République Algérienne Démocratique et Populaire

 Conférence donner par le Ministre de l’énergie et des mines, Dr. Chakib Khelil, devant plus de cent Entrepreneurs de la SOFOFA

« Tendances vers un marché mondial de l'énergie »
10 août 2004

C'est réellement un honneur et un grand plaisir pour moi d'être ici à Santiago du Chili, que j'ai eu à connaître plusieurs fois par mon travail à la Banque Mondiale. J'ai tant d'amis ici que j'ai l'impression d'être chez moi. Donc je serai très relaxe dans la discussion et ce que je voudrai faire ce sont certains commentaires puis vous donner la parole, car vous avez peut être des questions ou des préoccupations auxquelles je pourrai y répondre.
 

Depuis l'an 2000, lorsque j'ai assumé le poste de Ministre de l'Énergie et des Mines en Algérie, l'Algérie comme vous le savez est membre de l'Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (OPEP), nous avons bien entendu commencé par la décision en l'an 2000 de stabiliser les prix à travers la formule de maintenir les prix entre 22 et 28 dollars le baril.

Nous avons réussi, je crois, à maintenir ces prix à ce niveau, bien que durant la période 200 à 2003, nous avons eu des moments où nous avons eu des problèmes politiques, aussi des problèmes de production dans certains pays membres de l'OPEP et aussi des problèmes de changements dans les pays consommateurs de pétrole, principalement aux Etats Unis et dans l'Union Européenne.

Aux Etats Unis, comme vous le savez, ils n'ont construit aucune capacité de raffinage depuis 20 ans. C'est donc la même capacité de raffinage qu'ils ont. Bien entendu, ils ont amélioré le système de raffinage pour raffiner et introduire une grande conversion, mais ils ont encore des problèmes de capacité de raffinage, car personne ne voudrait construire une raffinerie à côté de sa maison aux Etats Unis.

Maintenant nous avons le même problème avec les terminaux de regazéification qu'aux Etats Unis. Il est très, très difficile de réussir à obtenir une autorisation pour la construction de terminaux. En conséquence, plusieurs compagnies pensent à des terminaux «off shore» ou des terminaux dans d'autres pays comme le Mexique, et réussir alors à importer du gaz d'autres pays.

Donc, il y a ces problèmes au Etat Unis. Un troisième problème est celui des spécifications des produits dérivés du pétrole. Pour des raisons d'environnement, de nouvelles spécifications des produits dérivés ont été introduites. Les problèmes de spécifications étaient que chaque état avait des spécifications différentes. De telle façon qu'une raffinerie dans un lieu ne peut approvisionner le marché d'un autre état. Il y avait donc une restriction dans le mouvement des produits dérivés parce que certains ne répondaient pas aux spécifications des autres marchés d'un même pays. Bine entendu, il n'a pas été possible non plus d'importer des produits dérivés d'Europe pour satisfaire le marché américain.

L'autre problème rencontré était la conséquence de ce problème de terminaux, était le prix élevé du prix du gaz naturel en JUL. Car comme vous le savez, pendant une longue période JUL, il y a eu des prix très bas du gaz naturel, ont terminé alors comme pays importateur de gaz naturel. Lorsque s'est produite la situation durant laquelle les prix du gaz naturel avaient beaucoup augmenté, ils sont au niveau de 06 dollars, les industries devaient choisir. Ou garder le gaz naturel ou changer au fuel ou à d'autres substituts. C'est une idée de la pression qui existe sur le marché du gaz naturel sur le marché du pétrole, mais lorsqu'on doit changer l'utilisation de gaz naturel au fuel, par exemple, lorsque le fuel est moins cher. Donc le marché du gaz naturel en JUL. A crée une pression sur les prix.

L'autre problème est qu'il n'y a pas réellement une relation en JUL. Entre les prix des produits dérivés et le prix du brut, pour cette limite de capacité de raffinage. Car durant certaines périodes, durant la période 2000-2004, nous avons constaté que les inventaires, les stocks, les réservoirs de stockage étaient pleins, mais il y avait une différence entre les prix du brut et les prix des produits dérivés à cause de la limite de raffinage.

Ceci est pour expliquer un peu que le marché du pétrole n'est pas seulement le rôle de l' OPEP. Ce que je dis toujours c'est que l'OPEP contrôle seulement un paramètre, qui est le paramètre de l'offre de production. Mais elle ne contrôle pas à 100% l'offre mondiale, mais seulement 30 à 40%. Le reste est contrôlé par les compagnies internationales dans d'autres pays producteurs de pétrole. Actuellement, par exemple, l'OPEP produit 40% de la production globale.

En conséquence, les autres facteurs sont contrôlés par des pays, et dans le cas des Etats Unis, des règlements, organisation du marché, règlement qui fixent les spécifications, les autorisations de construction, etc. Aussi, les autres paramètres sont géopolitiques et sont très importants, comme vous le savez. La situation au Moyen Orient, la situation en Irak a fait, bien entendu, qu'il y ait une possibilité d'interruption d'approvisionnement en pétrole et cette perception est que, peut être nous aurons au sein de l'OPEP à analyser les activités les spéculateurs et cela nous donne une idée de comment va être le marché ou le prix du marché dans le futur.

Lorsque l'activité des ces spéculateurs augmente, alors nous savons que les prix vont augmenter. Il est sûr que maintenant elles ont beaucoup augmenté et réellement nous pensons que l'action des spéculateurs ajoute quelque chose comme 78 dollars aux prix de pétrole.

Logiquement, il y a d'autres problèmes plus géopolitiques, comme la situation au Venezuela, qui a crée des problèmes. Si 'vous vous rappelez, je crois que c'était pendant le premier trimestre de l’année 2003, lorsque le Venezuela a baissé sa production de 3,2 millions à 400.000 seulement. Et au même moment, le Nigeria, qui est un autre membre de l'OPEP, a baissé sa production pour des raisons internes. Mais l'Organisation avait décidé d'augmenter les quotas des autres membres pour assurer que les prix soient maintenus aux ordres des 22-28. Ceci est pour expliquer que l'objectif de l'OPEP n'est pas de profiter de prix hauts, mais d'assurer qu'il y ait un approvisionnement suffisant dans le marché international avec un prix stable.

Beaucoup de gens demandent, pourquoi, est ce qu'on cherche un prix stable, et pourquoi pas 40-45. Parce qu'il n'est pas dans l'intérêt des producteurs ou des consommateurs, avoir des prix bas ou des prix hauts. Je ne sais pas si vous savez, mais en Europe, si nous prenons les entrées qui proviennent des impôts sur les produits dérivés du pétrole en Europe, pour l'an 2001, par exemple, on a prélevé 1000 milliards de dollars, alors que les revenus de l'OPEP étaient de 250 milliards de dollars. Alors les gouvernements ont retiré 04 dollars alors que l'OPEP en a prélevé 01 par chaque baril vendu.

Ce que je veux dire c'est que les gouvernements ont intérêt à ce que les prix restent a un niveau stable, car les impôts sont calculables en pourcentage. Donc si les prix baissent à 07 dollars, il faudrait trouver une autre manière de satisfaire ce déficit. Par exemple, en France les impôts proviennent des impôts sur les produits dérivés, ce qui est l'équivalent du budget de l'éducation nationale.

Donc il est dans l'intérêt des consommateurs avoir des prix stables. Nous ne sommes pas d'accord sur le niveau. Ils disent toujours qu’ils veulent 20, mais nous disons 25. Nous allons encore continuer avec cette différence de niveau. Bien entendu, beaucoup de producteurs, comme l'Algérie, dépendent beaucoup des revenus du pétrole. 70% de notre budget provient des entrées de ce secteur. Donc nous avons intérêt à ce que les entrées soient stables pour pouvoir planifier les actions du gouvernement à long terme. Ceci pour expliquer seulement la nécessité de stabilité. Et bien entendu les actions de l'Organisation en juin passé à Beyrouth, lorsque nous avons décidé augmenter la production pour stabiliser les prix. Nous aurions pu aussi décider de ne rien faire et laisser que les prix arrivent à 50-60 dollars. Nous ne l'avons pas fait. Je crois que jusqu'à maintenant nous,parlons d'augmenter, du mois ceux qui ont la capacité oisive de le faire, comme l’Arabie Saoudite, sa production pour essayer de stabiliser les prix.

2004. Une Année Exceptionnelle.

Ainsi ce qui a lieu maintenant est le résultat d'une année exceptionnelle. Une année très exceptionnelle en termes de croissance mondiale de l'économie. Nous n'avons pas vu cette croissance depuis plusieurs années aux Etats Unis. Le Japon a commencé à croître, la Chine a une croissance incroyable. Donc cette croissance économique mondiale a nécessité un approvisionnement plus important, exceptionnel, en pétrole. Car, en moyenne, chaque année nous avons vu que jusqu'à l'an 2003, une augmentation de la demande de l'ordre de 01 million, 1,5 million. Cette année la croissance est de l'ordre de 2,4 millions de barils jour, principalement 01 million de la Chine.

Que ce passera t'il dans les prochains mois ? Nous ne pensons pas que l'économie mondiale va changer beaucoup dans les 09 prochains mois. Certains experts parlent d'une croissance un peu plus basse, mais cela se maintient encore à un niveau raisonnable, similaire à ce que nous avons cette année. Aussi, ce que nous avons maintenant c'est un équilibre très fragile entre la demande et l'offre, car nous sommes déjà arrivé à un point où je ne crois pas qu'il y ait une grande capacité oisive disponible sur le marché.

C'est donc, un équilibre très fragile, que tout événement aujourd'hui j'ai lu qu'en Irak ils ont décidé d'arrêter l'exportation donc cela a eu un impact sûrement sur les prix. Donc tout événement de ce genre, un problème avec une raffinerie en JUL. Avec des terminaux d'exportation, va avoir un impact sur les prix. En conséquence, je pense que nous allons continuer à avoir une grande volatilité des prix dans les prochains mois et jusqu'à ce que la demande baisse, car il n'y a pas d'offre additionnelle disponible, à part ce qui existe maintenant.

Ce que nous avons constaté durant 04 ans, c'est que beaucoup des grandes compagnies n'avaient pas vraiment investi dans l'exploration et la production. Ce qu'elles ont fait c'est acheter des actions dans le marché ou acheter des réserves dans d'autres compagnies plus petites. Et donc ceci est un peu le résultat de la restructuration qui a eu lieu dans le marché pétrolier mondial. Comme vous le savez, il y a plus de 10 ans, nous avions beaucoup plus de compagnies indépendantes moyennes et petites. Avec la restructuration, nous avons beaucoup moins de compagnies moyennes et petites et, pas plus mais certaines grandes compagnies comme Exxonmoil, TOTAL FINALELF, comme HEVRON-TEXACO, etc. Réellement les compagnies plus actives dans l'exploration sont les petites, indépendantes qui ont trouvé des champs en Colombie, ou en Gumiée Equatoriale, ou en Algérie. Ce sont des petites compagnies, ce sont ANDARCO, TRITON, AMERADA HESS mais ce ne sont pas précisément la SHELL, EXXON, ni les autres compagnies. Ainsi, ce sont ces grandes compagnies qui cherchent de grandes réserves, parce qu'elles nécessitent ces grandes réserves pour leurs rations et il n'existe pas vraiment beaucoup de grandes réserves dans le monde. Elles sont limitées. Comme  par exemple, le projet au Tchad de la part de Exxon CHEVRO-TEXACO .Ce type de projets il n'en existe plus beaucoup dans le monde, deuxièmement, s'ils existaient, cela prendrait beaucoup plus de temps pour découvrir.

Donc, ce que nous avons maintenant est une situation dans laquelle les compagnies n'ont pas beaucoup investi, où la capacité oisive que nous avons eu jusqu'à maintenant, est venue 'des pays membres de l'OPEP, dans lequel ont opéré les compagnies nationales. C'est à dire réellement les compagnies nationales qui avaient la capacité oisive, car c'est très difficile pour qu'une compagnie internationale investisse en Algérie ou en Russie, ou dans tout autre endroit, investisse pour produire 01 million de barils et qu'elle accepte après produire 800 milles barils, pour que les prix soient stabilisés. Donc cette fonction a été prise par les compagnies nationales à travers l' OPEP. Bien entendu, le marché international ne leur a rien payé pour cette capacité oisive. Lorsqu'on a besoin d'utiliser le pétrole, on utilise d'abord la production des pays non membres de l' OPEP. Une fois cette capacité utilisée, vient ensuite la capacité des pays membres de l'OPEP. Ceci tout le monde le sait. C'est la raison pour laquelle la production de l'OPEP est seulement à 30-40%. Maintenant, l'Organisation n'a presque pas de capacité oisive.

Donc la question qui se pose maintenant est: qui va développer la capacité oisive que nous devons avoir pour répondre aux crises de ce type et accepter que durant des périodes de sur demande de limiter sa production ? C'est une grande question et je crois que nous devons y répondre.

J'avais déclaré à plusieurs reprises qu'il était normal lorsqu'il y a une sur offre que les pays comme l'Algérie limitent leur production pour qu'un pays comme la Russie puisse profiter des prix et la production, car ils ne limitent pas sa production, mais ils profitent des pays stables que les décisions de l'organisation génèrent. C'est donc un point important, et spécialement dans le futur.

Maintenant dans le futur, évidemment les réserves de pétrole qui restent l’Arabie Saoudite a les plus grandes réserves de pétrole,L'Irak aussi a de grandes réserves de pétrole mais on aura besoin de grands investissement pour les développer, pour développer ces activités. Bien entendu, la question est si la compagnie Saoudite ARAMCO va à développer capacité ou rester avec capacité oisive dans les prochaines années ? Je ne sais pas. Si des compagnies internationales interviennent ou en Irak ou en Arabie Saoudite, elles ne vont pas accepter de limiter leur production. Je crois que c'est un bon thème de discussion que nous avons toujours au sein de l'Organisation. Cette année nous avons une conférence pour débattre de cela à Vienne.

Ceci pour la partie pétrole. Je ne peux dire plus que cela. Peut être qu'après au moment des commentaires ou des questions, nous pourrions parler un peu plus de ce thème. Bien entendu ce que je voudrai dire pour conclure c'est que pour moi, le marché n'a pas changé. Je pense que nous pouvons encore une crise. Naturellement, des crises financières ou crises économiques, récessions, depuis que le monde existe nous avons toujours eu des situations de croissance et d'autres situations. Je suis sûre que dans le futur, nous allons avoir de situations de dure demande et des prix bas. Que nous avons eu en 86, lorsque beaucoup de personnes ont dit en 80 lorsque nous avions 50-60 dollars, que les pris allaient arriver à 100 dollars et que nous allions rester à 100 dollars pour longtemps. En 1986 nous avons, eu 07 dollars, après qu'à une période de 40-50 dollars en 98 nous avons aussi eu 10 dollars.

Donc je n'écarte pas la possibilité d'aller vers cette situation. Bien entendu, nous ne savons pas quand. Cela dépend de la situation économique mondiale, possibilité de récession, de crise.

Gaz Naturel

Ceci pour la partie pétrole. Pour la partie gaz, je voudrai simplement dire que le monde a beaucoup changé. Beaucoup de gens disent que le pétrole était l'énergie du XX siècle et le gaz naturel sera l'énergie du XXI ^ème siècle.

Assurément nous sommes entrain de développer maintenant un marché mondial de gaz naturel qui n'existait. Pas il y a dix ans. Il y a 10 ans nous avions des marchés Régionaux en JUL. En Europe, au Japon, principalement maintenant nous développons un marché international, avec un marché spot, d'un part, et le développement d'un marché ouvert, compétitif de gaz naturel dans l' Union Européenne, avec le comité directeur de 98. Naturellement, ceci va leur prendre beaucoup de temps pour développer ce marché, mais ils sont entrain de se réorganiser et nous voyons déjà un arbitrage entre le marché de PUE et JUL.

L' Union Européenne principalement était organisée autour des compagnies nationales comme Gaz de France, Rurgas , privée ou étatique, et a reçu du gaz de trois pays principaux: l’Algérie, la Norvège et la Russie. Ceci est entrain de changer, car il y a d'autres producteurs de gaz qui sont, le Qatar, prochainement aussi l’Egypte, qui va être un grand producteur de gaz naturel liquéfié; et bien entendu entreront dans ce marché de l'Union Européenne et certains essaieront de faire compétition dans le marché américain comme Trinité et Tobago, qui est un autre producteur important. Et comme vous le savez, nous avons organisé un forum de pays producteurs et exportateurs de gaz depuis déjà 4 ans. Et ce forum est pour échanger des informations, ce n'est pas une OPEP du gaz. C'est plus pour échanger des informations sur le marché du gaz et aussi pour optimiser entre nous la logistique du transport. Pour donner un exemple. L'Algérie est très proche de l'Espagne. Donc il y a un avantage de transport, donc au lieu d'être approvisionnée à partir de Qatar, nous l'approvisionnons pour le compte de Qatar, de telles façons qu'il y a beaucoup de swaps entre l'Algérie et Qatar, ou entre l'Algérie et Trinidad Tobago, et évidemment les deux parties gagnent dans l'optimisation du transport. Nous faisons de même pour nos clients en Asie, qui peuvent être donc approvisionnés à partir de Qatar et évidemment nous en contre partie approvisionnons d'autres clients.

Ceci est un modèle de pratiques que nous effectuons. Ceci aide au développement d'un marché compétitif de gaz. Et pour expliquer un peu, l' Algérie possède déjà deux gazoducs interconnectés avec l'Europe: l'un a plus de 30 ans, et l'autre 10 ans, à travers la méditerranée avec l' Espagne et l' Italie, et nous avons aussi quatre unités de liquéfaction, qui existent depuis 1964, car nous avons exporté du gaz naturel liquéfié au Royaume Uni à cette année. Ce fut la première exportation de gaz naturel liquéfié au monde. Et à très court terme, l'année prochaine, nous allons réexporter du gaz naturel liquéfié au Royaume Uni, car pendant cette période le Royaume Uni s'est transformé du nouveau en pays importateur de gaz naturel liquéfié.

Nous sommes en train aussi de construire un autre gazoduc vers l' Espagne, directe, entre l'Algérie et l'Espagne, qui s'appelle le MEDGAS, avec des partenaires américains, espagnoles et français ; et nous envisageons un autre gazoduc vers l' Italie, car l'île Sardaigne est au nord de l' Algérie, nous allons donc avoir un accès au marché industriel du nord de l'Italie, à travers le nouveau gazoduc qui s'appelle GALSI  (projet GALSI / Gazoduc Algérie - Italie via la Sardaigne).

Nous planifions la réalisation d'un gazoduc entre le Nigeria et l' Algérie. C'est un gazoduc de 400 Kms pour tirer profit du gaz qui est en train de brûler au Nigeria, qui bien évidemment nuit à l' environnement, pour lequel le Nigeria ne reçoit rien. L' idée est de récupérer ce gaz brûlé et le faire parvenir au marché européen à travers l' Algérie qui possède des gisements de stockage, dans lesquels nous pouvons garder ce gaz avant de l'exporter.

Nous prévoyons aussi la fabrication de 04 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié avec un projet qui va être octroyé par l'appel d'offre du 13 novembre prochain. Nous sommes en train de construire une autre station à l' est d' Alger, Skikda, qui va ajouter 04 autres millions de tonnes. Maintenant, l' Algérie exporte l' équivalent de 62 milliards de ni 3 de gaz. Moitié gaz naturel et moitié gaz naturel liquéfié. Notre projection est d' augmenter l'exportation à 85 milliards en 2010, à travers ces conduits et des terminaux de liquéfaction.

L'autre marché très important est celui des Etats-Unis. J'ai déjà parlé un peu des problèmes. L'Algérie a, certainement, tiré des leçons de sa première tentative de vendre du gaz naturel liquéfié à JUL, car nous avons été les premiers à essayer de vendre du gaz naturel liquéfié à NUL. Les terminaux qui existent maintenant dans ce pays ont été construits dans les années 70 pour importer du gaz naturel liquéfié de l'Algérie. Malheureusement, quand nous avons terminé les installations en Algérie et avons acheté les réservoirs, navires, etc. L' autre partie qui avait signé un contrat À long terme a décidé de le renégocier. Donc, ce contrat, est en justice et nous avons utilisé ces stations pour d'autres marchés, comme le marché de PUE.

Cette leçon est, certainement, très importante pour nous, pour vous aussi. Car nous avons appris que nous devons diversifier nos marchés, que nous ne devrions pas dépendre d'un seul marché de JUL. Dans ce cas. Et si nous retournons aux Etats Unis nous sommes dans ce pays maintenant  mais nous avons 20% seulement (bruit dans l'enregistrement) d'augmenter cette capacité d'exportation à JUL, pour ne pas dépendre beaucoup de ce client. Evidemment des consommateurs comme l' Espagne ou l' Italie n'achètent pas tout leur gaz de l' Algérie, bien qu'il soit le moins cher, pour des raisons de diversification, ce qui est normal. Donc, ils achètent 50% de leurs besoins de l' Algérie, qui est le moins cher, mais ils achètent du gaz qui est plus cher d'autres fournisseurs, pour diversifier et ne pas dépendre d'une seule source.

Donc, la diversification est importante pouf les deux parties, non seulement pour le consommateur, mais aussi, et notre expérience avec JUL. Le démontre, les producteurs ont des problèmes ou pourront avoir des problèmes de dépendance ou de changement des règles de jeu.

Maintenant, pour parler un peu de notre stratégie d'exportation de gaz, elle consiste à vendre du gaz mais surtout nous adapter aux nouvelles situations du marché international. C'est-à-dire, avec la dérégulation dans l'Union Européenne nous voulons rentrer dans toute la chaîne du gaz naturel. C'est la raison pour laquelle nous sommes impliqué non seulement dans la production, transport et liquéfaction en Algérie, mais aussi dans le transport à travers des navire de gaz naturel liquéfié, et participer dans la regazéification, comme nous avons à Galice, avec REGANOZA et la distribution de gaz ou la transformation comme pour les stations génératrices d'électricité, etc. Car la dérégulation a eu pour effet que la recette qu'avait la partie strearn irait à la partie downstream, donc pour capter une partie de cette recette nous avons décidé nous impliqué dans toute la chaîne et évidemment chercher d'autres opportunités à travers le monde pour atteindre des marchés que nous ne pouvons pas avoir à partir de l’Algérie. Par exemple, le gaz de Camisea (Pérou) où nous détenons 10% dans la partie développement de champ et 21% dans la partie transport du gaz liquéfié. Et dans la partie transport nous sommes le deuxième plus important actionnaire du consortium du transport ; et avec les 10% de la partie stream, nous ne sommes pas, les plus grands. Après HUNT OIL (USA) et PLUSPETROL (Argentine) nous sommes les plus importants.

Donc, avec des projets de ce type, l'idée est d'avoir des marchés que nous ne pouvons pas obtenir à partir de l'Algérie ou qui seraient plus compétitif, par exemple, à partir du Pérou, pour avoir le marché du gaz dans l'ouest des Etats Unis, ou d'autres marchés. De manière que nous sommes en train de chercher des opportunités en Asie pour voir de quelle sorte pouvons nous tirer profit du marché de gaz naturel en Chine'.

Comme vous le savez, l' industrie du gaz naturel s'est initiée pratiquement sur la base de contrats à long terme.
Car c'était la seule manière de donner la garantie aux banques qui financent ces projets. Ce sont des projets qui nécessitent de grands capitaux pour le développement du champ, pour construire les gazoducs. Les gazoducs en Algérie ont une distance de 600-700 Kms, seulement en Algérie, avant de sortir vers d'autres pays. Les stations de liquéfaction sont aussi très coûteuses et les navires aussi. Donc, pour obtenir le financement on est obligé d'avoir des contrats d'achat-vente à long terme.

Quand la commission européenne a décidé dans la directive de 1998 de ne pas accepter des contrats à long terme, il y a eu une grande discussion sur l'élimination de ces contrats. Evidemment, après deux ans (saut à cause de changement du côté de la cassette ...)... au moins plus de nouveau gaz, parce que personne pourra construire de nouveaux projets de développement de champs, etc., sans la possibilité d'avoir des contrats d'achat et de vente de long terme. Evidemment ils vont pouvoir développer le marché spot, mais seulement avec les facilités existantes ne pourront pas réellement satisfaire la croissance du marché qui va être une croissance énorme dans la UE.

Alors ils sont revenus sur cette décision et maintenant ils sont en train d'accepter la nécessité d'avoir un a grande partie de contrats d'achat et de vente à long terme.

Bon, je crois que je vais m'arrêter ici, car j' ai pris beaucoup de temps et je vais répondre à toute question ou commentaire.

Merci

Questions des Assistants :

Question de M. Juan Claro, Président de Sofofa:

Je comprends qu'en effet la tradition a été en général dans le secteur gazier de gaz naturel, particulièrement qu'elle vient de l'industrie basée en gazoducts, en transport gazier, pour développer 1' infrastructure sur la base, de contrats à long terme. Néanmoins, il y a aussi un marché très important qui à besoin de marché spot ou qui se fait viable de marché spot, viable dans la mesure qu'il existe un marché spot où puissent aller acheter de façon sporadique le gaz naturel, particulièrement dans tout ce qui signifie appui. D'un autre côté, ce que nous lisons, en général dans la littérature, c'est que ceci est en train d'émigrer fortement vers la « commoditisation » et le développement d'un marché spot* tel que celui du pétrole et autres combustibles liquides que sont transportés comme « commodities ».

Vous ne pensez pas que sans considérations des inerties de ceci, à court terme nous allons voir un développement très accéléré d'une commoditisation du gaz naturel et du développement du marché spot qui va accroître fortement la demande ?

R. Ministre Chakib Khelil : Je crois que le marché spot est en train de se développer. Mais je crois que le marché spot finalement ne vas pas se développer un marché émergent, un marché qui a besoin de grands investissements pour satisfaire une demande croissante importante.

Ceci nous l'avons vu aux Etats Unis, par exemple, et aussi , Angleterre, quand ils ont décidé les terminaux nouveaux. Evidemment une solution qui a été considérée était d'avoir open terminaux. C'est à dire, terminal commun, ce qui n'a pas marché. Evidemment parce qu'ils ont pris la décision maintenant, ils ont des compagnies Exxon et autres qui ont déjà acheté les terminaux. Pourquoi ils ont acheté les terminaux ? Parce que personne ne va investir ' dans un terminal pour accepter que du gaz d'un autre fournisseur passe par celui-ci, parce qu'il n'a pas d'assurance. La même chose pour l'Angleterre. Sonatrach et la DP ont acheté un a capacité de Terminal a travers un appel d'offres, terminal de Isaren ?,Aghreb?. C'est réellement une leçon apprise d' essayer de laisser les terminaux ouverts.

Evidemment que si nous prenons le cas de la UE, la demande va être incroyable, elle va presque doubler la demande qu'ils ont maintenant. Pour satisfaire cette demande il faudra de grands investissements d' Upstream jusqu'à down stream. De grands investissements. Alors, de grands investissements comme je viens d'en parler que nous allons octroyer en Novembre, c'est un projet de 3 milliards de dollars, seulement dans la partie étrangère, dans la partie développement de champs, gazoducs et usine de liquéfaction. Donc, pour assurer le futur de ce projet, les compagnies intéressées ont déjà l'accès aux terminaux où ont propriété des terminaux. L'Algérie ne va pas octroyer ce contrat à une compagnie qui n'a pas accès au terminal, ce n'est pas faisable. Alors, on assure que ce gaz va arrive au marché, va être vendu sur le marché et le marché serait évidemment compétitif car nous allons avoir beaucoup d'unité, beaucoup de terminaux qui vont arriver sur le marché européen ou le marché américain. 'Donc, dans ce marché nous allons avoir  un marché ouvert, compétitif; chaque terminal va avoir des associés d terminal, qui vont devoir approvisionner une partie de ce marché et entrer dans la concurrence.

Je crois que le marché spot s'est un peu développé, mais ne va pas être un marché important vis à vis du marché global, à court terme ou a moyen terme non plus.

Ceci va prendre du temps et je crois que pour le Chili. il sera très difficile que des compagnies vont accepter d'approvisionner un terminal dans le quel il n'ont pas de participation. Et je crois que le Chili va prendre un grand risque s'il va compter sur le marché spot seulement pour assurer son approvisionnement, car il faut trouver ce gaz dans le marché spot. Il peut le trouver un jour, un autre jour il ne va pas le trouver. Alors, s'il est sûr de l'approvisionner, la meilleure façon de l'approvisionner est à long terme, évidemment à travers des appels d'offres ou des négociations, alors on peut obtenir les prix les plus compétitifs et influencer dans les formules qu'ils vont obtenir, formules qui mènent a que ce gaz arrivé et sorti de l'usine soit plus compétitif

Question de M Andrés Concha, Secrétaire Général de Sofofa :

Vous connaissez très bien notre région. Comment voyez-vous le développement de l'offre du gaz ici dans la zone Sud d'Amérique du Sud ? Il est bien connu le faux pas expérimenté avec le développement des réserves de gaz en Bolivie mais, d'un autre côté, il y a des progressions au Pérou et des découvertes au Brésil. Il paraît que l'Argentine essaye de suivre le chemin de normaliser la situation des prix internes. Enfin, il y a un scénario relativement incertain avec des estimations qu'il pourrait y avoir une augmentation importante de l'offre, mais évidemment que tout ceci, dans un cadre d'une certaine incertitude. Je voudrais savoir quelle est la vision que vous avez du développement du gaz naturel dans cette partie du monde ?

R. Ministre Chakib Khelil : Nous devons toujours considérer les aspects politiques et géopolitiques. C'est la leçon que nous avons apprise avec notre leçon avec les Etats Unis ou avec l'Union Européenne. Il y a toujours de la politique, même si nous négocions avec des compagnies européennes ou avec la Commission Européenne, derrière la Commission Européenne il y a des personnes, des personnes qui viennent de certains pays qui ont des intérêts et des conflits d'intérêts.

Alors la géopolitique est importante dans le secteur énergétique. On ne peut pas planifier dans le secteur énergétique comme dans un autre secteur économique. Ceci est pris en compte par les consommateurs, comme les américains. Quand ils parlent de diversifier, les américains parlent de diversifier dans la région, Arabie Saoudite pour développer l'Afrique de l'Ouest, ça c'est de la politique, parce qu'ils savent que l'Arabie Saoudite est moins chère. Mais ils voudraient diversifier et il faut qu'ils voient de quelle façon ils pourraient accroître la production de cette région, car ceci leur donne plus de sécurité, même si elle est plus coûteuse, vis à vis de ce qu'ils peuvent obtenir de l'Arabie Saoudite.

Alors je crois que la planification énergétique n'est pas quelque chose qui devrait être basée seulement sur des aspects de prix relatifs, économie, etc. il faut prendre compte l'aspect de diversification par rapport à la sûreté d'approvisionnement tout au long du pays, comme nous autre, comme producteurs, nous prenons aussi compte de la sûreté de vendre dans un marché qui n'est pas économique. Pourquoi nous essayons de vendre au Japon ou à la Chine ? Ce n'est pas plus rentable que vendre à l'Espagne qui est à 200 km. Pourquoi nous vendons à la Chine ? Alors il y a. des Aspects géopolitiques qui ont un rapport avec la diversification, mais aussi avec l'échange commercial, les relations politiques, etc., car les relations énergétiques fortifient les relations politiques, je crois.

Les relations que nous avons avec l'Espagne, avec l'Italie, avec la France, sont très fortes pour le fait qu'il y a un commerce, évidemment que nous vendons plus de dollars et nous achetons beaucoup moins, parce que nous vendons du pétrole qui est plus cher, mais cette situation fortifie les relations politiques entre l'Algérie et les pays, pour donner seulement un exemple.

C'est seulement un commentaire. J'ai fait d'autres commentaires sur le gaz de Bolivie parce que j'étais mêlé évidemment dans la loi d'hydrocarbures de Bolivie, dans le projet d'exportation au Brésil. Je crois que le gaz de Bolivie a un marché naturel qui est le Brésil. C'est un marché énorme, infini, mais il y a des problèmes politiques, il y a des problèmes peut être liés à PETROBRAS aussi. Peut être qu'à la compagnie nationale ça ne lui intéresse pas beaucoup, parce qu'elle perd du marché.

Pourquoi je dis ceci ? Parce que SONATRACH et je crois que ceci ne se sait pas en 1973 avait essayé d'exporter du gaz naturel liquéfié à Sao Paulo. Et l'exportation ne s'est pas réalisée car Petrobras n'avait pas de l'intérêt. Non pas le gouvernement, mais Petrobras.

Donc parfois il y a des conflits entre les intérêts des compagnies nationales et les intérêts du gouvernement. Evidemment le gouvernement mexicain nous avons le cas de Pemex a de l'intérêt pour que les champs de gaz se développent parce qu'ils sont intéressés pour développer les champs de pétrole qui lui donnent plus de rentabilité. Donc ce qui est entrain de se passer c'est que le Mexique importe du gaz depuis JUL, tandis qu'ils ont des réserves de gaz. Evidemment ils ont un problème constitutionnel, un problème de loi qui ne permet pas aux compagnies de développer les champs d'exploration, etc.

Ceci seulement pour dire que le problème énergétique n'est pas seulement un problème d'économie, le fait de ne pas avoir de l'énergie a aussi une ingérence et le coût est très haut. Vous le savez. Quand on n'a pas du gaz naturel les usines s'arrêtent, les postes de travail disparaissent et évidemment ceci se multiplie dans le système, donc le manque énergétique est un impact très important.

Donc je pense que la région devrait avoir et j'ai toujours pensé ceci à la Banque Mondiale, j'ai écrit le premier rapport d'intégration du marché de gaz naturel en Amérique Latine et je le pense encore, mais évidemment il y a des problèmes politiques qui doivent se résoudre, mais ce serait la meilleure façon d'optimiser les ressources et d'améliorer les coûts d'approvisionnement énergétique et c'est la raison pour laquelle l'Amérique Latine devrait, par exemple, améliorer son système d'électricité, etc. pour qu'un pays n'ait pas à dépenser beaucoup d'argent pour être totalement indépendant.. Evidemment ceci devrait être coordonné à un niveau politique. C'est tout ce que je peux dire.

Question de M. Rudolph Araneda, de Gas Atacama

Mr. Le Ministre, je voudrais vous demander J'élargir un peu votre vision sur le sujet d'utilisation politique, interne et externe, dans le domaine du gaz naturel si un pays veut être fournisseur, comment l'Algérie s'est-elle consolidée comme l'un des principaux fournisseurs d’Europe et à niveau international. De quelle façon avez ­vous résolu le sujet des différences politiques internes et éventuellement différences de politique avec quelques voisins ou avec d'autres pays dans votre condition de fournisseur ? Le Chili est en train de voir ces derniers temps comment trois voisins utilisent ou signalent être disposés à utiliser le gaz naturel comme un outil de leur politique internationale pour donner de signes de déterminés avec qui ils ont de meilleures o moins bonnes relations ou la disposition de les avoir. Donc, sur ce plan, dans quelle mesure vous voyez qu'il est compatible ou pas d'être un fournisseur international d'énergie, en particulier de gaz naturel, avec le fait d'utiliser ceci en signal du domaine international ? Et, en étant après plus spécifique dans votre vision générale sur cette matière, dans quelle mesure la participation de votre pays, à travers la Sonatrach au Pérou, est en quelque sorte en train de regarder le thème des signes que le Pérou donne quant à s'il y a ou pas des pays qui puissent être élus comme une possible destination des exportations ou pas ? Et dans qu'elle mesure la participation de Sonatrach dans le développement de Camisea ou des exportations a une relation avec la position qui puisse avoir à ce sujet le gouvernement du Pérou ?

R. Ministre Chakib Khelil : Je crois qu'en termes de vision, sur ce qui est l’exportation, ce qui est important c'est la continuité d'approvisionnement d'un pays exportateur à un pays consommateur.

C'est à dire que, bien que l'Algérie a vécu une période très difficile comme vous le savez elle n'a jamais cessé l'exportation de gaz aux pays de l'Europe, à travers nos voisins. Donc nous avons tout fait pour qu'il existe cette continuité. Nous avons eu une explosion dans une usine de liquéfication et évidemment nous aurions pu aussi décider que c'est un cas de force majeur et décider de ne pas approvisionner notre client. Et nous ne l'avons pas fait pour cette raison. Nous avons décidé d'acheter le gaz naturel sur le marché international et satisfaire nos clients, au lieu de dire: bon, c'est un cas de force majeure, qui est le point le plus important dans les relations d'une compagnie exportatrice avec ses clients. C’est la raison pour laquelle pendant 40 ans nous n'avons jamais arrêté et nous avons toujours respecté nos contrats. Nous espérons aussi que l'autre côté remplisse ses contrats. C'est la règle d'or, je crois, dans le marché international du gaz. Qui n'est pas le cas du marché du pétrole, par ce que le pétrole peut s'acheter facilement, parce qu'il y a des infrastructures, etc. Dans le marché du gaz jusqu'à ce que se développe peut-être le marché,spot, il serait total jusqu'à ce temps, cette affaire, ce point est très important.

Donc avec nos voisins, qui sont le Maroc et la Tunisie, les gazoducs passent par ces pays, nous avons un arrangement et nous leur payons un privilège qui est du 50% de la valeur de ce gaz pour le. Fait de passer par la Tunisie. La Tunisie finance toute sa génération électrique avec ce paiement et le Maroc reçoit le 8% de la valeur du gaz qui passe par son territoire. Évidemment dans notre nouveau projet nous D'allons rien payer parce que nous passons directement par la mer vers l'Espagne. C'est aussi une économie pour nous et il va coûter beaucoup moins arriver en Espagne, ce sont seulement 200 Km au lieu de 700 km.

Et à travers nos voisins nous n'avons eu aucun problème. Dans le cas du Maroc, ce paiement que nous faisons nous pouvons le faire en gaz ou en valeur. Donc le Maroc n'a pas utilisé le gaz principalement. Il a décidé d'utiliser d'autres énergies. Dans le cas de la Tunisie oui, mais de façon plus intelligente, puisque quand le gaz est plus cher elle utilise le fuel, alors elle gagne la différence. Mais c'est bien, nous n'avons pas de problèmes avec ça.

En termes de politique interne en Algérie, je ne sais pas si vous étiez en train de penser à la politique de prix, mais nos prix internes son beaucoup plus bas que les prix externes, les prix internationaux, évidemment. D'abord parce que nous avons des réserves très grandes donc nous ne sommes pas arrivés au point au lequel nous avons suffisamment de réserves pour approvisionner le marché externe. Deuxièmement, le marché interne de gaz n'aurait pas pu être développé si nous n'avions pas développé le marché d'exportation. Tous les gazoducs qui se sont développés ont été développés sur la base de contrats à long terme avec les consommateurs. Donc tous les coûts ont été supportés par le marché externe, et non pas par marché interne. Le marché interne a été développé parce que nous avions déjà 1 es gazoducts construits, donc ils paient seulement le coût marginal d'exploitation, d'opération, du réseau qui se développe pour approvisionner le marché externe.

Donc nous avons une politique de prix bas qui reflètent le coût d'exploration, production, mais aussi. Le coût seulement d'exportation et avec une rentabilité adéquate pour la compagnie nationale et, évidemment ça se grève au coût du marché d'exportation, qui était réellement l'objectif de la construction de ces gazoducts.

Le cas du Pérou, évidemment, Sonatrach est impliquée dans la phase qui a été complétée, cette phase est la phase préalable, qui vient de se terminer avec la construction du gazoduc et de l'oléoduc. Un de pétrole arrive de Camisea à Pisco avec l'usine de fractionnement et les liquides se transforment en produits dérivés comme le NAFTA , le diesel, l'essence, qui vont s'exporter depuis Pisco, évidemment pour satisfaire le marché local, mais aussi spécialement pour le marché international. Et le gaz arrive à Pisco aussi, mais continue vers Lima, quelques 400 Km pour arriver au marché industriel. Et alors il y a un arrangement dans lequel le block 88 que nous avons maintenant et où des puits de production et des injecteurs se sont développés, serait le block où il y a les réserves suffisantes pour approvisionner le marché national, péruvien, mais aussi pour pouvoir exporter les produits dérivés.

Donc pour nous le projet est déjà terminé parce que nous avons 10% comme j’ai déjà dit et 21%. Maintenant il y a un autre projet, parce que le leader de ce projet est Hunt Oit, ce n'est pas Sonatrach qui a décidé d'aller à l'avant avec une unité de liquéfication avec son associé, l'autre associé que nous avons est SK , de Corée du Sud. Bon, ils ont complété l'ingénierie, ils ont fait presque tout et ils ont confié à Tractebel la mission de trouver un marché pour ce gaz. Alors le grand problème est celui-ci : le marché de gaz pour Tractebel. S'il n’y a pas de contrat a long terme, avec toutes les garanties nécessaires, avec les clients, alors on n'aura pas un terminal de liquéfication. Je ne crois pas qu'un terminal de liquéfication va se construire pour satisfaire le marché spot. On n'investi pas 2 milliards dollars pour espérer qu'un marché spot va se développer. Donc, dans ce cas, il dépend de la résolution de ce contrat. Et pour satisfaire ce terminal le gouvernement Péruvien a octroyé au consortium un autre bock, qui s'appelle 56, qui a déjà été octroyé pour satisfaire les besoins de l'usine de liquéfication.

Jusqu'à maintenant Sonatrach était seulement impliquée dans la partie block .56. Elle n'a pas pris de décision d'être impliquée dans la partie transport parce que la partie transport devrait être fortifiée pour approvisionner le terminal de liquéfication et évidemment Sonatrach n'a pas pris la décision de participer dans le terminal de liquéfication. Evidemment tout ceci dépend de plusieurs choses et là je vais laisser mes techniciens experts, qui connaissent beaucoup mieux que moi les affaires, le marché, etc., qu'ils me disent si cela vaut la peine ou non pour Sonatrach d'être impliquée dans ce projet. Donc, seulement jusqu'à maintenant Sonatrach est impliquée dans cette partie.

Evidemment, je crois aussi que nous ne sommes pas impliqués dans le terminal, mais je suis sûr que la Hunt ne va pas construire le terminal si quelqu'un dit : bon, tu ne peux pas vendre ton gaz à ce pays ou a un autre marché. Personne le fait. Donc c'est une affaire qui est extrêmement importante quand on vient investir au Chili ou en Algérie, on ne peut pas le dire: tu ne vends pas ton gaz ou tu ne vends pas ton pétrole à un tel ou à un tel. Donc il reste beaucoup à faire encore et évidemment Sonatrach serait disposée s'il y a les conditions contractuelles, des garanties, tout type de garanties, pour être impliquée, parce que la Sonatrach possède l'expérience et les ressources nécessaires pour être impliquée.

Question de M. Alejandro (Jadresic)

Mr. le Ministre je ne veux pas parler du thème du gaz et du pétrole. Vous, comme Ministre d'un pays exportateur de gaz et de pétrole, nécessairement vous devez regarder ce qui se passe avec les remplaçants, avec les produits substituts. Je pense spécialement en ce qui a trait avec la génération électrique. Donc je voudrais savoir si vous pouvez nous raconter comment vous voyez le développement d'autres options technologiques telles que le charbon, l'énergie nucléaire, l'hydro l’électricité, si on considère que ces alternatives concurrencent avec le gaz et avec le pétrole.

R. Ministre Chakib Khelil : Je crois que cette affaire est importante. En Algérie nous avons pris beaucoup de décisions dans ce sens. Dans la voie des énergies renouvelables. Je cois que nous avons les meilleures de ces énergies, c'est évidemment le problème est l'application. Nous avons depuis de l'efficacité de P énergie, depuis de l'énergie renouvelable, nous avons un décret de diversification de coût d'énergie pour stimuler les investissements dans d'autres énergies, etc., mais le problème en Algérie est que nous avons de l'énergie bon marché. Donc ce sera très difficile de développer de l'énergie solaire où nous avons, comme vous le savez,2,5 millions de KM2 , je suis sûr que presque 100% sont tours au soleil, donc notre ambition réellement est d'exporter de l'électricité à partir de l'énergie solaire.

Pourquoi je dis ceci ? Bon, parce qu'il est possible de transporter de l'énergie maintenant à travers des câbles, comme vous savez entre l'Angleterre et la France il y a des câbles, j'ai l'ambition de construire « un câble entre l'Algérie et l'Espagne, entre l'Algérie et la Sardaigne. Bon le grand problème que nous avons et je n'ai pas parlé de ces câbles parce que nous avons des problèmes avec la, Commission Européenne a qui cette idée plait beaucoup, mais ils n'aiment l'idée, parce qu'ils n'aiment pas beaucoup financer. Donc, ça nous intéresse pour des raisons de stabilité dans la génération électrique. Mais nous croyons beaucoup dans l'énergie solaire, parce que notre pays a cette possibilité et possède aussi un système de transport d'électricité qui va très loin dans le Sud du pays. Nous avons une centrale électrique presque dans le champ de pétrole.

Nous avons à mille km au Sud d'Alger, qui ont des centrales qui utilisent du gaz naturel, mais ces mêmes systèmes de transport pourraient être utilisés dans le futur pour transporter de l'énergie solaire.

Donc nous sommes en train de travailler dans des centrales hybrides : solaire gaz et sommes en train de minimiser le coût en utilisant le gaz naturel brûlé, le gaz naturel qui se brûle dans les champs pour utiliser le moindre gaz et en utilisant évidemment le financement ou des crédits d'agences qui les intéresse le développement de ce système hybride. Nous espérons que nous pourrions à long terme nous pourrons le développer. Evidemment nous avons l'énergie solaire en petits endroits, qui sont isolés, qui est très chère, alors si nous pouvons le reconnecter nous le faisons, si nous pouvons interconnecter, certainement nous utilisons du diesel, nous pensons un système hybride: Diesel solaire, etc.

Et nous n'avons pas réellement de l'énergie nucléaire pour la génération électrique et nous n'avons pas de charbon. Nous avions du charbon mais nous n'avons réellement pas suffisamment de charbon pour générer de l'électricité avec ceci. Mais nous avons de grandes quantités de gaz, donc, notre système est presque basé sur le cycle combiné. De gaz naturel nous avons seulement une unique centrale de 100 mégawatts.

Maintenant, dans le futur, il y a quelques pays comme la Chine, qui vont continuer avec cela, ils vont absorber toute la demande de pétrole et de gaz du monde. Donc peut être que la Chine voudra aller avec l'énergie dans le futur. Mais je ne vois pas comment vont pouvoir satisfaire la demande interne de Chine, se basant seulement sur l'énergie de gaz et de pétrole. Evidemment ils ont beaucoup de charbon aussi. Ils pourraient développer une génération électrique à partir du charbon, mais en utilisant de nouvelles technologies pour protéger l'environnement.

Je crois qu'à long terme nous allons avoir beaucoup plus d'hydrocarbures à partir de réserves qui existent maintenant, mais qui ne sont pas rentables, comme les réserves de sables bitumineux au Venezuela ou au Canada ou dans d'autres pays. Peut être celle-ci serait la phase transitoire que nous allons passer pour aller vers d'autres énergies dans le futur.

Merci.