Medgaz a bouclé sa première année d’exploitation

ESPAGNE / ALGÉRIE. Si Medgaz est techniquement en mesure de fonctionner à 100 % de ses capacités, comme s’en est félicité son conseil d’administration, réuni le 30 mai 2012 à son siège d’Almería, le gazoduc le plus profond de la Méditerranée, mis en service en avril 2011, vient cependant de fêter sa première année d’exploitation commerciale dans un environnement économique dégradé.
 
Medgaz est un mastodonte, capable de transporter, sur 210 kilomètres et à plus de 2 000 mètres de profondeur, huit milliards de mètres cubes par an de gaz naturel entre Beni Saf, sur la côte algérienne, et le port d’Almería, au sud-est de l’Espagne, sans transiter par un pays tiers à l’inverse du Maghreb-Europe Gas Pipeline qui traverse le Maroc. À terme, Medgaz, actuellement alimenté par l’immense gisement d’Hassi R'mel, pourrait même servir à l’acheminement du gaz du Nigeria via la construction d’un gigantesque gazoduc transsaharien.
 
Le nouveau gazoduc appartient à un consortium de cinq sociétés internationales, l’algérienne Sonatrach (36 %), pilote du projet, l’espagnole Iberdrola (20 %), l’hispano-émirati Cepsa (20 %), l’hispano-italienne Endesa (12 %) et la française GDF-Suez (12 %), que pourrait bientôt rejoindre l’espagnole Gas Natural Fenosa actuellement en pourparlers pour racheter une partie des actions que possède la Sonatrach. 

Initié en 2001, Medgaz devait répondre à l’augmentation de la consommation de gaz en Espagne, l’un des plus gros importateurs du marché qui dépend pour un gros tiers des exportations algériennes.

En accordant un prêt de 500 M€ pour sa réalisation par le biais de la FEMIP, la Banque européenne d'investissement (BEI) entendait ainsi renforcer sur le long terme la sécurité de l’approvisionnement en énergie de l'Union européenne et contribuer au développement de l'économie algérienne.
 
Mais la crise économique en Europe et en Espagne en particulier, ajoutée à l’essor de l’éolien domestique et à la concurrence du charbon américain, dont les stocks sur le marché se sont accrus depuis le développement de l’exploitation des gaz de schiste aux États-Unis, a entraîné, au pays du premier ministre Mariano Rajoy, un ralentissement de la hausse de la demande de gaz, dont le prix est de plus indexé sur celui du pétrole.
 
« Il ne faut cependant pas jeter le bébé avec l’eau du bain », relativise néanmoins Jacques Percebois, directeur du Centre de recherche en économie et droit de l'énergie de Montpellier et co-auteur du rapport Énergies 2050. « Dans ce genre de projets, la rentabilité se calcule à long terme et Medgaz participe à une nécessaire diversification des approvisionnements », considère le chercheur français, qui conseille, pour l’avenir, de renforcer l’interconnexion des systèmes gaziers européens et d’introduire un peu plus de souplesse dans l’indexation du prix du gaz sur celui du pétrole.

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Article réalisé en partenariat avec la BEI


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