La problématique de la gestion de Sonatrach

Il s'agit de bien poser les problèmes afin de ne pas se tromper de cibles stratégiques. La question centrale objet de notre problématique : quel est le fondement du pouvoir en Algérie objet de cette contribution, résultante d'enquêtes sur le terrain, posant la problématique de la démocratisation de la gestion de la rente des hydrocarbures, liée au pouvoir économique et politique en Algérie depuis l'indépendance à nos jours.

1ère partie

Aussi tous les questionnements que la presse internationale, nationale, les recherches académiques et diplomatiques sur le pouvoir en Algérie ne peuvent être compris sans l'analyse de ce secteur.

LA SITUATION ACTUELLE DE SONATRACH

Le management d'entreprise est inséparable de la gouvernance interne d'un pays lui-même inséparable des mutations mondiales et de la politique économique interne devant donc éviter d'isoler la micro-gouvernance de la macro-gouvernance qui sont inextricablement liées. La situation actuelle rend de plus en plus urgent le management stratégique et une transparence de la gestion de Sonatrach devant reposer pour toute démarche scientifique et opératoire du général au particulier, afin de saisir les interactions et pouvoir procéder à des actions par touches successives.

Rendre plus efficiente Sonatrach suppose plusieurs actions stratégiques : la replacer dans le contexte international et national ; un système d'organisation au temps réel se fondant sur des réseaux et non plus sur l'actuelle organisation marquée essentiellement sur une vision hiérarchique, des centres de coûts transparents incluant la gestion du partenariat ; une gestion rationnelle des ressources humaines et élément essentiel du management stratégique impliquer les cadres et être à l'écoute du collectif des travailleurs par un dialogue constructif permanent. L'ensemble de ces actions renvoie en fait à l'instauration de l'Etat de droit et de l'urgence d'une gouvernance renouvelée. Comme démontré tout au cours de cette analyse opérationnelle, Sonatrach s'assimile pour l'instant à toute l'économie algérienne exportant pour 98% et important à plus de 75% de nos besoins. La sécurité du pays étant posée, cela implique l'urgence de la volonté politique d'amorcer une production et exportation hors hydrocarbures loin de la logique rentière, supposant un réaménagement profond de la logique du pouvoir. Premièrement quelle est la situation de Sonatrach?

 Créée le 31 décembre 1963, la Sonatrach a vu ses statuts modifiés à trois reprises par décrets présidentiels, dont le dernier a été pris le 11 février 1998 avec pour souci de mettre en adéquation les statuts de la Sonatrach (sociétés par actions) suite à la création, en avril 1995, du Conseil national de l'énergie. Le chapitre III du décret du 11 février 1998 consacré à «l'organisation et au fonctionnement des organes» la dote de trois organes : l'assemblée générale, le conseil d'administration et l'exécutif. Par ailleurs, un décret présidentiel en date du 13 septembre 2000 apporte une légère modification au décret portant statuts de la Sonatrach, concernant exclusivement les aliénas 2 et 5 de l'article 11, qui stipule que «les vice-présidents et les directeurs généraux adjoints sont nommés par décret présidentiel» au même titre que le président-directeur général de la compagnie. Au niveau des prérogatives, ce n'est plus à Sonatrach d'octroyer les périmètres d'exploitation selon la nouvelle loi sur les hydrocarbures du 28 avril 2005 amendée par l'ordonnance du 29 juillet 2006 mais à une agence dépendante du ministère de l'Energie Alnaft, entretenant donc des relations fonctionnelles avec cette structure autant qu'avec une autre agence, l'autorité de régulation chargée de suivre les mécanismes des prix. La nouvelle loi a fixé à au moins 51% la part de Sonatrach sur les périmètres octroyés par Alnaft et moins de 49% aux compagnies pétrolières. Mais le partenariat a toujours existé même du temps du socialisme des années 1970. Car il y a lieu d'éviter la vision essentiellement négative car cette association a permis de redynamiser la production pétrolière et gazière en chute libre d'où les amendements des années 1990 qui en fait étendaient la loi de 1986 à un large partenariat avec les compagnies internationales. Aussi, en nous tenant à l'organisation actuelle du secteur des hydrocarbures, il y a lieu de distinguer plusieurs structures opérationnelles:

a- Le Conseil national de l'énergie

 Il a été créé par décret présidentiel le 19 avril 1995, qui dans son article 6 stipule que «le Conseil se réunit périodiquement sur convocation de son président», le président de la République dont le secrétariat (article 5) est assuré par le ministre de l'Energie et composé des ministres dits de souveraineté (Défense nationale, Affaires étrangères, Energie et Finances), du gouverneur de la Banque d'Algérie et du délégué à la planification. L'article 6 stipule que «le Conseil national de l'énergie est chargé d'assurer le suivi et l'évaluation de la politique énergétique nationale à long terme, notamment de la mise en Å“uvre d'un plan à long terme destiné à garantir l'avenir énergétique du pays; d'un modèle de consommation énergétique en fonction des ressources énergétiques nationales, des engagements extérieurs et des objectifs stratégiques à long terme du pays ; de la préservation des réserves stratégiques du pays en matière d'énergie; des stratégies à long terme de renouvellement et de développement des réserves nationales en hydrocarbures et leur valorisation ; de l'introduction et du développement des énergies renouvelables ; des schémas d'alliances stratégiques avec les partenaires étrangers intervenant dans le secteur de l'énergie et des engagements commerciaux à long terme».

b.-L'Assemblée générale

 Elle est composée du ministre de l'Energie et des Mines -du ministre des Finances - du gouverneur de la Banque d'Algérie - du délégué à la Planification - d'un représentant de la présidence de la République. L'article 9.3 précise que l'assemblée générale est tenue de se réunir «au moins deux fois par an en session ordinaire» et en «session extraordinaire à l'initiative de son président ou à la demande d'au moins trois de ses membres, du ou des commissaires aux comptes ou du président-directeur général de la Sonatrach». Au terme de chaque session, l'assemblée générale est tenue d'adresser son rapport au président du Conseil national de l'énergie qui est le président de la République.

c.- Le Conseil d'administration

 Il est composé du président-directeur général de Sonatrach - du président-directeur général de Sonelgaz - du vice-président Amont - du vice-président Aval - du vice-président transport par canalisation - du vice-président de la commercialisation - du directeur général des hydrocarbures du Ministère - un autre représentant du Ministère - de deux représentants du syndicat de Sonatrach.

d.- Le Comité exécutif

 Il est composé qui est la véritable cheville ouvrière de Sonatrach du président-directeur général de Sonatrach - du secrétaire général de Sonatrach - des vice-présidents Amont, Aval, canalisation et commercialisation - du directeur exécutif des finances - du directeur exécutif des ressources humaines - du directeur exécutif des activités centrales (DAG) - du directeur stratégie, planification- économie- du directeur exécutif santé, sécurité, environnement. Des holdings sont annexés aux vice-présidents dont pour l'amont il lui est rattaché le holding services pétroliers et parapétroliers, pour l'aval, le holding raffinage, chimie hydrocarbures (exemple Naftec), pour le transport il lui est rattaché canalisation le holding et participation et enfin pour la commercialisation le holding Sonatrach, il lui est rattaché le holding Sonatrach/valorisation des hydrocarbures (exemple Naftal). Au niveau international, le Groupe Sonatrach a mis en place un système de réorganisation de ses activités par le regroupement des compagnies filiales à l'étranger autour d'un Holding international (S.I.H.C) créé en juillet 1999 qui opère actuellement dans différents pays tels que : le Yémen, Pérou, Venezuela et Espagne, Sipex une filiale de Sonatrach présente dans plusieurs pays d'Afrique notamment au Mali, en Mauritanie, en Egypte, en Libye et au Niger. C'est une organisation qui combine à la fois l'organisation hiérarchique et l'organisation divisionnelle ce qui ne lui acquiert pas la souplesse de ses concurrents au niveau international sans compter la rigidité du système bancaire et surtout les interférences politiques ce qui est propre à toute entreprise publique même dans les pays développés où comme en France les PDG des grandes compagnies publiques sont nommés par le président de la République en Conseil des ministres mais à la différence notable qu'il est lié à un contrat de performance avec l'Etat actionnaire ce qui n'est pas le cas, souvent, pour notre pays, la loi sur l'autonomie des entreprises publiques de 1990 ayant peu d'application. Cela est d'autant plus vrai pour l'Algérie avec le retour depuis la loi de finances complémentaire 2009 à une économie administrée qui touche toutes les entreprises confondant Etat régulateur en économie de marché pouvant détenir des minorités de blocage pour certains segments jugés stratégiques, cette notion étant historiquement date. La faiblesse de la performance économique ne saurait s'expliquer par la seule crise mondiale, les raisons essentielles étant le système bureaucratique sclérosant et le manque de visibilité dans la démarche de la politique économique à travers une instabilité juridique perpétuelle, la rente permettant une croissance du PIB, un taux de chômage en baisse et une stabilité sociale artificiels. Ainsi, Sonatrach s'assimile pour l'instant à toute l'économie algérienne exportant pour 98% et important à plus de 75% de nos besoins, étant la plus importante société algérienne, qui emploie plus de 50.000 salariés et avec ses filiales 125.000 personnes. Elle représente 45% du produit intérieur brut évalué à 160 milliards de dollars en 2009 selon le FMI, mais en réalité avec les effets indirects de plus de 80% (le bâtiment travaux publics, hydraulique et bon nombre d'autres secteurs étant tirés par la dépense publique via les hydrocarbures) soit plus de 110 milliards de dollars. Le groupe au niveau intérieur est donc le véritable moteur de l'économie algérienne, un fournisseur essentiel de revenus d'exportations, de revenus fiscaux, d'emplois. Cela se vérifie sur le plan du financement de l'économie.

 En effet, concernant les perspectives de financement, un dollar équivalant à 75 dinars contre 64 en 2008, les prix du pétrole brut étant passés, en moyenne annuelle, à 61,5 dollars le baril en 2009 contre 99,2 dollars le baril en 2008, les exportations de l'année 2009 s'élèvent à 44,3 milliards de dollars contre 76,9 milliards de dollars en 2008, les produits ayant été de 4 239 milliards de dinars contre 9 095 milliards de dinars en 2008, marquant une baisse de 53% selon Sonatrach dans son rapport financier 2009 diffusé officiellement fin juillet 2010, les produits de l'exercice 2008 comprenant en plus des produits propres à l'année, la régularisation des fiscalités pétrolières des années 2006 et 2007. Par rapport aux produits propres à l'année 2008, les produits de l'exercice 2009 ont marqué une diminution de 27% soit 1 580 milliards de dinars, due essentiellement à l'effet combiné de la baisse des quantités vendues et du prix du baril, cette baisse du point de vue des recettes fiscales évaluées en dinars ayant été légèrement atténuée par la parité dinars/dollars US. La part des associés est passée de 4,2 milliards de dollars en 2008 à 3,9 milliards de dollars en 2009, marquant une baisse de 6% en liaison avec l'effet combiné de la baisse des quantités vendues et du prix du baril et la taxe sur les profits exceptionnels (TPE), prélevée sur les droits des associés et reversée au Trésor public, s'est élevée à 1,2 milliard de dollars US. La rémunération brute des associés, constituant le profit-oil, est passée à 407 milliards de dinars en 2009 contre 516 milliards de dinars en 2008, marquant une baisse de 21%. Le résultat net de l'exercice 2009 s'est établi à 284 milliards de dinars, en baisse de 52% par rapport au résultat de 2008. Aux recettes de Sonatrach, il faut ajouter la somme modique de 2 milliards de dollars hors hydrocarbures, et soustraire l'autofinancement de Sonatrach qui selon les responsables ne subira pas de changement évalué à 63 milliards de dollars entre 2010/2014, montant auquel il faut ajouter les investissements souhaitables pour éviter une très grave crise de Sonelgaz pour environ 15 milliards pour la même période, au total 78 milliards donc une moyenne annuelle de plus de 19 milliards de dollars par an, soit près de 50% des recettes de Sonatrach sous réserves qu'il n'y aura pas de réévaluation des projets. Il restera pour les autres secteurs de l'économie 45 milliards de dollars au cours du baril en moyenne de 70 dollars à prix constants moins 19 milliards de dollars soit 26 milliards de dollars. Sans compter la baisse du quota OPEP où le manque à gagner selon les responsables du secteur est d'environ 5 milliards de dollars par an, avec le prix actuel du baril et du prix de cession du gaz, la capacité financière est d'autant plus réduite, l'Algérie ayant réalisé d'importants investissements gaziers alors que comme analysé précédemment le prix du gaz naturel a chuté de moitié au niveau mondial.

 Ainsi, l'Algérie pourrait faire face à une crise interne de financement dans les huit prochaines années, si le prix international se maintient à son niveau actuel ainsi que les actuelles prévisions d'exportation et de consommation intérieure. Ce d'autant plus qu'après les nouvelles mesures gouvernementales de limitation de l'investissement étranger dont la modification de la loi des hydrocarbures limitant à moins de 49% l'apport étranger tant à l'amont, l'aval, que dans le transport par canalisation, il y a eu une nette diminution des investissements étrangers dans ce secteur qui requiert des technologies de pointe. C'est que ces mesures pouvaient se justifier en partie pour l'amont (l'essentiel de la rente actuelle), mais pas pour l'aval et les canalisations dont les coûts sont élevés et la rentabilité financière beaucoup plus faible ce qui explique que pour l'avenir, Sonatrach devra puiser sur ses fonds propres, les étrangers se limitant à la construction sans prendre de risques ne devant pas attirer de véritables partenaires étrangers dans ces segments en étant majoritaire dans le capital social. C'est que les produits semi-finis et finis pétrochimiques sont soumis à une rude concurrence au niveau mondial et les segments contrôlés au niveau mondial par quelques firmes (marché oligopolistique), l'Algérie n'ayant pas par ailleurs investi à temps dans ces filières contrairement à bon nombre de pays du Golfe, les parts de marché au niveau mondial sont déjà prises sans compter que l'amortissement a été largement effectué pour ces pays réduisant substantiellement leurs coûts contrairement à l'Algérie qui aura fort à faire pour avoir un prix compétitif du fait de la lourdeur des coûts d'amortissements de départ. Aussi la question stratégique qui se pose est la suivante : avec l'hémorragie de ses cadres (882 experts et ingénieurs auraient quitté 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, devenant un Etat dans un Etat 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.

SONATRACH ET L'ENVIRONNEMENT INTERNATIONAL

Qu'en est-il de la place de Sonatrach dans le commerce mondial? Selon le classement du Petroleum Intelligence Weekly (PIVV) dans son rapport de décembre 2008, mais il semble que ce rapport soit dépassé, Sonatrach est la 13ème compagnie mondiale (12ème en 2007), ce classement associant les compagnies internationales privées et les sociétés nationales autour de quatre critères (les réserves de pétrole et de gaz, la production de pétrole et de gaz, la capacité de raffinage et les ventes de produits pétroliers), Sonatrach étant classée 7ème groupe mondial par la taille de ses actifs, 13ème pour le bénéfice net, 22ème pour le chiffre d'affaires et 25ème pour le nombre d'emplois. Avec environ une production de 1,4 million de barils jour dont 1,2 million barils/jour d'exportation, c'est la première compagnie en Afrique, maintenant un très net écart avec ses deux poursuivants sur le podium 2010 des 500 premières entreprises africaines: l'angolaise Sonagol et la sud-africaine Sasol, selon une enquête récente de Jeune Afrique (numéro spécial décembre 2009) sur le top 500. Au niveau local, Sonatrach est suivie de Naftal (34), Naftec (61), Sonelgaz (72), Algérie Télécom (143), Air Algérie (153), Cosider (165), ENTP (266), l'entreprise nationale de géophysique (394), Cevital (69), OTA (67), Wataniya (225). Sonatrach est également le 2e exportateur de GNL et de GPL et le 3e exportateur de gaz naturel (GN) notamment à travers ses réseaux Medgaz (Europe via Espagne) et Galsi (Europe via Italie) devant passer de 62 en 2009 à 85 milliards de mètres cubes gazeux horizon 2012 (alors que les exportations en 2009/2010 sont en baisse et se pose la question si les objectifs sont réalistes) ayant des activités diversifiées touchant toute la chaîne de production : exploration, exploitation, transport, raffinage. En effet, il y a 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 aux dépens de Sonatrach du 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, la Russie, le Nigeria, l'Egypte et le Qatar ont tous vu leurs positions se renforcer malgré leur situation géographique et logistique beaucoup moins favorable que celle de l'Algérie débouché du GNL Algérie, de gaz algérien représentent en 2009 un tiers des recettes de Sonatrach et n'ont pas dépassé 54,5 milliards de m3 en 2009, 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, qui devait entrer en production justement en 2009, expliqueraient le recul de 2009 selon le site www.maghrebemergent, citant le site de Sonatrach et des responsables du secteur, alors que le rythme des exportations annuelles de gaz naturel tournait autour des 64 milliards de m3 par an, depuis 3 ans, en attendant l'entrée en production de nouveaux gisements gaziers. L'objectif pour 2009 était d'exporter 65 milliards de m3. Par ailleurs, les acheteurs, principalement les Italiens, les Espagnols et les Français - 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 où le gaz naturel – cargaisons GNL – était cédé à moins de 5 dollars le million de Btu en moyenne sur le second semestre 2009, la crise mondiale ayant entraîné une baisse des enlèvements de gaz naturel par les Italiens, les Espagnols et les Français, de plus de 60% des quantités engagées contractuellement. Donc, il existe des incertitudes sur le niveau des réserves des hydrocarbures rentables en Algérie à l'horizon 2020 dont une baisse des recettes en 2009 de plus de 40% par rapport à 2008, ce qui ne pourra qu'influencer le financement futur de l'économie nationale.

 Sonatrach est l'Algérie et l'Algérie est Sonatrach et sa gestion et son image se répercute directement sur l'ensemble de la société algérienne, d'où l'importance de tracer des pistes d'action. Malheureusement, depuis 2000, Sonatrach est sortie de ses métiers de base malgré la faiblesse de ses ressources humaines et surtout faisant double emploi avec d'autres départements ministériels notamment dans le dessalement d'eau de mer, récemment dans la production du ciment, l'aviation et projetant de fonder des banques, cette dispersion à vouloir faire tout à la fois grâce à des ressources financières qui sont la propriété de la Nation, a nui d'ailleurs à son management global stratégique

Sur le plan des résultats financiers, faute d'une clarté dans la gouvernance de Sonatrach, on ne discerne pas nettement ce qui est imputable à une bonne gestion interne et ce qui est imputable aux aléas internationaux qui sont déterminants. C'est que la croissance ou pas de l'économie mondiale joue comme un vecteur essentiel dans l'accroissement ou la diminution des recettes de Sonatrach. Pour preuve, les impacts de la crise récente d'octobre 2008 , non encore terminée dont les ondes de choc se font toujours sentir (semi-faillite récente d'Abou Dhabi, et de la crise grecque qui risque de s'étendre à d'autres pays européens plus fragiles et à l'ensemble du monde du fait des interdépendances accrues des économies) et en cas d'une non maîtrise de la dépense publique à une hyperinflation mondiale, ne s'étant pas attaqué à l'essence des deux fondamentaux de la crise à savoir la dominance de la sphère financière sur la sphère réelle et les distorsions entre les profits spéculatifs en hausse et les salaires réels en baisse, en fait au fondement du système économique mondial dont la dominance du dollar. Et c'est pourquoi il faut être attentif à son évolution. A titre de rappel, les décisions prises par l'OPEP, lors des dernières réunions, de baisser sa production de pétrole de 4,2 millions de barils jours depuis le début de l'année 2008 (occasionnant par là un manque à gagner pour l'Algérie d'environ 5 milliards de dollars), ont certes réussi à stabiliser les cours mais il faut éviter l'utopie, le facteur essentiel d'une hausse des cours étant la croissance de l'économie mondiale. L'histoire pétrolière mondiale nous enseigne que si en temps normal les interventions de l'OPEP pour maintenir les cours connaissent un certain succès, ce n'est pas le cas en temps de crise où les phénomènes spéculatifs prennent de l'ampleur, le cours ne reflétant pas toujours l'état de la sphère réelle. Par ailleurs si les pays membres de l'OPEP ont plus de 60% des réserves mondiales localisées surtout au Moyen-Orient expliquant les tensions géopolitiques dans cette région, l'autre facteur est que les plus grands pays producteurs depuis 10 ans ne sont pas ceux de l'OPEP ne commercialisent sur le marché mondial en moyenne depuis la réduction moins de 40%, plus de 60% se faisant hors OPEP. Et avec ces baisses successives, sous réserves du respect des quotas, ce qui n'est pas évident, il est à craindre des pertes de part de marché allant vers moins de 30/35% au profit notamment des pays hors OPEP qui combleront la différence dont notamment la Russie est devenue depuis juillet 2009, profitant de cette réduction des pays de l'OPEP, le premier exportateur mondial de pétrole avant l'Arabie Saoudite et surtout l'Irak, actuellement hors OPEP, deuxième exportateur mondial après l'Arabie Saoudite qui vient de signer courant 2009 d'importants contrats de prospection avec les compagnies internationales.

Aussi, l'analyse du fonctionnement de Sonatrach ne peut se comprendre sans la replacer à la fois dans la nouvelle configuration de la stratégie énergétique mondiale, tenant compte des coûts, pouvant découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement ces recherches ayant occasionné des coûts entre-temps non amortis, du nouveau défi écologique avec un changement notable du modèle de consommation énergétique qui se dessine entre 2015/2020 comme en témoignent des centaines de milliards de dollars consacrés aux énergies renouvelables aux USA (programme du président Barack Obama de plus de 200 milliards de dollars US), en Chine et en Europe gros consommateurs de gaz sans compter le projet Desertec Industrial Initiative (initiative industrielle Desertec de plus de 500 milliards de dollars US) axé sur le solaire et le regain pour l'énergie nucléaire à l'initiative de la France. Il faut faire confiance au génie humain, les nouvelles découvertes technologiques pouvant ouvrir d'autres perspectives que les énergies traditionnelles car les estimations internationales 2009 selon les vecteurs prix/coûts donnent pour la fin des réserves les dates suivantes : pétrole- 2047, gaz- 2068/2078 (grâce au gaz non conventionnel le recul est de plusieurs décennies) et le charbon 2140/2220 (deux hypothèses entre 130 et 200 ans), les techniques du recyclage du CO2 étant mises au point. Pour le gaz, nous savons qu'en moyenne, le prix de cession du moins par le passé avant la révolution pour le gaz non conventionnel, tenant compte bien entendu des fluctuations du dollar monnaie de référence, était environ 1/10 du prix du pétrole malgré de lourds investissements encore qu'existent des différences de prix mais avec un écart faible, fonction des zones géographiques et des modalités de contrat, le prix de cession était indexé sur celui du pétrole. Pourtant, l'expérience historique a montré que cette formule d'indexation pose problème, n'ayant pas toujours eu une proportionnalité : 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'Energie, « 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 environ un tiers (1/3) de la valeur en devises de ses exportations, et beaucoup plus 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 ans. Cette analyse de l'épuisement des réserves de pétrole pour l'Algérie dans 16 ans déjà évoquée par la revue BP dans son éditorial annuel de 2008, est développée par le directeur de la revue pétrole et gaz arabes Nicolas Sarkis dans une interview du 05 février 2010 au quotidien algérien El Khabar, je le cite : « l'Algérie n'a pas joué la prudence dans l'exploitation de ses richesses : Non seulement la dépendance aux hydrocarbures a augmenté de 70% dans les années 1970 à 98% aujourd'hui, la production actuelle, estimée à 1,4 million de barils/jour, demeure élevée. C'est une erreur que de penser à gagner beaucoup d'argent en un temps réduit en épuisant les réserves, notamment dans la conjoncture actuelle, les réserves de Hassi Messaoud s'amenuisant et que les nouvelles découvertes ne font que couvrir cette faiblesse pour un temps. Avec le maintien de sa dépendance aux hydrocarbures, l'Algérie peut se réveiller un jour sur une situation très douloureuse dans moins de 20 ans pour le pétrole devenant importateur net ».

 Si, l'Algérie est mieux dotée en gaz représentant actuellement selon les statistiques internationales 3% des réserves mondiales contre 1% pour le pétrole (4500 milliards de mètres cubes gazeux estimation de la revue BP pour 2006/2007), il y a lieu de tenir compte de la forte consommation intérieure, 85 milliards de mètres cubes gazeux d'exportation et 70/75 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieure horizon 2015/2016 selon les estimations du Creg si tous les unités programmés sont réalisées, le bas prix de cession favorisant également la forte consommation (entreprises et ménages), expliquant le déficit structurel de Sonelgaz, posant donc le problème du prix de cession intérieur largement inférieur au vecteur prix international.

Il faudra donc produire annuellement 160 milliards de mètres cubes gazeux horizon 2015/2016 donnant donc moins de 25 années de réserve en cas de non découvertes substantielles car selon les experts en énergie, devant soustraire 10% des gisements marginaux non rentables financièrement. C'est dans ce cadre que l'Algérie a programmé d'importants investissements tant à travers les canalisations (Medgaz et Galsi) que la construction de deux GNL (Skikda et Arzew), les exportations devant tourner autour de 60% de GN et 40% de GNL horizon 2014/2015. Pour ces investissements, au départ, il était prévu que Sonatrach approvisionne la côte Est des Etats-Unis d'Amérique. Alors se pose deux questions stratégiques liées : quelle sera la rentabilité financière tant des canalisations GN des GNL et que de la réalisation d'une OPEP gaz permettant de stabiliser les prix face à la concurrence du gaz non conventionnel et qu'il était prévu horizon 2020 qu'il puisse prendre la relève du pétrole ? Pour répondre à ces questions, il me semble qu'il est impossible, du moins à court terme, de parler d'une OPEP gaz à l'image d'une OPEP de pétrole ce qui ne signifie nullement qu'il ne faille pas favoriser les ententes entre les pays producteurs sans négliger un dialogue permanent avec les pays consommateurs et ce pour trois raisons. La première raison est que selon les statistiques internationales de 2008/2010, le commerce mondial de gaz naturel est essentiellement transporté par le biais du réseau de gazoducs, 72% contre 28% pour le transport par tankers de GNL (gaz naturel liquéfié). En raison de la faible proportion de gaz naturel échangée par rapport à la quantité produite, il n'existe pas véritablement de marché global, mais des marchés régionaux, qui possèdent des organisations, une maturité et des filières différentes. Certes, contrairement au gaz naturel, le GNL permet le développement de la concurrence sur des marchés traditionnellement tenus par des opérateurs historiques, de s'affranchir des tensions géopolitiques, source de volatilité des prix, de diversifier ses sources d'approvisionnement en atténuant la contrainte physique en faveur d'une liberté de choix commercial, de sécuriser ses approvisionnements en répartissant le risque sur un plus grand nombre de producteurs, mais la production et le transport du GNL exigent d'importants investissements ; la deuxième raison est que les contrats tant du gaz naturel que du GNL sont dominés par les contrats à moyen et long terme y compris sur des périodes allant de 20 à 25 ans de façon à offrir un approvisionnement garanti de base, auquel peut s'ajouter un approvisionnement couvert par des contrats à court terme, pour les périodes de forte demande. En effet, bien que des contrats à moyen et à court terme (ou transaction au comptant) sont en train d'apparaître : leur part du marché du GNL est passée de 1% en 1992 à 8% en 2002 et ont tendance à aller vers plus de 12/15% entre 2007/2010, encore que la crise mondiale d'octobre 2008 a freiné cette tendance. D'où l'impossibilité d'abaisser l'offre car les pays producteurs sont tenus de respecter les contrats qui en principe sont non révisables au risque de pousser les pays producteurs à aller vers le marché libre. La troisième raison est la nouvelle donne depuis janvier 2009, la crise économique ayant provoqué des bouleversements sur l'évolution des prix avec comme conséquence principale une déconnexion prononcée entre les prix du gaz et les prix du pétrole, liée à la progression de production de gaz non conventionnel aux Etats-Unis et à la surabondance de l'offre de GNL. Et le repositionnement qui s'opère aux Etats-Unis vers le gaz non conventionnel au détriment du GNL (les USA risquant à l'horizon 2020 de devenir exportateur net de gaz, le Department of Energy ayant revu à la baisse ses prévisions de demande de GNL de plus de 60% à l'horizon 2020; d'où le gel voire l'abandon de plusieurs projets de regazéification) va modifier la donne au plan mondial expliquant la baisse vertigineuse du prix du gaz sur le marché libre spot d'environ 40% depuis janvier 2009 (fluctuant entre 4/5 dollars le MBU) qui risquent d'être rejoint par de nombreux pays comme la Chine, la Russie comme en témoigne l'initiative récente depuis janvier 2010 de la Russie de procéder au recyclage du gaz à partir du charbon en Sibérie - idem pour la Chine. -La mise sur le marché de capacités additionnelles de liquéfaction (57 Gm3) et de regazéification (260 Gm3) entre 2009 et 2013, ces surcapacités ne conduiront-ils pas à des taux d'utilisation très faibles des terminaux d'importation GNL avec comme résultat dans les prochaines années l'offre de GNL surpassant fortement la demande gazière globale, avec pour conséquence une pression accrue sur les prix, qui, selon Cedigaz, dans son rapport de décembre 2009 devrait reculer la mise sur le marché d'une offre disponible supérieure de 100 Gm3 ces deux dernières années, combinée à une forte réduction de la demande, rallongeant jusqu'à 2015-2016 la période actuelle de bulle gazière. Mais un élément de taille, seuls les pays possédant beaucoup de réserves d'eau peuvent utiliser ces nouvelles techniques ce qui préfigure d'un bouleversement stratégique aux dépens des pays arides et semi-arides comme l'Algérie et les pays du Moyen-Orient. Comme cette nouvelle donne affaiblit les négociations des pays producteurs qui ont réalisé des contrats à moyen et long terme pour le gaz conventionnel. Face à cette situation, et en plus par la prise en compte de l'entrée croissante dans le marché du gaz de nombreux pays en Afrique et en Amérique latine concernant le gaz conventionnel, des accords récents entre le géant russe Gazprom et l'Espagne, la France sans compter les nombreux projets de canalisation à travers le monde notamment vers l'Asie et les Balkans, 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 coûtera plus de 13 milliards de dollars contre une prévision au départ de 7 milliards de dollars ramenée par la suite à 10 milliards de dollars qui au départ, sous réserve de la résolution de certains conflits frontaliers, devait permettre à l'Algérie de concurrencer Gazprom et la Norvège pour passer horizon 2015 à 15% de l'approvisionnement de l'Europe et surtout de la rentabilité des installations algériennes tant du gaz naturel (par canalisation) que du gaz naturel liquéfié (GNL) alors que la rentabilité du GN doit être environ de 8/9 dollars et celle du GNL entre 11 et 14 dollars assistant à une déconnection du prix du gaz par rapport à celui du pétrole ? Et ce d'autant plus que les perspectives du prix de cession du marché du gaz restent incertaines. En effet, lors de la conférence internationale tenue à Berlin le 21 mai 2010 ayant pour thème « Dialogue énergétique: Russie-UE. Aspect gazier », le président de GDF Suez Jean-François Cirelli, l'allemand E.ON Ruhrgas et le président de l'Union européenne de l'industrie du gaz naturel (Eurogas) Domenico Dispenza ont estimé que les accords à long terme sur la livraison de gaz à l'Europe doivent pouvoir subir des modifications compte tenu de la conjoncture économique et demandé à Gazprom de baisser le prix du gaz prévu par leur contrat à long terme ou de changer certaines clauses dans les contrats.

Or, Gazprom, qui indexait jusqu'ici ses prix sur ceux du pétrole, a accepté de vendre une partie du gaz aux prix spot (à court terme) qui sont environ 25% inférieurs aux prix des contrats à long terme lors des dernières visites du président russe tant à Paris qu'à Madrid remettant donc en cause toutes les négociations de l'Algérie qui demande un relèvement des prix de cession du gaz à l'Espagne et à Gaz de France à juste titre puisque les prix sur les marchés organisés du gaz sont bas, comparés aux prix des contrats à long terme, indexés, eux, sur le prix du pétrole : moins de 4 dollars le million de BTU à New York, moins de 5 dollars au Royaume-Uni, alors que le prix contractuel tourne autour de 11 dollars. Cette situation géostratégique influence le prix de cession du gaz en tenant compte bien entendu des fluctuations du dollar monnaie de référence, pour sa rentabilité, investissement fortement capitalistique et à maturité lente pouvant conduire à moyen terme si les perspectives de découvertes du gaz conventionnel et non conventionnel (le seuil de rentabilité pour ce cas prévu étant de 8 /9 dollars) à des coûts bas ne se réalisent pas, à une crise énergétique mondiale en raison des freins à l'investissement. Ainsi s'impose un nouveau management stratégique du ministère de l'Energie et des Mines et des agences de régulation et surtout de prospectives stratégiques pour éviter des erreurs dans le choix de investissements, la responsabilité gouvernementale étant collective puisque tout choix d'investissement passe par le Conseil national d'investissement présidé par le Premier ministre et composé de plusieurs ministres, Sonatrach n'étant qu'une entreprise qui concrétise ces choix stratégiques.

A suivre

* Expert international, professeur d' Université, ancien conseiller et directeur d'Etudes au Ministère Energie/Sonatrach 1974/1980-1990/1995-2000/2006