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A la une / Contribution

Renégociation des contrats gaziers à long terme

Un défi réalisable pour Sonatrach

©D. R.

L’essentiel du gaz naturel exporté est régi par des contrats à long terme qui sont des contrats de longue durée, celle-ci est souvent comprise entre 20 et 30 avec une particularité qui pèse de par son importance, à savoir la clause ‘’Take or Pay’’, en clair, faire supporter un risque en matière de volume à l’acheteur et un risque en matière de prix au fournisseur quelles-que soient les évolutions du marché dans le temps et c’est là où se situe toute la problématique car on fait face à une nouvelle conjoncture et à de nouvelles règles du marché gazier.

Une nouvelle conjoncture du marché gazier mondial
Le marché du gaz naturel est devenu régional avec trois principaux marchés : l’Europe, l’Amérique du nord et l’Asie, reste, que le marché du gaz n’a pas de marché dédié, il est en concurrence continue avec les autres types d’énergies, en effet, son prix est indexé sur le pétrole avec un décalage de 3 à 6 mois dans le cadre des contrats à long terme, dû à un lissage des formules d’indexation. Cette indexation historique remonte aux années soixante, lorsque les producteurs et les fournisseurs ont adopté cette formule dans la mesure où le gaz constituait une énergie de substitution par rapport au pétrole et provenait des mêmes sources de production.

L’intérêt pour des contrats à long terme entre les producteurs et les consommateurs est complémentaire, les pays importateurs recherchent une stabilité et une diversification à long terme de leurs flux énergétiques alors que pour les pays producteurs, cela permet de garantir le financement des investissements dans le domaine gazier et de répartir les risques entre producteurs et consommateurs, ce type de contrat est nécessaire, cependant, la problématique de savoir avec précision ce que sera la demande sur le long terme a eu comme conséquence directe l’émergence du marché spot qui reflète l'équilibre réel offre/demande du marché.

Il est important de préciser que pour les Etats-Unis et le Royaume-Uni, le marché du gaz est totalement dérégulé car les prix du gaz de référence sont fixés par les contrats de court terme "spot" alors que le marché européen continue à être régi par deux systèmes de prix : indexés et "spot".

L’environnement du marché gazier est devenu de plus en plus concurrentiel car des activités autrefois intégrées ne fonctionnent plus dans la même logique, d’une part le transport et la distribution qui fonctionnent en monopole régulé et d’autre part les activités de fourniture qui se sont totalement ouverte à la concurrence, conséquence de cette séparation, moins de visibilité dans l’équilibre offre/demande sur le long terme. Cette dérégulation a eu comme conséquence directe le raccourcissement des contrats à moins de 15 ans, l’émergence du marché ‘’spot’’ et surtout l’indexation des contrats long terme sur le marché ‘’spot’’.
Les prix du marché ‘’spot’’ reflétant l’équilibre offre/demande qui suivaient les tendances du marché pétrolier ne l’est plus, notamment aux Etats-Unis et au Royaume-Uni où le marché spot commence à être influencé par le prix du charbon et le contexte du marché du GNL, qui, lui-même est en plein mutation, en ajoutant à tout cela, l'apparition d'une bulle gazière, résultant de la baisse de la demande et de la production des schistes aux États-Unis et entraînant une chute des prix du marché du gaz, créant ainsi un décalage croissant avec ceux du pétrole, toutes ces nouvelles tendances sont en train de remettre en cause le lien historique entre le pétrole et le gaz.

En 2030, la part des importations de GNL en Europe s’élèvera à environ 30% des importations gazières européennes et la dépendance de l’Europe vis-à-vis des producteurs externes va s’accroître progressivement et devrait atteindre environ 70% à cet horizon. En Asie, la croissance des marchés du gaz sera portée essentiellement par trois facteurs : la croissance démographique, le développement de la production d’électricité et les préoccupations liées à l’environnement. Cette croissance, de l’ordre de plus de 500 milliards de mètres cubes d’ici 2030, sera alimentée, en grande partie, par le GNL, actuellement, 72% de la demande totale, soit 177 millions de tonnes provient de l’Asie alors que la part de marché de Sonatrach est très minime (1.97 millions de tonnes), il faut y remédier et mettre en place une stratégie spécifique à ce marché.

Actuellement, les marchés du gaz sont cloisonnés dans trois zones distinctes, les États-Unis, l’Europe et l’Asie avec des prix très différents mais compte tenu des nouvelles productions de GNL à venir, notamment en provenance de l’Australie et des États-Unis, les différences de prix entre les trois grands marchés auront tendance à s’estomper à l’horizon 2020, actuellement, ces prix sont encore éloignés, le gaz vaut 3,19$/mmbtu aux États-Unis, 5,20$/mmbtu en Europe et 7,30$/mmbtu en Asie (prix pour la journée du Mardi 16 Mai 2017). Il faut savoir que pour chaque augmentation de 1$ le baril, on a une augmentation entre 0.07$~ 0.15$ le mmbtu. Avec la baisse des prix du gaz, les clients de Sonatrach cherchent à réduire les quantités contractuelles tout en maintenant une certaine pression sur les prix qu’ils veulent aligner sur le marché spot.

Situation des contrats long terme de Sonatrach
L’Algérie doit renégocier plusieurs contrats de livraison conclus en majorité avec des partenaires se situant en Europe dont le contexte gazier se caractérise par une faiblesse de la demande gazière, un surplus d’offre (notamment avec l’arrivée du GNL nord-américain), un environnement plus concurrentiel sous l’effet des réformes de libéralisation des industries gazières européennes, l’impact de la baisse des cours du pétrole vu que les prix sont indexés sur les cours du pétrole et la déconnexion entre les prix dans les marchés long terme et spot.

Il est important de souligner la non utilisation de la capacité contractuelle du contrat entre Sonatrach et ENI, ces dernières années, ceci provient du fait que les deux parties n’ont pas pu donner une suite positive à leurs obligations, Sonatrah ne pouvait pas fournir, notamment à cause de la hausse de la demande nationale et ENI ne pouvait pas prendre les quantités stipulées dans le contrat car ayant déjà obtenu un accord avec Gazprom sur les prix et pour diversifier ses sources d’approvisionnement, suite à cela, les deux compagnies ont révisé la clause ‘’Take or Pay’’ du contrat en 2013 et ont convenu une solution forfaitaire en réduisant les quantités à exporter par Sonatrach (12.46 milliards de m3 en 2013 et 9.8 milliards de m3 en 2016) sans changer les formules des prix qui sont-elles mêmes liées au cours du pétrole mais un accord a été passé en décembre 2016 entre Sonatrach et ENI où les prix du contrat à long terme (pour la période 2016/2017) liant les deux parties ont été alignés sur le hub italien PSV (Punto du Scambio Virtuale) et non pas découplés du prix du pétrole: une première, ainsi, les négociations pour le renouvellement du contrat, tellement stratégique pour les deux pays, ne sera pas facile à mener, mais un accord sera certainement trouvé car les intérêts des deux parties dépassent largement la question elle-même.

Concernant les négociations avec ENGIE (ex GDF-Suez, l’état français est actionnaire à hauteur de 28% du capital), il s’agit du plus important contrat en matière de GNL pour notre compagnie nationale, Sontrach devant absolument garder ses parts de marchés, dispose de véritables atouts lui permettant de renouveler cet important contrat, et ce, malgré l’indiffèrent survenu en début d’année entre les deux parties, en effet, l’Algérie a toujours honoré ses livraisons, et ce, depuis 1972, de plus, le renouvellement du contrat permettra entre autre d’assurer la diversification tant souhaitée par ENGIE concernant ses contrats d’approvisionnement à long terme où ENGIE a déjà réussi à renouveler ses contrats avec Statoil en novembre 2016 et avec Gazprom en avril 2016 où les prix ont été révisés, en effet, ils ont été ajustés aux conditions du marché et indexés sur le hub français PEG (Point d’Echange Gaz), il faut aussi préciser que les relations politiques entre les deux pays, qui ont toujours dominé les négociations, auront une nouvelle fois leurs importances notamment avec le nouveau président élu.

Quelle approche et quelle démarche à suivre ?
Face à l’arrivée de nouveaux producteurs, notamment le GNL nord-américain et à la rude concurrence qui s’est installée au sein du marché européen avec les nouveaux tarifs appliqués, notre pays devra se conformer aux nouvelles règles et affiner une stratégie de négociation solide afin de s’adapter aux évolutions du marché en mutation constante et par conséquent maintenir ses parts de marché.

En premier lieu, l’Algérie devrait reconsidérer la durée des contrats qui devrait se situer entre 10 et 15 ans au lieu de 20 à 25 ans. Il y a lieu de s’adapter, en permanence, aux conditions et à la réalité du marché en permanence où deux paramètres sont à prendre en considération, le premier est d’ordre juridique, il faut inclure des clauses relatives aux changements des conditions et circonstances du marché, notamment la clause de sauvegarde dite hardship, qui doit être distinguée de celle de force majeur, cette clause devra être rédigée minutieusement en précisant les différents évènements imprévisibles aux parties contractantes et les énumérer afin de se prévenir de toute difficulté lors de sa mise en œuvre, le deuxième paramètre est lié aux formules de calculs utilisés, il faut introduire la part des prix du marché spot dans ce type de contrat.
Les ventes au niveau du marché spot doivent être considérées comme étant complémentaires aux contrats à long terme et non pas comme une alternative à celle-ci, notre pays a pris du retard car ne s’étant pas préparé à exercer une présence plus active sur les marchés spot internationaux, y compris ceux du GNL où le Qatar et le Nigeria, à eux seuls, comptabilisent près de la moitié de la totalité du GNL échangé dans ce marché et où la part de notre pays n’est que de 5%.

Concernant la question Revamping des complexes GL1Z & GL2Z versus Extension des complexes GL1K & GL3Z, il faudrait annuler la décision concernant le revamping des complexes GL1Z & GL2Z qui sont en exploitation depuis plus de 35 ans avec des taux d’autoconsommation dépassant les 20% (1.5 milliards de m3 de perte) et procéder à l’extension des deux complexes GL1K & GL3Z, pour ce dernier, cette option a déjà été prévue dans le design de base, donc, moins de hommes/heures engineering, un procurement plus rapide car il s’agit en grande partie de dupliquer les équipements, ce qui aidera à optimiser les délais de réalisation, quant au taux d’autoconsommation, il sera nettement inférieur (moins de 9%), il est clair qu’à long terme que le revamping ne saura remplacer l’extension car Sonatrach devrait travailler sur un horizon de 15 à 20 ans et la décision actuelle ne le reflète pas.

Ainsi, au-delà de la défense de ses parts de marché, l’Algérie devrait optimiser ses profits à long terme et diversifier ses ressources afin de pouvoir réaliser cet objectif. Dans le même contexte, militer et mettre en place un bloc avec d’autres pays partenaires pour la création d’une Opep de gaz (et remplacer le FPEG à l’image de l’Opep de pétrole serait un défi intéressant que l’Algérie pourrait y lancer et prendre part à sa concrétisation en cette fin de décennie.

Dans un autre contexte, il est primordial de maintenir un signal toujours aussi positif sur la capacité de Sonatrach à respecter les termes contractuels, notamment, en matière de livraison vis-à-vis de ses clients qui savent parfaitement évaluer les probables conséquences de la hausse de la consommation en interne (autour de 40 milliards de m3) qui pourrait doubler d’ici 10 ans et éviter ainsi des commentaires qui ne devraient pas avoir lieu et qui peuvent ternir l’image du pays et de Sonatrach. Certes, Il faut augmenter la production mais il faudrait surtout opter pour un modèle de consommation d’énergie basé à la fois sur l’économie d’énergie et sur l’efficacité énergétique, enfin, Il faut aussi rehausser les tarifs de l’électricité d’une manière graduelle d’autant plus qu’actuellement 98% de l’électricité consommée est produite à partir du gaz naturel.

L’Algérie, cinquième exportateur mondial de gaz naturel (54 milliards de m3) devrait absolument initier de grands projets et adapter sa philosophie de commercialisation aux nouvelles conditions du marché en vue de diversifier son portefeuille, préserver ses parts de marché afin de consolider son cash-flow et surtout faire face à la concurrence qui devient de plus en plus féroce, dans ce cadre, il est impératif de lancer les travaux du gazoduc Galsi (08 milliards de mètres cubes de gaz), un accord intergouvernemental relatif à ce projet a été conclu en 2007 entre l’Algérie et l’Italie pour une mise en production en 2012, or, nous sommes en 2017 et le projet n’a pas encore été lancé.

Enfin, Sonatrach devrait pouvoir acheter des actifs dans des entreprises de distribution et de vente, ceci passe impérativement par une stratégie de ventes basée sur des investissements (participations) en terminaux de regazéification en Europe et en Asie, et ce, dans le but de vendre du gaz directement aux clients, à l’image de Sonatrach Gas Marketing UK Ltd. Il est bien entendu que ces investissements doivent être accompagnés par une stratégie basée sur la construction de nouveaux méthaniers pour le Shipping du GNL.

Conclusion
Il faudrait conjuguer contrats à long terme entre 10 et 15 ans avec le principe du Take or Pay tout en adaptant les formules de calculs à la réalité du marché gazier et marchés spot, le tout, en privilégiant une coopération gagnant-gagnant avec nos partenaires, basée sur des engagements clairs et avec une continuité absolue, cette coopération peut se concrétiser à nouveau car notre pays l’avait déjà montré par le passé à condition qu’un travail solide en amont soit mené comme il se doit dans les domaines économique, politique et diplomatique.

 

Par : Abdelwahid henni
a. henni, consulting@gmail.com
Consultant Oil&Gas



 


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