Effectivement, nous avons assisté  à plusieurs déclarations contradictoires entre 2020/2022, de différents  responsables  du Nigeria concernant  le gazoduc Nigeria/Europe, une fois  c’est avec l’Algérie, une autre fois avec le Maroc avec des protocoles d’ententes , protocoles qui ne sont pas des  contrats définitifs , n’engageant nullement les partenaires. Le Nigeria doit une fois pour toute éclaircir sa position afin que e projet se réalise mais devant tenir compte de la  faisabilité du projet pour évaluer sa rentabilité. Ce «  parasitage » s’explique par le fait  que cela dépasse le camps strictement économique car comme le démontre une importante étude  de l’IRIS  du 19 août 2021, le  gazoduc reliant le Nigeria à l’Europe  principal client qui doit se prononcer également sur ce projet,  est l’objet d’enjeux géostratégiques importants pour la région. .

1.-Le  secteur de l’Energie au Nigeria  est marqué par le poids dominant de l’industrie pétrolière et gazière, procurant  75 % des recettes du budget national et 95 % des revenus d’exportation et les réserves prouvées de gaz naturel sont estimées à 5.300 milliards  de mètres cubes gazeux. Le gazoduc Maroc-Nigéria dont le cout est estimé par l’IRIS  environ 30 milliards de dollars,  dont la durée de réalisation entre 8/10 ans  devrait mesurer environ 5 660 kilomètres de long. Il longerait la côte Ouest Africaine en traversant ainsi 14 pays : Nigéria, Bénin, Togo, Ghana, Côte d’Ivoire, Liberia, Sierra Leone, les trois Guinée, la Gambie, le Sénégal, la Mauritanie et le Maroc. Ce projet a été annoncé en décembre 2016, lors de la visite d’État du souverain marocain au Nigéria. En Mai 2017, des accords de coopération ont été signés à Rabat pour engager les deux parties à parrainer une étude de faisabilité (terminée en Juillet 2018) ainsi qu’une pré-étude des détails (FEED) réalisée au 1er  trimestre 2019. Dans la phase de pré-études, il s’agit pour les États traversés et la CEDEAO de signer des accords relatifs à sa construction mais aussi de valider les volumes de gaz disponibles pour l’Europe et d’entamer les discussions avec les opérateurs du champ « Tortue » (ressources gazières) au large du Sénégal et de la Mauritanie (ces deux pays ont signé un accord en décembre 2018 afin d’exploiter en commun le champ gazier Tortue-Ahmeyim et approcher des clients européens. Ce projet  a pour but de  connecter les ressources gazières nigérianes à différents pays africains, existant déjà deux gazoducs dans la zone Afrique du Nord-Ouest, le «West African Gas Pipeline », qui relie le Nigéria au Ghana, en passant par le Bénin et le Togo, et le gazoduc Maghreb-Europe (également nommé « Pedro Duran Farell ») qui relie l’Algérie à l’Europe via l’Espagne (Cordoue) en passant par le Détroit de Gibraltar et le Maroc. Le tracé passe par les côtes du  Sahara occidental. Concernant le gazoduc Nigeria Algérie de 4128 km , d’un coût estimé par la commission européenne qui est passé de 5 milliards de dollars au début de l’entente  à  19/20 milliards de dollars pour une durée de réalisation minimum 5 année après le début du lancement,  ,d’une  capacité annuelle de trente milliards de mètres cubes devant partir  de Warri au Nigeria pour aboutir à Hassi R’Mel, en passant par le Niger dont l’idée a germé dans les années 1980, l’accord d‘entente ayant  été signé le 03 juillet 2009. Le 21 septembre 2021 le ministre nigérian de l’Énergie a déclaré dans une interview accordée à la chaîne de télévision CNBC Arabia en marge de la conférence Gastech que son pays a commencé à mettre en œuvre la construction d’un gazoduc pour transporter du gaz vers l’Europe via  l’Algérie qui possèdent trois  canalisations opérationnelles. Nous avons  le TRANSMED, la plus grande canalisation d’un looping GO3 qui  permet d’augmenter la capacité  de 7 milliards de mètres cubes  auxquels s’ajouteront aux 26,5 pour les GO1/GO2 permet une capacité de 33,5 milliards de mètres cubes gazeux.étant  d’une longueur  de  550 km sur le territoire algérien et  370 km sur le territoire tunisien,  vers l’Italie. Nous avons le MEDGAZ  directement vers l’Espagne à partir de Beni Saf au départ d’une capacité de 8 milliards de mètres cubes gazeux qui après extension  la capacité a été  portée à 10,5 milliards de mètres cubes gazeux. Nous avons le GME via le Maroc dont  l’Algérie a décidé d’abandonner,  dont le contrat s’étant achevé le 31 octobre 2021,  d’une longueur de 1300 km, 520 km de tronçon marocain, la capacité initiale étant de 8,5 milliards de mètres cubes ayant  été porté en 2005 à 13,5 de milliards de mètres cubes gazeux. Ce projet est stratégique pour l’Algérie selon  différents rapports du Ministère de l’Energie afin de pouvoir honorer ses engagements internationaux en matière d’exportation de gaz   les réserves de gaz traditionnel pour l’Algérie, pour une population dépassant 45 millions d’habitants ( pour le gaz de schiste troisième réservoir mondial 19.800 milliards de mètres cubes gazeux,  selon un rapport US), mais pas pour demain pour différentes raisons techniques, financières et politiques sont évaluées selon la déclaration du ministre algérien de l’Energie début 2020 entre 2200 et 2500 milliards de mètres cubes gazeux, du fait du bas prix (politiques de subventions généralisées)  la consommation intérieure est en 2022 presque équivalente aux exportations. Aussi, l’Algérie  devant  donc, être attentif aux mutations gazières mondiales ( voir analyse développée par Pr A. Mebtoul dans la revue internationale gaz d’aujourd’hui Paris 2015 sur les mutations mondiales du marché gazier ). La   part du GNL représentant en 2020 plus de 40 % de ce commerce mondial contre 23 % à la fin des années 1990, n’est pas un marché mondial mais un   marché segmenté par zones géographiques alors que le marché pétrolier est homogène, du fait de la prépondérance des canalisations, étant  impossible qu’il réponde aux mêmes critères. Pour arriver un  jour à un marché du gaz qui réponde aux normes boursières du pétrole (cotation journalière) , il faudrait que la part du GNL passe  à plus de 80%. D’ici là, car les investissements sont très lourds,  tout dépendra de l’évolution   entre 202122030/2040,  de la demande en GNL qui sera fonction  du nouveau modèle  consommation énergétique  mondial  qui s’oriente  vers la transition numérique et énergétique avec un accroissement de la part du renouvelable, de l’efficacité énergétique  et entre 2030/2040 de l’hydrogène  qui déclassera   une grande part de l’énergie transitionnelle

2.-La rentabilité du projet Nigeria Europe, suppose trois conditions. Premièrement, la mobilisation du financement, alors que les réserves de change sont  fin 2022, pour l’Algérie de 55 milliards de dollars avec un endettement extérieur faible,  ne pas confondre avec le niveau de l’endettement  public, de 6/7 milliards de dollars,  et selon le FMI,  le  Maroc, 32 milliards de dollars  avec un endettement extérieur  élevé  22 milliards de dollars  fin 2022  et le Nigeria 37 milliards de dollars de réserves de change  avec un endettement élevé plus de  76 milliards de dollars fin 2021, devant  donc  impliquer des groupes financiers internationaux, l’Europe principal client et sans son accord et son apport financier il sera difficile voire impossible  de lancer ce projet.   Deuxièmement, ce projet doit tenir compte de la concurrence internationale qui influe sur la rentabilité de ce projet.   Les réserves avec de bas coûts, sont  de  45.000 pour la Russie, 30.000 pour l’Iran et  20..000 pour le Qatar. Ne pouvant contourner toute la corniche de l’Afrique, outre le coût élevé par rapport à ses concurrents, le fameux gazoduc Sibérie-Chine, le Qatar et l’Iran, proches de l’Asie, avec des contrats avantageux pour la Chine et l’Inde, le gazoduc Israël-Europe en activité vers 2025, les importants gisements de gaz en Méditerranée (20.000 milliards de mètres cubes gazeux) expliquant les tensions entre la Grèce et la Turquie. Et l’Algérie est concurrencée même en Afrique, avec l’entrée en Libye, réserves d’environ 2000 milliards de mètres cubes non exploitées, et les grands gisements au Mozambique (plus de 4.500 milliards de mètres cubes gazeux), sans compter le Nigeria avec ses GNL, sans compter le gaz de  schiste américain qui est exporté actuellement vers l’Europe,  cela étant   liée à l’étude du marché qui  influe sur la prise de décision de lancer un tel investissement”, d’où la démarche de lancer une étude du marché pour déterminer la demande sur le gaz avant de trancher sur l’opportunité de s’engager dans ce projet . Cette faisabilité implique la détermination du seuil de rentabilité en fonction   de la  concurrence d’autres producteurs, du coût et de l’évolution du prix du gaz et en prenant en compte la récente décision européenne .où à compter de février 2023 , la commission européenne   a prévu des  mécanismes de correction des marchés , activé dès que les prix observés sur le TTF (indice de référence européen) atteindront 180 euros par mégawattheure (MWh) durant trois jours, avec certaines conditions :  les prix relevés sur le TTF devant  être au moins supérieur de 35 euros au prix moyen du GNL (gaz naturel ­liquéfié) au niveau mondial, durant ces mêmes trois jours et  que  le mécanisme sera activé pour des périodes de vingt jours et désactivé automatiquement une fois ce laps de temps écoulé et   si la demande de gaz augmente de 15 % en un mois ou de 10 % en deux mois, les importations de GNL diminuent significativement . Or , ce projet est  essentiellement   orientées vers l’Europe, les canalisations   liant , d’une manière rigide l’exportateur  à une zone géographique donnée,  existant des marges de manœuvres et donc  plus de flexibilité   pour le GNL et donc tout dépendra de l’évolution la fois du coût d’exploitation et du prix international, horizon  2025/2027.Et Dans le contrat qui la liera à l’Europe , les clauses  doivent spécifier , so on  privilégie des prix fixes avec des contrats  moyen et long terme ou une partie des exportations sera  –elle négociable selon le prix du sur le marché spot ? Troisièmement, la sécurité et des accords avec certains pays,  le projet traverse plusieurs zones alors instables et qui mettent en péril  sa fiabilité avec les groupes de militants armés du Delta du Niger qui arrivent  à déstabiliser la fourniture et l’approvisionnement en gaz, les conséquences d’une telle action, si elle se reproduit, pourraient être remettre en cause la rentabilité de ce projet. Il faudra   impliquer les États traversés où il faudra négocier pour le droit de passage (paiement de royalties) donc   évaluer les risques   d’ordre économique, politique, juridique et sécuritaire.

3.-Il  y a lieu de ne pas  renouveler l’expérience malheureuse du  projet GALSI, Gazoduc Algérie–Sardaigne–Italie,  qui devait être mis en service en 2012, d’un coût initial de 3 milliards de dollars (  le coût a certainement doublé ) , d’une capacité de 8 milliards de mètres cubes gazeux. Ce projet devait  approvisionner également  la Corse, projet que j’avais défendu lors d’une mission en Italie ( conférence à la chambre de commerce en Corse A.Mebtoul en 2012 sur le projet Galsi reproduite à la télévision France 3 Corse) .   Il a abandonné suite au refus des élus de la Sardaigne , Sonatrach ayant consacré d’importants montants en devises  et dinars pour les études de faisabilité. Ce projet était prévu  sur un tronçon de 900 km, dont environ 600 en mer à une profondeur maximale de 2 885 mètres, dont en ce mois de décembre 2022, certains soi disant experts ne connaissant pas la teneur de ce projet s’aventurent dans des déclarations hasardeuses Connaissant parfaitement  ce projet puisque j’ai eu à me déplacer en Italie  en 2010 pour le défendre au nom de l’Algérie  , ( voir conférence  Pr A.Mebtoul à la chambre de commerce  de la Corse  devant les élus locaux reproduite par la télévision France 3 Paris en 2012,  où il  m‘ a été annoncé que ce projet n’aura pas lieu du fait de la pression  des élus de la Sardaigne ). Je   rappelle qu’à cette époque la   Commission européenne le recensait  parmi ses projets à l’horizon 2020 et lui réservait, , une contribution maximale de 120 millions d’euros, la   part de l’Algérie dans son financement – à travers la société nationale Sonatrach selon les déclarations officielles de l’époque de 41,6%, les autres partenaires étant  Edison, Enel, Groupe Héra et la Région de Sardaigne.  La décision d’investissement devait être prise par le consortium courant 2009 pour une mise en service possible à partir de 2012 et une mise en service pour 2014. Le coût était  évalué à  3 milliards de dollars d’investissement , aujourd’hui ce coût dépasse certainement les 5 milliards de dollars, sinon plus du fait du tracé complexe. Le 2 février 2010, le président de la république Nicolas Sarkozy avait annoncé  l’engagement de l’État français en faveur du raccordement de la Corse avec  un raccordement à la canalisation Galsi . Mais en 2011, la concurrence de Gazprom  a remis  en cause le projet GALSI  et  en 2014, Sonatrach annonce que ce projet est gelé,  les Italiens ayant  préféré le  Russe Gazprom , cette expérience montrant que dans la pratique des affaires n’existent pas de sentiments  mais que des intérêts.

.En conclusion, le    monde s’oriente en 2023/2030, inéluctablement, vers un nouveau modèle de consommation énergétique fondé sur la transition énergétique. L’énergie, autant que l’eau, est au cœur de la souveraineté des États et de leurs politiques de sécurité  Les nouvelles dynamiques économiques modifieront les rapports de force à l’échelle mondiale et affectent également les recompositions politiques à l’intérieur des États comme à l’échelle des espaces régionaux’. La stratégie gazière de l’Algérie  notamment en Méditerranée principal ,marché de l’Algérie,  dit tenir compte  de la concurrence acerbe, ne devant jamais oublier que  dans la pratique  des affaires et des  relations internationales n’existent pas  de sentiments mais, que des intérêts, chaque pays défendant ses intérêts propres.

Dr Abderrahmane Mebtoul.