Devant l’effondrement de la demande dans les pays de l’OCDE (– 4 % en 2009, du jamais vu depuis les années 1970) dû à la crise financière, et le ralentissement de l’activité industrielle et de la production d’électricité, le gaz, en situation de surabondance, a vu ses prix sur les marchés de court terme (ou spots) divisés par quatre depuis 2006. Les experts parlent désormais de bulle gazière. Avec 7,8 % des réserves mondiales, l’Afrique reste loin derrière le premier producteur, la Russie, mais attire depuis quelques années les convoitises : l’Europe compte sur ce fournisseur traditionnel pour diversifier ses sources d’approvisionnement, et l’Asie entend combler le déclin de sa production domestique en développant les champs africains. L’Algérie, la Libye, l’Égypte, le Nigeria, le Gabon et, plus récemment, la Guinée équatoriale ont tous vu leur production de gaz augmenter, notamment avec le développement des infrastructures de liquéfaction de gaz naturel (GNL, gaz rendu liquide par refroidissement et transporté par bateaux).

Avec la bulle, nombre de ces projets « sont très impactés et retardés », remarque Akli Brihi, le directeur général de BP Algérie. Le groupe anglais, qui représente 20 % des exportations algériennes de gaz, se dit lui peu touché par le phénomène : « Nos investissements en cours ne seront pas impactés, puisqu’ils sont basés sur les contrats de long terme. »

Un Prix aligné sur le pétrole

En effet, afin de sécuriser les producteurs sur leurs investissements et les acheteurs sur leurs approvisionnements, les contrats sont traditionnellement négociés sur une durée qui peut aller jusqu’à trente ans (contrat de long terme avec un prix aligné sur celui du pétrole). La notion de take or pay (« tu prends ou tu paies ») vient conforter le producteur dans le lancement de projets dont les coûts peuvent atteindre plusieurs milliards de dollars. Mais tout avantage a son inconvénient : ce type de contrat est sensible aux conditions géopolitiques des pays de production et de transit de gaz dans le cas de gazoducs. Au Nigeria, les menaces des rebelles du Mouvement d’émancipation du Delta du Niger (Mend) sur le projet de gazoduc transsaharien (4 000 km à travers le Nigeria, le Niger et l’Algérie) en témoignent. Le recours aux contrats de court terme sur des marchés dédiés, et dont le GNL est le produit phare, est apparu comme une solution et s’est rapidement développé. De leur côté, les producteurs ont vu la possibilité de vendre le gaz au plus offrant en jouant sur les cours, au même titre qu’une cargaison de pétrole brut. Ainsi, depuis 2002, plus de 30 millions de tonnes de capacité annuelle ont été lancés au Nigeria, en Égypte, en Libye ou encore en Guinée équatoriale.

De fait, les pays africains exportateurs de gaz qui recourent massivement aux contrats de long terme (80 % des contrats algériens) sont relativement à l’abri de la volatilité des cours. « La fiabilité des contrats long terme a été prouvée », estime ainsi Iouri Virobian, président de Gazprom Marketing & Trading France, filiale du premier exportateur mondial de gaz naturel. Pour le GNL, Anne-Sophie Corbeau, analyste senior, spécialiste des marchés gazier à l’Agence internationale de l’énergie (AIE), prévoit que « l’offre peut et va être déplacée entre les régions, en fonction des signaux de prix ». Car la croissance de la demande des pays émergents va se poursuivre : l’AIE prévoit une hausse de 350 milliards de m3 d’ici à 2015.

Projets retardés

Les perspectives sont donc au vert mais, par crainte, nombre de projets ont été retardés : c’est le cas au Nigeria du train no 7 de Bonny Island, d’une capacité annuelle de 8,4 millions de tonne, et de Brass LNG (5 millions de t). « Il faut continuer à investir dans l’amont, insiste pourtant Anne-Sophie Corbeau, car il faut aussi compenser le déclin de champs existants. »

L’autre raison qui devrait mettre à l’abri les producteurs africains est la forte augmentation de leur propre demande. « On anticipe une croissance annuelle de 2,7 % sur 2007-2030, contre 1,5 % au niveau mondial, juge l’analyste. Le marché intérieur devient important pour les pays producteurs et connaît une forte croissance, notamment en Égypte, au Nigeria ou en Libye », argue-t-elle. En Égypte (1,2 % des réserves mondiales), la demande est en très forte augmentation et pourrait atteindre 42 milliards de m3 en 2012. Les autorités ont donc décidé de porter la production à 85 milliards de m3, contre 55 milliards aujourd’hui, afin de combler le déficit interne et augmenter les exportations. D’ici à 2012, l’Angola devrait également fournir les premiers mètres cubes de GNL à travers Angola LNG (5,2 millions de t) ; en 2013, c’est Marsa el-Brega en Libye (entre 0,7 et 2,5 millions de t), qui entrera en production.

Les investissements sur le continent africain sont donc ralentis, mais les prévisions mondiales de consommation sont prometteuses (les pays de l’OCDE devraient d’ailleurs retrouver leur niveau de 2007 d’ici à 2014). « Avec l’hiver rude en Europe, la tendance est à la stabilité, nous verrons si elle se maintient dans la durée en 2010 », confirme déjà Akli Brihi. Le français Total expliquait encore en septembre 2009, au quotidien algérien El Watan et par la voix de son PDG Christophe de Margerie : « Notre vision des prix de l’énergie sur le moyen et le long terme est haussière. » Ce qui, selon lui, justifie les investissements : 2 milliards de dollars dans le champ algérien d’Ahnet, qui devrait produire, d’ici à 2015, quelque 4 milliards de m3 de gaz par an. Mêmes ambitions côté BP, qui investira en Algérie la même somme sur une durée de trois à cinq ans.

Ce qu’il en pense

« Nous allons investir 2 milliards de dollars sur une période de trois à cinq ans. Il s’agit de maintenir notre plateau de production sur les deux champs gaziers In Salah et In Amenas à 9 milliards de m3 chacun : un certain nombre de stations de compression seront mises en route cette année sur le gisement In Salah ; celles d’In Amenas seront lancées en 2013. Nous souhaitons par ailleurs démarrer l’exploration de trois puits sur le block de Bourarhat : nous y avons fait une découverte intéressante en 2008, mais nous devons encore apprécier les volumes de gaz et déterminer comment les commercialiser. »

Akli Brihi, directeur général de BP Algérie