1.-Quelle est l’importance du sommet des producteurs de gaz
Créé en 2001, le Sommet des pays exportateurs de pétrole et de gaz, le FPEG, est constitué de 12 pays membres et de 7 pays non membres ont le statut d’observateur : signalons que le plus grand producteur de gaz en 2023, les USA ne font pas partie de ce forum bien qu’ il ont mis en place une politique de réduction des émissions de méthane Le sommet abordera deux thèmes fondamentaux ; premièrement, la place du gaz qui devrait favoriser la transition énergétique et lutter contre les effets néfastes du réchauffement climatique, le bois, le charbon et le pétrole , et devrait être encore plus propre avec les nouvelles techniques en cours pour le développement des gaz renouvelables ou bas carbone (biométhane, gazéification des déchets, e-méthane et hydrogène). La structuration du Mix énergétique mondiale au 01 janvier 2023 est composée du pétrole 32 , du gaz naturel 24%, du charbon 27% ,du nucléaire 3% , du renouvelable Y compris l’énergie hydraulique 14% est appelée à évoluer entre 2030/2040/2050 avec une croissance du gaz qui représenterait plus de 30%, le pétrole 25% , le nucléaire 10% , l’hydraulique et, les énergies renouvelables dans toute leur composante y compris l’hydrogène vert et bleu 35% Selon les données internationales donc , entre 2035/2040/2050 environ 60 à 65% de la consommation mondiale d’énergie sera constituée de la combinaison du gaz naturel, des énergies renouvelables l’Énergie hydraulique., l’’Énergie éolienne, l’Énergie solaire, la Biomasse , la Géothermie et le développement de l’hydrogène vert et bleu. Le deuxième thème concerne la stabilisation des prix très volatils, fluctuant de 2023 et février 2024, entre 30 et 50 dollars le mégawattheure, après avoir atteint plus de 200 dollars au début du conflit Russie/Ukraine, relancer les investissements hautement capitalistiques s’impose et dont la rentabilité est à moyen et long terme, d’où la référence de nombreux producteurs de contrat à moyen et long terme. D’où l’importance ce sommet du fait que l’énergie est au cœur de la croissance de l’économie mondiale et de la sécurité des Etats , sommet qui donc pourrait contribuer à restaurer la confiance entre les pays exportateurs et acheteurs afin d’assurer la stabilité sur le marché qui renvoie pas seulement aux fondamentaux économiques mais également aux tensions géostratégiques qui peuvent perturber le marché exemple récent les sanctions européennes contre la Russie et les tensions en Mer rouge.
2.-Quelle est la structuration des réserves de gaz au niveau mondial ?
On ne doit pas confondre les réserves de gaz tant avec la production que les exportations. A titre d’exemple pour l’Algérie, 15/20/% doivent être réinjectés dans les puits pour éviter leur dessèchement, 55% étant les exportations et 45% la consommation intérieure. Les réserves se calculent par rapport au coût et à l’évolution du prix international, pouvant avoir des milliers de milliards de mètres cubes gazeux de réserves mais dont une fraction n’est pas rentable. Le mix énergétique est amené à évoluer et le gaz naturel, comme les autres énergies «historiques», sera amené à cohabiter avec des énergies renouvelables. Le Centre international d’information sur le gaz naturel, Cedigaz, évalue les réserves prouvées mondiales de gaz naturel à 205 507 milliards de mètres cubes au 31 décembre 2022, quasiment stables (-0,2%) sur un an. Sefe Energy.fr donne par ordre pour les réserves commerciales de gaz : Russie 32 740 milliards de mètres cubes gazeux, l’Iran 32 100, le Qatar 24 700, le Turkménistan 13 600, les USA 12 300, la Chine 8400, le Venezuela 6300, l’Arabie Saoudite 6000, les Emirats 5900, le Nigeria 5500, l’Irak 3500, l’Algérie 2500 et le Canada 2400. Les réserves gazières sont très largement concentrées dans les pays du Proche-Orient (40%) et en Europe (33%), dont 23% pour la seule Russie. Au 31 décembre 2022, le ratio mondial des réserves sur la production commercialisée représente environ 50 années, au rythme de la production de l’année 2022. Il faut distinguer la production commercialisée par canalisation où actuellement contrairement au marché du pétrole qui est un marché mondial coté heure par heure, journée par journée à la bourse selon la loi de l’offre et de la demande , , la prédominance sont les canalisations environ 65%, étant prévu 50% en 2030 , étant donc un marché segmenté géographiquement et la production commercialisée par GNL qui demande de investissements à la fois pour les complexes et des terminaux pour
3.-Quelle est l’évolution de la consommation et de la production mondiale de gaz ?
La demande mondiale de gaz devrait augmenter de façon constante dans les 20 prochaines années, dans un contexte de réserves abondantes et d’une utilisation accrue du gaz pour produire de l’énergie, une hausse d’au moins 2% par an, pendant plusieurs décennies, ce qui devrait porter cette demande à 4500 milliards de mètres cubes de gaz par an d’ici à 2030 contre 3861 en 2020 et 4036 en 2021 et 4050 entre 2022 et 2023. Pour la production au niveau mondial en 2022, nous avons par ordre décroissant : USA 21 027 milliards de mètres cubes gazeux, la Russie 699, l’Iran 244, la Chine 219, le Canada 205, le Qatar 170, l’Australie 162, la Norvège 128, l’Arabie Saoudite 105, l’Algérie 102, mais possédant la troisième réserve mondiale de gaz de schiste environ 19 500 milliards de mètres cubes gazeux, la Malaisie 76 et l’Egypte 68. Pour le GNL, nous avons la structure suivante au 1er janvier 2023 : USA 40,2% ; Russie 13,2% ; Qatar 13,1% ; Algérie 6,7% ; Norvège 6,6%. Concernant l’Afrique, (source APS), l’Algérie a exporté, en 2023, 13 millions de tonnes de GNL contre 10,2 en 2022, occupant la première place en tant qu’exportateur de GNL pour la première fois depuis 2010, dépassant ainsi le Nigeria. A fin 2023, nous avons la structure suivante de l’approvisionnement du marché européen par canalisation : Norvège 54%, Algérie 19% Russie à 17% contre 45% avant les évènements de l’Ukraine, l’Algérie courant près de 40% de la consommation italienne et étant devenue pour l’Espagne, fin 2023 le premier client avant les USA et la Russie.
4.-Quelle est la place de l’Afrique dans la production du gaz ?
N’oublions pas l’Afrique où traditionnellement, ce sont au Nigéria, l’Algérie , l’ Égypte et la Libye où se trouvent les réserves et les sites de production de gaz les plus prouvés. Néanmoins, selon les données de Gloal Energy Monitor de 2022 la préproduction se situent chez de nouveaux entrants sur le marché du gaz africain , environ 85% des nouvelles réserves de gaz naturel en phase de préproduction en Afrique se trouvent dans des pays qui jusqu’ici n’exploitent pas les combustibles fossiles. Nous avons le Mozambique abritant 44,9% de ces réserves prouvées, le Sénégal (15,1%), la Mauritanie (11,2%) et la Tanzanie (10%), l’Afrique du Sud (1,9%) , l’Éthiopie (0,8%) et devant inclure la Guinée équatoriale. Les réserves cumulées de ces pays étant évaluées à plus de 5200 milliards de mètres cubes gazeux et si les 79 projets en phase de préproduction répertoriés en Afrique sont réalisés, la production gazière du continent augmentera d’environ 33% d’ici 2030. La carte gazière de l’Afrique devrait se modifier progressivement avec les nouveaux entrants sur le marché du gaz naturel les anciens producteurs cités ayant qui avaient accaparé 92% de la production du continent entre 1970 et 2022, les futurs hubs gaziers africains représenteront plus de 50% de la production gazière du continent entre 2030/2035. Mais la mise en exploitation concernant les infrastructures d’exportation, y compris dans les pays producteurs traditionnels, nécessiterait des investissements sur site vierge estimés à 329 milliards de dollars. Les dépenses d’investissement dans les terminaux de GNL programmés sont estimées à environ 103 milliards de dollars, dont 92 % financeraient les terminaux d’exportation de GNL et les cinq principaux pays africains qui développeront des terminaux d’exportation sont la Tanzanie, le Mozambique, le Nigéria, la Mauritanie et le Sénégal.
5-La place de l’Algérie dans l’approvisionnement en gaz de l’Europe ?
Principal client de l’Algérie, entre fin 2022 et fin 2023, nous avons la structure suivante de l’approvisionnement du marché européen par canalisation : Norvège 2022, 46,1% et fin 2023 54%- Russie 2022 17,4% et en 2023 à 17%- Algérie 2022 13,4% et en 2023 à 19%, deuxième exportateur en direction de l’Europe par canalisation , couvrant près de de 40% de la consommation italienne et étant devenu pour l’Espagne fin 2023 le premier fournisseur avant les USA et la Russie. L ‘Algérie est devenu le premier exportateur de gaz naturel liquéfié (GNL) en Afrique devant le Nigeria en 2023, qui a exporté 12,8 millions de tonnes de GNL en 2023, un volume en baisse de 9,9% comparativement à 2022 , les principaux pays importateurs de GNL algérien étant la Turquie (4,3 millions de tonnes), la France (3,2 millions), l’Italie (1,8 million), l’Espagne (1,4 million) et la Chine (0,4 million). Au niveau mondial, pour le GNL, nous avons la structure suivante au 01 janvier 2023 :USA 40,2% ; Russie 13,2% ; Qatar 13,1% ; Algérie 6,7% ; Norvège 6,6%. -. Ainsi, l’Algérie est devenu un acteur majeur dans l’approvisionnement en gaz de l‘Europe avec 35 milliards de mètres cubes gazeux le Transmed dont la capacité est de 33 milliards de mètres cubes gazeux, exportation environ 24,5 milliards de mètres cubes gazeux, la plus grande canalisation d’une capacité de 33 milliards de mètres cubes gazeux vers l’Italie via la Tunisie fonctionnant en sous capacités et Medgaz Algérie Espagne début étude 2001 fin 2002/203 opérationnelle 01 mars 2011 pour 8,5 milliards de mètres cubes gazeux et depuis septembre 2021 est passé après extension à 10,5 milliards de mètres cubes gazeux. ( voir Pr Abderrahmane Mebtoul interview au quotidien gouvernemental arabophone El Massa 25/02/2024) La stratégie énergétique de l’Algérie s’inscrit dans le cadre d’une transition énergétique maîtrisée dans la lutte contre le réchauffement climatique , étant .un pays semi-aride du fait qu’elle a connu, au cours du siècle dernier, une augmentation de température de 0,3°C par décennie ainsi qu’un déficit de pluie de 15%, avec un stress hydrique avec des risques d’incendies, de pénuries d’eau douce et donc des impacts sur sa sécurité alimentaire, Cela explique sa stratégie de réduire de 10 à 20% les effets de serre horizon 2030 , de mettre fin au torchage systématique de gaz d’ici 2030, le projet du barrage vert, et les unités de dessalement d’eau de mer utilisant les énergies renouvelables qui devraient couvrir plus de 40% des besoins de la population horizon 2030., tout en utilisant d’autres techniques économisant l’eau dans l’agriculture comme le goutte à goutte.
6.-Quelle est la politique énergétique de l’Algérie ?
L’Algérie axe sa stratégie autour de cinq axes directeurs .Le premier axe est l’amélioration de l’efficacité énergétique avec la révision des méthodes de construction, car les anciennes normes induisent une forte consommation d’énergie, alors que les techniques modernes économisent de 40 à 50% de la consommation (étude réalisée sous notre direction assisté par le bureau d ‘études américain Ernst & Young 2008, une nouvelle politique de subventions des carburants Ministère de ’l’énergie 2008, 7 volumes 680 pages)expliquant la forte consommation intérieure 45% de la production restant 55% pour l’exportation et devant tenir compte d’environ 20% de réinjection dans les puits pour éviter leur épuisement Le deuxième axe, est relatif à l’investissement en amont pour de nouvelles découvertes d’hydrocarbures traditionnels, la superficie exploitée étant d’environ 45% , pouvant découvrir d’importants autres gisements en favorisant avec les grandes compagnies un partenariat gagnant -gagnant. Sonatrach prévoit d’ investir environ 40 milliards de dollars durant les cinq prochaines années. . Pour accroître ses exportations l’Algérie entend développer le projet du gazoduc trans-saharien NIGAL, d’une longueur de 4128 kilomètres (qui suppose la résolution du conflit au Niger) et d’une capacité annuelle de trente milliards de mètres cubes . et également le projet de Galsi, via la Sardaigne et la Corse, gelé depuis 2012 et qui annonçait alors une capacité de 8 milliards de mètres cubes gazeux pour un investissement de 3 milliards de dollars, cout de 2012, devant être relié à la Corse (cf. conférence du Pr A.Mebtoul à la CCI de Corse et son déplacement en Sardaigne pour défendre ce projet). Le troisième axe est lié au développement des énergies renouvelables combinant l’Énergie hydraulique, l’’Énergie éolienne, l’Énergie solaire.(3000 heures de soleil) la Biomasse et la géothermie. Avec plus de 3 000 heures d’ensoleillement par an. Le programme algérien consiste à installer une puissance d’origine renouvelable de près de 22 000 MW, dont 12 000 MW seront dédiés à couvrir la demande nationale de l’électricité et 10 000 MW à l’exportation, d’ici 2030, l’objectif étant de produire 40% des besoins internes en électricité à partir des énergies renouvelables alors qu’en 2023, cela représente seulement 1% nécessitant d’importants financements et un savoir faire. Dans le cadre de sa transition énergétique l’Algérie mise sur le développement de l’hydrogène vert et bleu prévoyant 20 à 25 milliards de dollars à l’horizon 20302040 prévoyant de produire 30 à 40 TWh d’hydrogène gazeux et liquide, avec un mix à la fois composé d’hydrogène bleu, produit à partir de gaz, et d’hydrogène vert fabriqué par électrolyse grâce aux importantes ressources solaires du pays, avec pour objectif de fournir à l’Europe 10/15% de ses besoins en hydrogène vert, d’ici à 2035 Le quatrième axe, selon la déclaration de plusieurs ministres de l’Énergie entre 2013/2023, selon laquelle l’Algérie compte construire sa première centrale nucléaire en 2025 à des fins pacifiques, pour faire face à une demande d’électricité galopante Les réserves prouvées de l’Algérie en uranium avoisinent les 29 000 tonnes, c’est de quoi faire fonctionner deux centrales nucléaires d’une capacité de 1 000 Mégawatts chacune pour une durée de 60 ans. Le cinquième axe, selon les études américaines, l’Algérie possède le troisième réservoir mondial de pétrole-gaz de schiste, environ 19 500 milliards de mètres cubes gazeux, mais cela nécessite, outre un consensus social interne, de lourds investissements, la maîtrise des nouvelles technologies et des partenariats avec des firmes de renom.. C’est une étude ue j’ai eu à dirigera assisté des cadres de Sonatrach sous le titre : gaz de schiste, opportunités et risques et la nécessaire transition énergétique 8 volume 780 pages premier ministère 2015) .
