Plusieurs déclarations déjà avant la réunion montraient clairement une divergence entre certains pays membres des pays exportateurs de Gaz (FPEG).

La résolution finale des ministres présents au FPEG, le 19 avril 2010, d'une indexation du prix du gaz sur celui du pétrole n'est pas nouvelle puisque, théoriquement, dans les contrats à moyen et long termes, liant les producteurs aux consommateurs, la formule d'indexation existe déjà. Ayant étudié avec attention cette formule d'indexation en ma possession déjà applicable, le problème qui se pose est: est-ce que cette indexation est respectée par tous les pays producteurs?

 Car le constat actuellement est que: face aux nouvelles mutations gazières, le prix de cession du gaz sur le marché libre (spot) est effectivement, de plus en plus, déconnecté du prix du pétrole affaiblissant les négociations des pays producteurs face aux pays consommateurs.

1- Première divergence l'idée d'une OPEP/Gaz à l'image d?une OPEP pétrole dont la cotation se fait au jour le jour, à la bourse invoquée par certains responsables de l'Iran, le Vénézuéla (ces pays pour des raisons politiques) et l'Algérie. Or, la Russie et bon nombre d'autres pays du FPEG ont eu toujours une position ambiguë à ce sujet. Il faut savoir que le marché du gaz est un marché segmenté en trois zones Amérique, Asie, Europe, les canalisations représentant 72% du marché mondial contre 28% pour le GNL. Certes, les GNL du fait de la flexibilité, avec les tankers si à l'avenir il devait représenter plus de 85% de la commercialisation mondiale pourraient aider à cette OPEP de gaz mais, dans la conjoncture actuelle, la cotation journalière boursière est impossible. Et comme j'ai eu à le démonter dans la presse nationale, cela est rendu d'autant plus difficile avec l'entrée sur le marché mondial du gaz non conventionnel, notamment aux USA qui risquent de devenir, à l'horizon 2020 exportateurs net de gaz. Ces nouvelles technologies ont bouleversé la rentabilité financière des GNL dont les coûts sont très élevés et la rentabilité à maturation très lente. Cela remet également en cause la faisabilité, à court terme, du projet gazoduc Trans-Saharan Gas Pipeline (TSGP) surtout sa rentabilité -devant relier le Nigeria à l'Europe- via l'Algérie, d'une capacité de 20 à 30 milliards de m3/an destinés, en majorité, au marché européen, 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, devait permettre à l'Algérie de concurrencer Gazprom et la Norvège pour passer horizon 2015 à 15% de l'approvisionnement de l'Europe?

2- Deuxième divergence sur la proposition algérienne évoquée par le ministre de l'Energie algérien récemment, d'une réduction de l'offre de gaz conventionnel .Or les contrats par canalisations (gaz naturel GN), le sont à moyen et long termes et même pour des raisons financières (coûts élevés) les contrats de GNL en majorité se font à moyen et long termes. La Russie qui est à dominance de canalisations et le Qatar à dominance de GNL, ont évoqué l'impossibilité dans ces conditions d'une réduction de l'offre au risque de perdre des parts de marché. Outre que les pays membres du Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG) ne sont pas encore en cartels, à l'image de l'OPEP, ils ont des intérêts, pas toujours identiques sur le marché. Et en abaissant l'offre, les pays producteurs respecteront-ils ces contrats qui en principe sont non révisables, l'Algérie représentant actuellement environ 10% du marché européen et la Russie plus de 25% ?

3 - Reste la solution la plus raisonnable, une coordination des pays producteurs en relation avec les pays consommateurs pour avoir un juste prix notamment européen et asiatique, sous réserve d'un non bouleversement du modèle de consommation énergétique car il faut faire confiance au génie humain. Car actuellement sur le marché mondial, le prix de cession sur le marché libre (spot) est d'environ 4 dollars MBTU, ayant atteint exceptionnellement en plein hiver 6 dollars, une chute de plus 50% par rapport à 2008. Le prix de cession du gaz doit tenir compte, bien entendu, des fluctuations du dollar, monnaie de référence, pour sa rentabilité qui est environ 1/10 du prix du pétrole, malgré de lourds investissements, encore qu'existent des différences de prix mais avec un écart faible, en fonction des zones géographiques et des modalités de contrat, le prix de cession étant indexé sur celui du pétrole., le 1/10 étant valable pour le gaz naturel par canalisation, le prix de cession étant supérieur pour le gaz naturel liquéfié (GNL) devant tourner entre 10/14 dollars, selon les zones géographiques du fait du coût de transport. Cependant la marge de manœuvre est étroite jusqu'en 2015, supposant une coordination sans faille des membres du FPEG, devant les perspectives du déséquilibre entre l'offre abondante et la demande stagnante ou en croissance peu élevée. En effet, la mise sur le marché de capacités additionnelles de liquéfaction (57 Gm3) et de regazéification (260 Gm3), entre 2009 et 2013, ces surcapacités ont conduit 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, 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 la bulle gazière. Par ailleurs, plus rien ne sera comme avant et toute politique gazière devra inclure les Etats-Unis d'Amérique et les pays à grandes potentialités de gaz non conventionnel. Je ne vois pas comment l'on pourrait indexer le prix du gaz sur le marché spot sur celui du pétrole sous réserve qu'il se stabilise entre 75/90 dollars, à prix constants et non en valeur courante ce qui n'aurait aucun sens, car une baisse, comme par le passé, à 40 dollars ne ressoudait, en aucune manière le prix de cession du gaz.

Quelles sont donc les perspectives de l'impact de la réunion du FPEG d'Oran (Algérie) puisque, comme annoncé précédemment, le rappel de l'indexation du prix du gaz sur celui du pétrole est un non évènement existant par le passé? Puisque la réunion du 19 avril 2010 à Oran, a abouti à un résultat très mitigé, à l'avenir tout dépendra de deux facteurs stratégiques: d'abord, s'il existera une discipline même au niveau du marché du gaz conventionnel entre les différents producteurs, tenant compte du bouleversement de l'entrée du gaz non conventionnel et ensuite la réussite de cette décision dépendra des pays gaziers non membres du FPEG, notamment en Afrique ayant un énorme besoin de financement et surtout de la Russie qui a montré par le passé qu'elle privilégiait, avant tout, ses intérêts propres. Rappelons que la Russie a profité de la baisse des quotas OPEP pour devenir le premier exportateur de pétrole mondial, courant 2009, Gazprom (avec la Norvège) étant le concurrent direct de Sonatrach comme en témoignent les récents accords gaziers avec l'Espagne et la France (plus de 30% des réserves mondiales de gaz conventionnel pour la Russie, l'Iran 15% et Qatar 10%, avec des coûts d'extraction faibles contrairement à l'Algérie ), sans compter les récentes découvertes de gaz non conventionnel en Sibérie et en Chine. Comme se pose cette question: Gazprom est-elle toujours intéressée pour prendre une participation dans le projet Nigal? Cela interpelle l'Algérie, une économie totalement rentière, le gaz représentant le 1/3 des recettes d'hydrocarbures (gaz naturel GN 40% en 2012 et gaz naturel liquéfié GNL 60%). C'est que de plus en plus d'experts nationaux et étrangers estiment, dès lors, que l'Algérie se doit de revoir sa stratégie énergétique et notamment gazière , les hydrocarbures étant la propriété de toute la collectivité nationale, un large débat national s'impose. Et surtout de poser lucidement l'épuisement inéluctable car l'on peut découvrir des centaines de gisements mais non rentables financièrement.

 Car, si pour le pétrole (moins de 1% des réserves mondiales) à moins d'un miracle, la durée de vie est moins de 18 ans, pour le gaz car il ne suffit pas de diviser les réserves de gaz algérien évaluées à 4.500 milliards de mètres cubes gazeux (estimation de 2006/2007 entre 2,5 et 3% des réserves mondiales) par les exportations ce qui donnerait un chiffre faux de 40/45 ans de réserves, mais de tenir compte de la forte consommation intérieure estimée selon le CREG à 70/75 milliards de mètres cubes gazeux soit une production de 160 milliards de mètres cubes gazeux donnant une durée de vie de moins de 25 ans devant soustraire, selon les spécialistes, 10% de réserves marginaux non rentables. Le gaz étant une ressource non renouvelable qui appartient à la collectivité et aux générations futures, se pose dès lors la question de savoir pourquoi augmenter la production en Algérie si l'on devait l'exporter à un prix qui couvre à peine les frais de production et de surcroît transformer le gaz en dollars et en plaçant ces réserves de change à l'étranger à des taux d'intérêts presque négatifs?

* Expert international, Professeur d'Université en management stratégique, Conseiller et directeur d'Etudes des ministères Industrie, Energie (1974/1980- 1990/1995- 2000/2006)