaz de schiste opportunités et risques» a été
remis à l'ex-Premier ministre le 25 février 2015(1). C'est un rapport objectif,
mesuré avec des analyses et propositions de toutes les tendances, évitant toute
polémique stérile, tant la sinistrose que l'autosatisfaction, devant
privilégier uniquement les intérêts supérieurs de l'Algérie. De l'avis de la
majorité des experts, l'énergie étant au cœur de la sécurité nationale, c'est
une opportunité pour l'Algérie, qui doit évaluer ses potentialités, mais devant
analyser tous les risques négatifs et sa rentabilité à terme, l'objectif
stratégique étant de s'orienter vers un mix énergétique. La majorité des
experts, notant que ce dossier sensible nécessite une formation pointue et
posant une problématique sociétale, s'impose une bonne communication en
direction de la société. Pour éviter de perturber la gestion de Sonatrach, société commerciale stratégique, les experts ont
souhaité que ses dirigeants évitent de s'exposer aux débats, devant laisser au
ministère de l'Energie, seul habilité politiquement, à exposer ses arguments. À
ce titre, les experts ont préconisé une institution indépendante créée, relevant
non d'un département ministériel, évitant d'être juge et partie, mais du
président de la République ou du Premier ministre, associant la société civile
de chaque région, des experts indépendants, des représentants du ministère de
l'Energie et d'autres départements ministériels, travaillant en étroite
collaboration avec les institutions. Le dialogue avec les populations
concernées est vital. Pour avoir connu très bien cette région, notamment
Ouargla, Ghardaïa, El Goléa et In Salah, en tant
qu'officier d'administration de la route de l'unité africaine durant les années
1972/1973, c'est une population paisible, ouverte au dialogue et profondément
attachée à l'unité nationale. Il s'agit donc d'éviter de passer en force mais
de rétablir la confiance par le dialogue, outil de la bonne gouvernance.

1.-Nature du gaz schiste

Le gaz non conventionnel est
contenu dans des roches sédimentaires argileuses très compactes et très
imperméables, qui renferment au moins 5 à 10% de matière organique.
Généralement, la profondeur d'exploitation des shale gas
est de l'ordre, en moyenne générale, selon les gisements, de 500, souvent 1.000
à 3.000 mètres de profondeur, soit de un à plusieurs kilomètres au-dessous des
aquifères d'eau potable, la profondeur étant moindre aux USA, ce qui réduit les
coûts. La fracturation de la roche suppose d'injecter un million de mètres
cubes d'eau douce pour produire un milliard de mètres cubes gazeux à haute
pression et du sable. Une partie de l'eau qui a été injectée pour réaliser la
fracturation hydraulique peut être récupérée (20 à 50%) lors de la mise en
production du puits après traitement. Ce qui suppose des investissements pour
des installations appropriées et des unités de dessalement en cas où l'eau est
saumâtre. Le sable injecté combiné d'additifs chimiques a pour but de maintenir
les fractures ouvertes une fois la fracturation hydraulique effectuée, afin de
former un drain pérenne par lequel le gaz va pouvoir être produit. De nombreux
gisements sont enfouis sous des nappes phréatiques et avec la remontée du gaz,
le liquide de fracturation peut parfois atteindre ces nappes, et se mêler à
l'eau, qui devient alors impropre à la consommation. Pour l'Algérie, pays semi aride, le problème se pose avec le risque de pollution
des nappes phréatiques, la nappe d'eau étant l'Albien. De nombreux gisements
sont enfouis sous des nappes phréatiques et avec la remontée du gaz, le liquide
de fracturation peut parfois atteindre ces nappes, et se mêler à l'eau, qui
devient alors impropre à la consommation. A-t-on prévu les moyens de lutte
contre la détérioration de l'environnement ? Et l'Algérie étant un pays
semi-aride, a-t-on fait les extrapolations d'arbitrage entre la consommation
d'eau des populations, des secteurs économiques et l'utilisation de ce gaz ? En
l'absence de technique alternative à la facturation hydraulique grande
consommatrice d'eau, l'impact de cette exploitation sur la ressource en eau
demeure l'une des principales préoccupations. Parce que dans le climat aride ou
semi-aride de l'Algérie, le rechargement des nappes phréatiques est faible.
C'est donc dans les nappes profondes que les exploitants iraient pomper l'eau
nécessaire à l'exploitation du gaz. Par ailleurs, l'utilisation massive d'eau
par l'Algérie ou d'autres pays du Maghreb nécessite une entente régionale du
fait que ces nappes sont communes. Certains bassins hydrographiques complexes
sont en effet partagés comme celui de Mjradah Wadi, commun à la Tunisie et à l'Algérie ou celui de Deraa
qui alimente également le Maroc, sans compter les bassins communs avec la
Libye.

2- Pourquoi le gouvernement
veut s'orienter vers le gaz de schiste ?

Les hydrocarbures constituent
l'épine dorsale de l'économie algérienne. Ils ont permis à l'Etat algérien de
constituer des réserves de change, bien qu'en baisse, étant passées de 194
milliards de dollars, en clôture fin 2017 inférieures à 97 milliards de dollars,
des recettes de devises de Sonatrach 28 milliards de
dollars en 2016 pour une sorties de devises de 60 milliards de dollars et entre
55/60 milliards de dollars fin 2017, et selon le PDG de Sonatrach,
à 31 milliards de dollars fin 2017. Cela a permis une dépense publique sans
précédent entre 2000/2016 estimée, incluant la partie dinars, entre 950/1000
milliards de dollars pour une croissance moyenne n'ayant pas dépassé les 3%. Nos calculs, largement publiés dans la presse nationale et
internationale à partir des statistiques douanières, donc officielles, année
par année, montrent qu'entre 2000/2016 les sorties de devises de biens ont été
d'environ 520 milliards de dollars (560 milliards de dollars à juillet 2017
selon certaines sources ), plus les services 120/140 souvent oubliés dans les
déclarations officielles ( 10/11 milliards de dollars/an entre 2010/2016) et
les transferts légaux de capitaux de plus de 730 milliards de dollars, pour une
entrée de devises d'environ 850 milliards de dollars, la différence étant les
réserves de change au 31/12/2016 de 114 milliards de dollars. L'économie
algérienne est toujours une économie rentière après plus de 50 années
d'indépendance politique, 97/98% d'exportation représentées par les
hydrocarbures à l'état brut et semi brut, la pétrochimie étant embryonnaire, et
important 70/75% des besoins des ménages et des entreprises publiques et
privées dont le taux d'intégration ne dépasse pas 15%. Sonatrach,
c'est l'Algérie et l'Algérie c'est Sonatrach. Cet
artifice statistique peut cependant cacher la dure réalité. Le chômage
apparemment maîtrisé (10 %) mais dominée par les emplois improductifs ( administration) au niveau de la sphère réelle et plus de
50%de la population active étant localisée dans la sphère informelle selon le
rapport gouvernemental de l'ONS(2012). Aussi, cette décision stratégique a été
prise probablement après que le gouvernement ait estimé que l'Algérie serait
une importatrice nette de pétrole dans moins de 10 ans et dans 20 ans pour le
gaz conventionnel. La consommation intérieure triplera horizon 2030 et
quadruplera horizon 2040, selon le ministre de l'Energie. En cas de
non-découvertes substantielles et surtout rentable selon le vecteur prix
international, l'Algérie pourrait commencer à importer du pétrole à partir de
2025 et du gaz à partir de 2030 pour satisfaire la demande locale. La solution
est-elle en le pétrole-gaz de schiste ? Et ce, en tenant compte tant des
exportations que de la forte consommation intérieure du fait du bas prix, un
des plus bas au niveau du monde, bloqués par la décision de subventions des
carburants et de l'énergie. Pour le gaz, il est cédé à Sonelgaz
entre le sixième et le dixième du prix international sur le marché libre, ce
taux variant selon les fluctuations des prix internationaux, largement
influencés par l'entrée du gaz non conventionnel américain, coté actuellement
entre trois et quatre dollars le MBTU. Or les besoins de financement de Sonelgaz selon les déclarations fin septembre 2017 du PDG
seraient de 30 milliards de dollars par an soit 150 milliards de dollars pour
les cinq prochaines années sans compter les besoins de financement de Sonatrach revus à la baisse de 100 milliards de dollars à
70 milliards de dollars pour les cinq prochaines années. Comment dès lors
trouver ce capital argent d'environ 45 milliards de dollars/an dont 70% en de
devises, la partie dinars ne contribuant qu'à hauteur de moins 30%, du fait que
la part de la masse salariale dans en dinars dans la valeur ajoutée étant
relativement faible , pour ces deux grandes sociétés
et les sous traitants de Sonatrach
et Sonelgaz tributaires des importations pour leurs
besoins en grande partie en devises. Alors que les recettes entre 2017/2020
risquent de ne pas dépasser 35 milliards de dollars si le cours est de 55
dollars le baril. Pour Sonelgaz , ce montant tient compte des décisions d'installer des
capacités d'électricité supplémentaires. En effet, suite aux coupures
récurrentes d'électricité, il a été décidé la réalisation du projet de centrale
électrique en cycle combiné à Ras Djinet (Boumerdes) d'une capacité de 1.200 MW confiée au groupe
sud-coréen Daewoo EC pour un montant 73,4 milliards de DA (près d'un milliard
de dollars). Le projet de cette centrale vise à produire 12.000 MW
supplémentaires d'électricité à l'horizon 2017, devant une fois achevé, de
doubler la production nationale d'électricité. Ainsi, il est prévu la
construction de 9 centrales électriques totalisant une puissance de 8.050 MW,
300 postes très haute et haute tension, près de 10.000 km de réseau de
transport très haute tension et 500 km de réseau de transport de gaz destiné à
l'alimentation des centrales. Ce programme est appelé à satisfaire une demande
en nette croissance avec un rythme annuel moyen de 14% et qui devait être à 19.316
MW fin 2017 contre 11.436 MW projetés pour 2013. Pour le grand Sud, le 15 aout
2012, la Société de production d'électricité (SPE), filiale du groupe Sonelgaz, a diffusé un appel d'offres pour la réalisation
d'une vingtaine de centrales électriques diesel. Ces
plateformes de production d'électricité sont destinées à alimenter les villes
du Grand Sud du pays ; elles seront réalisées à Hassi
Khebi (12 000 kW), Tabelbela
(2000 kW), Oum Lassel (1000 kW), Talmine
(4000 kW), Timaouine (1000 kW), Aïn
Belbel (1500 kW), M'guiden
(500 kW), Djanet (16 000 kW), Bordj Omar Driss (6000 kW), Aïn
Alkoum (300 kW), Bord Badji
Mokhtar (6000 kW) et Tin Zaouatine (2500 kW), trois
centrales d'une capacité de 24 000 kW pour Tindouf, la ville de Debdeb trois centrales électriques d'une puissance totale
de 7200 kW et deux centrales diesel pour la ville d'Idless
d'une capacité de 700 kW. Ainsi, Sonelgaz
financera via le trésor public environ 27 milliards de dollars d'ici à
2016-2017 pour une capacité supplémentaire de 12 000 MW. Ainsi tous ces
investissements fonctionneront en majorité en turbines de gaz, et pour le Sud
au diesel. Comme le diesel connait un prix international très élevé, à quel
cout produira donc le KWH et à quel prix sera la cession ? Dès lors avec cette
augmentation de la consommation intérieure, du fait de la décision de ne pas
modifier les prix intérieurs, il y a risque d'aller vers plus de 70/75
milliards mètres cubes gazeux horizon 2030 de consommation intérieure. En
effet, si l'on prend les extrapolations d'exportation de 85 milliards mètres
cubes gazeux et 70 milliards de mètres cubes gazeux de consommation
intérieures, il faudrait produire plus de 155/160 milliards de mètres cubes
gazeux supposant d'importants investissements dans ce domaine et surtout du gaz.
Ici, on doit être prendre en compte les coûts, les concurrents ayant déjà
amortis leurs installations, des énergies substituables et des importantes
mutations énergétiques mondiales. L'intérêt des autorités algériennes pour les
hydrocarbures non conventionnels s'explique donc par la nécessité d'assurer la
transition énergétique du pays mais également guidé toujours par la captation
de la rente afin d'éviter à terme des remous sociaux. Mais l'objectif
stratégique pour l'Algérie n'est-il pas d'aller vers un Mix énergétique
combinant certes le gaz/pétrole traditionnel, le pétrole/gaz de schiste et les
énergies renouvelables dont l'Algérie a d'importantes potentialités d'autant
plus que le coût a baissé au niveau international. Par ailleurs s'impose une
nouvelle politique de subventions des carburants ciblées et un nouveau
management stratégique afin de réduire les coûts.

3.- Pourquoi la Loi des hydrocarbures
de 2013 a peu attiré l'investissement

Le Conseil des ministres a
adopté le 17 septembre 2012 des amendements relatifs à l'ordonnance n°06-10 du
29 juillet 2006 modifiant et complétant la loi n°05-07 du 28 avril 2005, objet
de cette contribution. Ces amendements introduisaient essentiellement des
dispositions permettant de renforcer l'approvisionnement en hydrocarbures et
des aménagements fiscaux à même d'encourager l'exploration et l'exploitation
des hydrocarbures dans des zones peu prospectées ou exigeant l'utilisation de
moyens complexes. Ces amendements ne s'appliquent pas aux gisements actuellement
en production, qui restent soumis au régime fiscal en vigueur et attribue
également à l'entreprise nationale Sonatrach le droit
exclusif en matière de transport d'hydrocarbures par canalisations et lui
garantit la majorité dans les partenariats, aussi bien dans la production que
dans la transformation des hydrocarbures. Je rappelle que depuis la loi d'avril
2005, ce n'est plus à Sonatrach d'attribuer les
permis de prospection pour de nouveaux gisements et qu'elle reste propriétaire
de tous ses domaines miniers, et pour les nouvelles superficies non exploitées,
c'est à l'institution Alnaft, dépendante du ministère
de l'Energie, de les attribuer, et dans ce cadre aucune modification de la loi.
Le constat est que les derniers appels d'offres entre 2008 et 2016 se sont
avérés un véritable échec ayant attiré que des compagnies marginales, n'ayant
pas de savoir technologique et comptant sur Sonatrach
pour supporter la majorité des coûts, les grandes compagnies n'ayant pas
soumissionné. La taxation des superprofits au-delà de 30
dollars dans l'actuelle loi ne répond pas à la situation actuelle du marché au
moment ou le cours dépassait 100 dollars, tout en
précisant que dans le droit international, une loi n'est jamais rétroactive
sauf si elle améliore la précédente, expliquant les litiges au niveau des
tribunaux internationaux entre Sonatrach et des
compagnies installées avant la promulgation de cette loi, litiges réglés à
l'amiable où Sonatrach a été contrainte de revenir en
arrière en versant des plus values. Dans ce
cadre, l'annonce d'un assouplissement fiscal est nécessaire, car l'Algérie
n'est pas seule sur le marché mondial face aux importantes mutations
énergétiques qui s'annoncent, mais des concurrents qui veulent attirer les
compagnies. Mais reste la contrainte des 49-51%. Si pour l'amont gazier et
pétrolier pour les grands gisements la règle des 49/51% peut être applicable,
pour les gisements marginaux, cette règle risque de n'attirer que peu
d'investisseurs sérieux. La non-soumission des grandes compagnies, l'expérience
du retrait de la Chine au niveau de la raffinerie d'Adrar, Sonatrach
supportant toute seule dorénavant les surcoûts, doit être méditée. Egalement,
il ne faut pas s'attendre à un flux d'investissement étranger avec l'actuelle
loi pour la prospection dans l'offshore et surtout le gaz non conventionnel qui
requiert des techniques de pointe à travers le forage horizontal maîtrisé par
quelques firmes, les recherches actuelles se concentrant sur les techniques
anti-pollution. Sonatrach depuis des années n'a pas
découvert de réserves rentables substantielles tant du pétrole et du gaz
importants, malgré certaines déclarations fracassantes, car pouvant découvrir
des milliers de gisements mais non rentables financièrement. Sonatrach n'a pas les capacités technologiques, bon nombre
de cadres compétents ayant depuis des années quitté cette compagnie, surtout
avec l'erreur que j'ai dénoncée à maintes reprises de mettre les cadres à la
retraite à partir de 60 ans sans préparer la relève. Comme il y a lieu de signaler
que le taux de profit dans les canalisations est inférieur de 30% en moyenne
par rapport aux grands gisements de l'amont. Sonatrach
continuera donc à supporter les surcoûts au niveau des canalisations.

4.- Quelle rentabilité, le gaz
de schiste ?

Le groupe algérien Sonatrach avait déjà foré son premier puits de gaz de
schiste (shale gas) dans le bassin d'Ahnet, situé au sud d'In Salah, qui devait être suivi
d'autres. Pour développer ces réserves, Sonatrach
devrait conclure des partenariats avec les groupes internationaux dont Shell,
Exxon Mobil, Total, Talisman, INIE, etc. Selon le groupe Sonatrach,
des études récentes, réalisées durant le second trimestre 2012 sur une
superficie de 180 000 km², font état d'un potentiel de gaz de schiste dépassant
plus de 19 800 milliards de mètres cubes gazeux donnant avec un taux de
récupération de 25% plus de 4 000 milliards de mètres cubes gazeux. Mais
l'Algérie a-t-elle établi une carte géologique fiable confirmant ces
statistiques ? On peut comme pour le gaz conventionnel découvrir des milliers
de gisements mais non rentables financièrement. La rentabilité économique et
par là le calcul des réserves, est fonction de la croissance de l'économie
mondiale et de son modèle de consommation, de la consommation intérieure, des
coûts d'extraction et du transport, des concurrents et des énergies
substituables. Selon les estimations établies par l'Agence internationale de
l'énergie (AIE) avec le gaz de schiste, cette nouvelle évaluation majorerait
les réserves de gaz techniquement extractibles dans le monde de 40% et les
porterait à 640.000 milliards de m3, soit plus du triple des réserves mondiales
de gaz conventionnel dont d'ailleurs des découvertes importantes se font chaque
jour avec une concurrence accrue.

Depuis la révolution du gaz
non conventionnel qui fera des USA horizon 2020 le premier exportateur mondial
avant la Russie sachant que la Russie détient un tiers des réserves mondiales
de gaz conventionnel ( plus de 33%), et qu'elle est le principal concurrent de Sonatrach malgré le gel récent du South Stream
approvisionnant à 30% le marché européen. D'autres
concurrents comme l'Iran (15/20% des réserves mondiales ) concurrent potentiel
depuis la levée de l'embargo, et du Qatar (10/15%) qui a pris des parts de
marché en Europe à l'Algérie, sans compter la Chine qui détient les premières
réserves mondiales de gaz de schiste, combiné aux investissements dans les
énergies renouvelables qui en feront un leader mondial, possédant surtout la
ressource humaine, richesse bien plus importante que toutes les réserves
d'hydrocarbures, le Mozambique qui deviendra le deuxième ou troisième réservoir
d'or noir en Afrique, la découverte de plus de 20.000 milliards de mètres cubes
gazeux en méditerranée orientale, le retour de l'Irak et de la Libye, la
concurrence risque d'être encore plus rude pour l'Algérie. Comme ce
marché est segmenté à l'instar du gaz conventionnel où les canalisations
représentent environ 70% de la commercialisation mondiale du gaz, la
concurrence en Asie des projets russes et qataries, se posera également toute
la problématique de la rentabilité des GNL algériens à faibles capacités, en
plus des importants investissements en moyens de transport, (méthaniers
appropriés). Comme il faudra amortir les installations par canalisations, (Transmed et Medgaz), les projets Galsi via la Sardaigne et le Nigal
(Nigeria-Europe via l'Algérie) dont les coûts de réalisation du fait des
retards ont augmenté de plus de 50% par rapport au coût initial, étant toujours
en gestation. Qu'en sera-t-il pour l'Algérie, le gaz représentant environ un
tiers des recettes de Sonatrach? Or, entre 2017/2020-2025, outre que les USA seront
exportateurs en Europe, la majorité des contrats à moyen terme auront expiré et
selon certaines informations crédibles, les principaux partenaires européens
demanderont une révision à la baisse du prix de cession du gaz conventionnel.
Cela ne peut qu'influencer le prix de cession du gaz non conventionnel.
L'Algérie n'est pas seule sur le marché mondial. Il existe une concurrence
internationale. L'on doit tenir compte de la dispersion des gisements dont la
durée de vie contrairement au gaz conventionnel est limitée dans le temps,
selon l'intensité de l'extraction, dépassant rarement 5 années, devant fracturer
la roche sur d'autres espace comme un fromage de
gruyère. Les Etats-Unis perforent environ 2 000 puits par an sur un même espace
géologique et 500 /600 puits peuvent donner 28 milliards de mètres cubes
gazeux. Or, en Algérie même au niveau du gaz/pétrole traditionnel, il n'a
jamais été atteint 200 puits. Selon le chef de département d'analyse des
bassins du groupe Sonatrach, lors du workshop
international sur le gaz de schiste en 2014, les coûts de réalisation d'un
forage pour l'exploitation du gaz de schiste en Algérie varient entre 10 et 15
millions de dollars, alors qu'aux USA le coût moyen d'un puits varie entre 5 à
7 millions de dollars. Aussi, la commercialisation pour l'Algérie ne pourrait
se faire, selon l'ex-ministre de l'Energie actuellement ministre de
l'Industrie, pas avant 2020/2025, supposant une parfaite maitrise technologique
afin de réduire les coûts. Par ailleurs, outre la maitrise technologique, dont
il conviendra d'inclure dans le coût par l'achat du savoir-faire, l'avantage de
certains pays comme les USA c'est la disponibilité d'un réseau de transport de
gaz pratiquement sur l'ensemble du territoire en plus du fait que les gisements
ne sont pas profonds. Qu'en sera-t-il des coûts des canalisations additionnels
pour l'Algérie? La rentabilité dépend donc de
l'évolution future du prix de cession du gaz sur le marché international qui
est actuellement bas sur le marché libre avec la révolution du gaz non
conventionnel. C'est que la gestion de l'exploitation est complexe, les forages
perdant 80% de la productivité au bout de 5 ans, à moins de technologies
nouvelles. Sans compter la maitrise technologique qui demande une formation
pointue dans la ressource humaine. La question de la rentabilité renvoie à la
carte énergétique mondiale, à la consommation énergétique mondiale horizon
2030/2040, tenant compte également des coûts des énergies renouvelables qui
peuvent décroître si les investissements sont massifs. L'épisode de Fukushima
et la volonté affichée par certains de sortir du nucléaire, la dynamique des
pays émergents gros consommateurs d'énergie, s'ils maintiennent l'actuel
modèle, ce qui n'est pas évident, la Chine ayant décidé à partir de 2020 de
réduire de 50% le parc véhicules fonctionnant au diesel et l'essence, (source
AFP 9 septembre 2017). Pour l'Algérie l'on doit impérativement protéger
l'environnement d'où l'importance de centres de formation recrutant en priorité
les populations du Sud qui doivent être impliquées pour une éventuelle
exploitation. Par ailleurs, ainsi se pose l'opportunité par
des grands groupes internationaux de l'exploitation du gaz de schiste avec la
règle restrictive imposée par le gouvernement algérien des 49/51% généralisable
tant à l'amont qu'à l'aval et aux canalisations ( taux de profit inférieur de
30% par rapport à l'amont) d'où nécessité de modifier la loi sur les
hydrocarbures notamment la partie fiscale qui prévoit une taxation progressive
de 5 à 50% au-delà d'un cours de 530 dollars, fiscalité insaturée lorsque le
baril était à plus de 100 dollars et le prix de cession du gaz naturel entre
10/11 dollars le million de BTU. La reformulation de la loi des
hydrocarbures permettra-t-elle de relancer l'exploration sur des bases
opérationnelles ? A moins et comme cela se passe pour la majorité des
entreprises publiques structurellement déficitaires, le Trésor supporte les
surcoûts d'exploitation du gaz de schiste dont 70% des entreprises sont
revenues à la case de départ.

5.- Dialogue social et nouveau
modèle de consommation énergétique

L'Algérie doit impérativement
penser à un nouveau modèle de consommation énergétique relevant du Conseil
national de l'énergie présidé par le président de la République, Sonatrach étant une entreprise commerciale devant aller
vers un mix énergétique dont les énergies renouvelables, dossier abordé
également plusieurs fois en conseil des ministres. Selon l'Agence spatiale
allemande (ASA), pour l'Algérie, le potentiel est 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'énergie
solaire journalière dans le désert équivalent-pétrole est estimée à 1,5 baril
par km². Le programme retenu par le passé visait à produire, à l'horizon 2030,
40% de l'électricité à partir des énergies renouvelables devant se traduire par
l'installation d'une puissance de 12 000 mégawats en
solaire et en éolien. Concernant le pétrole-gaz de schiste, il doit répondre à
trois critères : la protection de l'environnement, éviter toute pollution de
l'eau, le prix de cession de l'exploitation du pétrole-gaz de schiste devant
impérativement couvrir les coûts avec une marge de profit raisonnable. Selon le
ministère de l'Energie, la commercialité n'est pas pour demain, peut être
horizon 2020/2025. La plus grande réserve de gaz et de pétrole pour l'Algérie
ce sont les économies d'énergie pouvant aller à 15/20%, pouvant économiser au
vu de la consommation actuelle 4 milliards de mètres cubes gazeux par an. Cela
implique de revoir notamment les politiques actuelles désuètes de l'habitat et
du transport et un large débat national sur les subventions actuellement non
ciblées source de gaspillage et de fuites de produits hors des frontières.
Selon les rapports internationaux, l'Algérie a consacré, en 2012, l'équivalent
de 11% de son PIB au soutien des prix de l'énergie, environ 4% du PIB à
l'éducation et 6% à la santé. Pour avoir connu très bien cette région,
notamment Ouargla, Ghardaïa, El Goléa et In Salah, en
tant qu'officier d'administration de la route de l'unité africaine durant les
années 1972/1973, c'est une population paisible, ouverte au dialogue et
profondément attachée à l'unité nationale. Aussi, il y a lieu d'éviter les
débats stériles, pour ou contre et d'associer les populations à la décision ne
pouvant imposer par la force, surtout pour ce cas précis, au sein d'une région
qui connait des tensions géostratégiques, d'éviter une décision centralisée
sans concertation, supposant une autre gouvernance tant centrale que locale.

En conclusion. Il s'agit ni
d'être contre, ni d'être pour, l'objectif stratégique est de l'insérer dans le
cadre de la transition énergétique reposant sur un Mix énergétique dont les
énergies renouvelables. Sans la maîtrise technologique, il faut être très
prudent. Et là on revient à la ressource humaine pilier de tout processus de
développement fiable et d'éviter cette mentalité bureaucratique rentière de
non-maturation des projets surtout pour ce cas stratégique. Seuls les USA
maîtrisent, encore imparfaitement, cette technologie de fracturation
hydraulique, mais de nouvelles techniques sont en expérimentation, économisant
90% de con sommation d'eau et plus de 80% d'injection
de produits chimiques (voir étude pour le gouvernement (1). Un co-partenariat incluant ces nouvelles techniques dans des
clauses restrictives avec d'importantes pénalités en cas de non-respect de
l'environnement et la formation des Algériens pour tout opérateur étranger, USA
et autres, est indispensable. Mais l'objectif stratégique est de penser au
futur modèle de consommation énergétique, (le Mix énergétique), ce qui
nécessite des arbitrages de politique économique : énergies fossiles classiques
- pétrole/gaz conventionnel, gaz/énergies renouvelables. En bref,
l'opérationnalité d'un éventuel amendement de la loi sur les hydrocarbures de
2013 renvoie à l'éclaircissement de toute la politique économique et sociale
face à la remondialisation et aux nouvelles mutations
énergétiques mondiales. Sans visibilité et cohérence de la réforme globale,
comme facteur d'adaptation à ces mutations, les impacts seront forcément
limités d'autant plus qu'existe une concurrence internationale féroce surtout
dans le domaine du gaz. Et pour finalité, le problème central qui se pose à
l'Algérie, du fait de la faiblesse de ses capacités d'absorption, est d'éviter
de se focaliser uniquement sur les hydrocarbures et d'avoir une stratégie
claire pour une économie diversifiée. L'objectif stratégique est pour l'Algérie
d'opérer la transition rapide d'une économie de rente à une économie hors
hydrocarbures, supposant également une nouvelle transition énergétique en
utilisant au mieux cette ressource éphémère. Cela implique forcément un Etat de
droit, un large débat national sur cette ressource propriété de toute la
population algérienne, donc une gouvernance renouvelée, de profondes réformes
politiques et économiques solidaires, la valorisation de l'entreprise et son
support, la ressource humaine, richesse bien plus importante que toutes les
ressources en hydrocarbures.

NB-Abderrahmane MEBTOUL
(docteur d'Etat-1974 en management) -Professeur des Universités, Expert
International en management stratégique- expert comptable
de l'Institut supérieur de gestion de Lille (France )- directeur d'Etudes
Ministère Energie/Sonatrach 1974/1979-1990/1995-2000/2007
auteur de nombreux ouvrages et de contributions internationales sur les
mutations énergétiques mondiales., membre du conseil scientifique de l'ADAPES
Paris France, composé d'éminents experts internationaux et de PDG de groupes
sur l'Energie

(1)Références-Voir Professeur
Abderrahmane Mebtoul étude " face aux mutations
énergétiques mondiales, le ministère de l'Energie via Sonatrach
a besoin d'un nouveau management stratégique " publiée dans la revue
internationale de Management de HEC Montréal novembre 2010 (45 pages) ainsi que
la revue stratégie-défense " Agir " (2012 - Paris France) -
conférence sur ce thème du Pr Mebtoul au Sénat
français novembre 2014 en présence du professeur Jean Pierre Chevènement.

-Voir le
rapport sous la direction du Pr Abderrahmane Mebtoul
assisté de 20 experts de hauts niveaux nationaux et étrangers, remis à
l'ex-Premier ministre 25 février 2015 et pour éviter toutes mauvaises
interprétations sans aucune rémunération, intitulé " Pétrole-gaz de
schiste : opportunités pour l'Algérie et risques " Volume I : Synthèse à
partir de la sélection de rapports transmis de managers de différents horizons
d'experts internationaux et nationaux -Volume II- Données technico-économiques
Sur le gaz de schiste par les experts internationaux -Volume III- Ceux qui
mettent en relief le danger contre l'environnement et prônent la maîtrise
technologique -Volume IV- Ceux qui prônent son exploitation mais sous condition
d'une formation pointue -Volume V- Les nouvelles techniques comme alternatives
à la fracturation hydraulique -Volume VI - Etudes sur la rentabilité économique
du pétrole-gaz de schiste aux USA et dans le monde -Volume VII- Avis des
experts de Sonatrach et du ministère de l'Energie et
débats contradictoires entre experts-algériens -Volume VIII- Annexe -Extrait du
rapport pour le gouvernement américain en date du 27 octobre 2014 sur les
mutations des filières énergétiques dont le pétrole-gaz de schiste : 2015/2040-
(plus de 100 experts-480 pages) A Reality Check On US. Governement
Forecasts For A Lasting Tight
Oi, Shale Gas Bom.

*Professeur des universités, expert
international

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