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Abdelmadjid Attar. Consultant, ancien PDG de Sonatrach : «Je vois mal l’Espagne tourner le dos au gaz algérien au profit du gaz américain»

29 avril 2020 à 10 h 00 min

– Selon le ministre de l’Energie, les réserves prouvées de l’Algérie en pétrole sont de 1340 millions de tonnes, soit 10 milliards de barils, équivalent à 27 années de production. Que pensez-vous de ces estimations ?

Ce sont des chiffres avancés par le premier responsable du secteur de l’Energie qui est mieux placé que quiconque pour en parler. Mais ce n’est pas la première fois qu’ils sont , puisque le Conseil des ministres du 6 octobre 2015 avait indiqué des réserves prouvées de 1387 millions de tonnes en pétrole et 2745 milliards de mètres cubes en gaz naturel.

On peut tout juste préciser qu’il semble que les réserves en pétrole n’ont pas beaucoup baissé entre 2015 et 2019, soit 1340 millions de tonnes – en supposant que les chiffres avancés par le ministre sont ceux de 2019 –, ce qui signifie de nouvelles découvertes ou une réévaluation des réserves. Par contre, pour le gaz naturel, il semble que les réserves avancées de 2368 milliards de mètres cubes ont baissé de 377 milliards de mètres cubes. Cela est tout à fait normal à cause du soutirage, mais signifie que le renouvellement n’a pas eu lieu depuis 2015.

Je pense, sans être sûr quand même, que les chiffres avancés ne concernent que les réserves prouvées, c’est-à-dire celles pouvant être produites à l’avenir sans aucune difficulté. Or, il y a aussi les réserves probables et possibles, aussi bien en pétrole qu’en gaz naturel, c’est-à-dire des réserves qui nécessitent des travaux et des études complémentaires avant de les comptabiliser en réserves prouvées. Elles sont situées au niveau des découvertes récentes, ou encore dans les gisements en cours d’exploitation.

Ces réserves sont quand même appréciables et ne comprennent pas le pétrole ou le gaz de schiste. Je pense qu’elles sont de l’ordre d’au moins 400 à 500 millions de tonnes en pétrole et 2000 à 2500 milliards de mètres cubes en gaz naturel. Il faut juste préciser qu’il s’agit de données approximatives et de réserves qui nécessitent des investissements importants, d’où l’intérêt d’un partenariat avec les compagnies étrangères sur ce créneau à l’avenir, à condition que le marché pétrolier retrouve des couleurs !

– L’Algérie a été supplantée par les Etats-Unis il y a quelques semaines en matière de livraison de gaz à l’Espagne. Cette tendance est-elle conjoncturelle ou menace-t-elle, sur la durée, la position de l’Algérie en tant que principal fournisseur de gaz à l’Espagne ?

Je ne dispose sincèrement pas d’informations exactes sur ce sujet, qui a fait l’objet d’un article de presse, mais à mon avis il ne s’agit, si cela est vrai, que d’une tendance conjoncturelle en fin d’année 2019, ou tout au plus début 2020.

Cela est possible pour une courte période au cours de laquelle des cargaisons de GNL peuvent arriver en Espagne, ou même ailleurs, à des prix compétitifs, mais je vois mal l’Espagne tourner le dos au gaz algérien au profit du gaz américain, que la crise actuelle va certainement faire reculer pour une bonne période et bien au-delà de 2021.

Il est normal que l’Espagne, ou tout autre pays consommateur, cherche à diversifier ses importations, mais il est tout aussi important d’assurer son approvisionnement sans interruption à partir de sources fiables et proches comme l’Algérie, qui est reliée à l’Espagne avec deux gazoducs, dont la capacité annuelle est de 20 milliard de mètres cubes, sans compter les capacités de GNL.

Le gaz algérien est certes le plus compétitif sur le bassin méditerranéen, mais Sonatrach devra aussi se battre pour préserver sa part de marché. Et de toutes les façons, à chaque fois qu’un volume de gaz ne sera pas placé en Espagne ou ailleurs, cela voudra dire qu’il est préservé pour notre marché intérieur dans le futur, et que le pays sera obligé de remplacer sa recette d’exportation par une autre richesse. C’est la stratégie du futur à suivre.

– Sonatrach a signé plusieurs mémorandums d’entente avec des compagnies étrangères, dont Exxon Mobil, dans le cadre de la nouvelle loi sur les hydrocarbures. Ces rapprochements vont-ils, selon vous, redynamiser le partenariat ?

Il ne s’agit que de simples mémorandums, tous signés bien avant la crise pétrolière actuelle que personne ne prévoyait. Il s’agit d’accords destinés à évaluer les potentiels existant, aussi bien en matière de recherche de nouveaux gisements, que de confirmation ou développement de petits gisements plus ou moins complexes, en attente d’investissements nouveaux, le tout pour arriver à dégager dans le futur des opportunités de partenariat dans le cadre de la nouvelle loi pétrolière.

Ces mémorandums vont certainement se poursuivre, parce qu’ils ne nécessitent pas des investissements importants, mais leur aboutissement à des contrats d’association va certainement demander du temps, à cause de la situation actuelle du marché pétrolier, durant laquelle toutes les compagnies sont en train de réduire leurs investissements, y compris Sonatrach.

– Quel regard portez-vous sur la situation actuelle du marché pétrolier ? La tendance baissière des prix va-t-elle s’inverser, selon vous, à la faveur de l’entrée en vigueur du dernier accord de l’OPEP+ ?

La tendance finira par s’inverser, parce qu’elle est tout simplement liée à une économie mondiale dont le déclin finira par s’arrêter aussi. Mais il faut se rendre à l’évidence, ce redressement n’aura lieu ni aussi vite ni vers un niveau que tout le monde souhaite, et plus particulièrement en ce qui concerne le prix du baril de pétrole.

L’accord de réduction OPEP+ de 9,7 millions de barils/jour est déjà en retard sur un marché saturé, des capacités de stockage très proches du 100%, une consommation mondiale qui a déjà reculé de plus de 30% (environ 30 millions de barils/jour), et une offre qui dépasse largement la demande, dont une bonne partie n’a fait qu’alimenter la spéculation et les stocks.

Les deux autres réductions annoncées pour le 2e semestre 2020 et l’année 2021 ne seront pas non plus suffisants. Quand on rajoute les incertitudes concernant la maîtrise et la durée de la pandémie, il devient vraiment difficile de tenter des prévisions.

Seule une réduction immédiate de l’offre de 20 millions de barils/jour et sa prolongation au-delà de juin 2020, couplée avec une maîtrise des impacts de la pandémie dont on ne prévoit même pas le début actuellement, sont en mesure d’espérer une stabilisation du marché pétrolier au-delà de juin 2020 aussi.

Le prix moyen du Brent devrait demeurer, à mon avis, autour de 20 à 25 dollars sur plusieurs mois en attendant une éventuelle reprise au cours du 3e trimestre. C’est aussi cette reprise qui devrait contribuer à ramener le Sahara Blend vers le niveau du Brent, parce qu’il a été coté à 12 dollars au 27 avril.

Considérant que le 1er trimestre a été relativement meilleur avec un prix moyen de 45 dollars (Brent et Sahara Blend), on peut tout au plus espérer un prix moyen de 30 à 35 dollars d’ici la fin de l’année 2020. Le marché pétrolier n’est plus l’affaire de l’OPEP ou OPEP+, il va être lié, sur une longue période, à la consommation réelle et à la capacité du consommateur, dont l’économie et les moyens vont être affaiblis sur des années et non des mois.



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