REFLEXION

Suite à la déclaration du PDG de Sonatrach par intérim, quelques questionnements : pourquoi la baisse des exportations de gaz traditionnel ?

Le PDG par intérim de Sonatrach a fait la déclaration suivante : « l’Algérie devrait atteindre une production de 151 milliards de mètres cubes de gaz naturel en 2019. Durant l'année 2014, nous avons produit l'équivalent de 131 milliards de m3 de gaz naturel, dont 27 milliards de m3 ont été exportés via gazoduc et 28 millions de m3 sous forme de GNL via des méthaniers…..puis on ira vers l’exploitation du gaz de schiste » Source- APS le 07 février 2015.



1.-Le PDG par intérim a bien affirmé « 28 millions  de mètres cubes sous forme   de GNL ». Or pour passer du million de mètres cubes de GNL, au milliard de mètres cubes gazeux, il faut appliquer le  ratio international de 600  ce qui nous donne 16,8 milliards de mètres cubes de GNL, en précisant que la rentabilité pour le gaz naturel suppose un prix  de cession de 8/9 dollars le MBTU et pour le GNL 14/15 dollars. Le constat  est que  Sonatrach  n’a donc exporté  que 16,8  plus 27 milliards de mètres cubes gazeux soit  43,8 milliards  de mètres cubes gazeux en 2014 en récession par rapport aux années passées. Pour le transport canalisation, nous avons  Transmed via Italie dont la capacité qui a été portée fin 2012 selon les déclarations officielles  à  33 milliards de mètres cubes gazeux/an et Medgaz, via Espagne d’une capacité  de 8 milliards de mètres cubes gazeux/an, le projet Galsi d’une capacité de 8 milliards de mètres cubes gazeux étant en gestation avec un cout qui dépasse actuellement largement les 4 milliards de dollars. Cela montre donc    une sous utilisation  des capacités des  exportations par canalisation  d’environ 65% : le problème est posé face à la forte demande intérieure :   baisse de la  demande internationale notamment européenne pour le gaz algérien ou pénurie de gaz ? En effet, si l’on ajoute les 35 milliards  de mètres cubes de consommation intérieure, (allant au rythme de la consommation et des prix actuels  vers 75 milliards horizon 2030  et quadruplement horizon 2040 selon le Ministre de l’Energie),  cela donne pour 2014, 78,8 milliards de mètres cubes gazeux, existant donc une différence avec la production   de 52,2  milliards de mètres cubes gazeux, soit près  de 40% de la production déclarée par le PDG par intérim. Cette différence provient certainement du gaz utilisé pour la réinjection pour la récupération assistée dans les gisements d'huile ( Hassi Messaoud  et Hassi R’Mel en particulier) et du gaz réinjecté pour les opérations de recyclage dans les gisements de gaz à condensats. C’est aussi les pertes  de comptage   et le gaz torché. Selon la banque mondiale, les gaz torchés  en Algérie représentent une perte   d’environ 6 milliards de mètres cubes  gazeux/an.  
 2.- Quel arbitrage entre les exportations et la consommation intérieure en croissance  en rappelant que le prix de cession du gaz dans les contrats  est indexé sur celui du pétrole et connaissant une déconnexion en baisse par rapport au prix du pétrole  sur le marché libre ?  Certes, on  peut utiliser les techniques  de récupération qui au niveau mondial  varient d'un gisement à l'autre, du pétrole au gaz. Mais l’augmentation du taux de récupération  nécessite  d’importants investissements pour le forage de nouveaux puits et l’aménagement de nouvelles infrastructures, outre l’utilisation de nouvelles techniques dans l’exploration et l’extraction tant  le taux de récupération primaire, secondaire que  tertiaire. En effet,  selon les experts   et ingénieurs consultés, en matière d'extraction pétrolière, on distingue trois niveaux de récupération. La méthode dite « primaire » consiste à récupérer « passivement » une partie du pétrole grâce à la pression élevée existant dans le gisement. Toutefois, plus le gisement vieillit, plus la pression interne du réservoir diminue, jusqu'à devenir insuffisante pour assurer la récupération. On recourt alors à des méthodes dites « secondaires- méthode du « gaz lift », visant à stimuler la production. On injecte du gaz  et de  l’eau   dans le gisement pour maintenir la pression d’exploitation par déplacement naturel. Les méthodes de récupération  secondaires  dont  le déplacement par pression, avec  l’injection dans les puits du gaz naturel combiné avec le nettoyage améliorent  et rétablissent  les pressions des réservoirs  permettant  de récupérer, selon le vieillissement du gisement environ  20/30% en moyenne des réserves présentes dans les gisements. Récemment, des compagnies exploitantes se sont   orientées vers des méthodes  plus complexes, bien que plus nocives à l’environnement, de récupération dites « tertiaires », intervenant sur la viscosité des fluides ou la diffusion à l'intérieur du gisement via l'injection de C02, de vapeurs ou de composés tensioactifs. Mais cela suppose pour la viabilité  économique, des cours élevés de pétrole. Les nouveaux gisements découverts de gaz traditionnel, sous réserve de leur  rentabilité économique permettront-ils de suppléer au déficit. Pour Sonatrach, est ce  que ce taux  de  40%, inclus les gaz torchés, répond  aux normes internationales en termes de coût ?  Ce taux ne reflète t-il pas le vieillissement croissant de Hassi R’Mel et Hassi Messaoud?
 3.-Pour le gaz de schiste,  le coût d'un puits est supérieur à 15 millions de dollars contre 5/7 aux USA, ne pouvant être rentable avant 2020/2025 sous réserve d'une maîtrise technologique nationale supposant une formation intense. Au niveau tant  de la communauté scientifique que des opérateurs l’objectif  premier  est d’améliorer la fracturation hydraulique, les   recherches s'orientant  sur la réduction de la consommation d'eau, le traitement des eaux de surface, l'empreinte au sol, ainsi que la gestion des risques sismiques induits. Concernant le problème de l’eau qui constituera l’enjeu géostratégique fondamental  du XXIème siècle (l’or bleau), selon les experts,  trois types de fluides peuvent être utilisés à la place de l'eau : le gaz de pétrole liquéfié (GPL), essentiellement du propane, les   mousses (foams) d'azote (N2) ou de dioxyde de carbone (CO2)  et l’azote ou le dioxyde de carbone liquides. L'utilisation des gaz liquides permet de se passer complètement ou en grande partie  d'eau et d'additifs. Pour les mousses, par exemple  la réduction est de 80 % du volume d'eau nécessaire étant  gélifiées à l'aide de dérivés de la gomme de Guar. Ainsi sans être exhaustif, du fait de larges mouvements écologiques  à travers le monde, des alternatives à la fracturation hydraulique sont  encore à un stade expérimental et demandent  à être plus largement testées, l’objectif étant  de  minimiser l’impact environnemental de la fracturation hydraulique tant pour les volumes traités que pour la qualité des eaux traitées  et  de diminuer significativement la consommation d’eau et/ou d’augmenter la production de gaz.  La fracturation au gel de propane est en cours d’utilisation sur environ 400 puits au Canada et aux États-Unis (plus de 1.000 fracturations déjà effectuées).  L’eau peut aussi être remplacée par du propane pur (non-inflammable), ce qui permettrait d’éliminer l’utilisation de produits chimiques. Les premiers puits utilisant cette méthode ont été fracturés avec succès en décembre 2012 aux États-Unis. Nous avons  la  fracturation exothermique non-hydraulique (ou fracturation sèche) qui  injecte de l’hélium liquide, des oxydes de métaux et des pierres ponce dans le puits, la  fracturation à gaz pur peu nocive pour l’environnement  surtout utilisée dans des formations de roche qui sont sensibles à l’eau à maximum 1500 m de profondeur ; la fracturation pneumatique qui  injecte de l’air comprimé dans la roche-mère pour la désintégrer par ondes de chocs, n’utilisant pas  d’eau ,  remplacée par l’air mais utilisant certains produits chimiques en nombres restreints ;  enfin la stimulation par arc électrique (ou la fracturation hydroélectrique) qui  libère le gaz en provoquant des microfissures dans la roche par ondes acoustiques, utilisant selon les experts pas ou  très peu d’ eau, ni proppants ou produits chimiques, mais nécessitant beaucoup  d’électricité.  Selon   certains experts, horizon 2040/2050,  l'hydrogène est une piste sérieuse enrichissant   le « mix » ou le bouquet énergétique mondial,  pour le transport et le stockage des énergies intermittentes  et   pourrait aussi permettre de produire directement de l'énergie tout en protégeant l’environnement , l’hydrogène en brûlant dans l’air n’émettant  aucun polluant et ne produisant  que de l’eau.  Un rapport rédigé le 22 janvier 2014 par des experts pour le parlement français  à partir de tests expérimentaux montre   qu’un (1) kg d’hydrogène libère environ trois fois plus d’énergie qu’un (1) kg d’essence, mais que pour  produire autant d’énergie qu’un litre d’essence, il faut 4,6 litres d’hydrogène comprimé à 700 bars (700 fois la pression atmosphérique). Cette étude rappelle également qu’il suffit d’un kilo de d’hydrogène (H2), stocké sous pression, (représentant un coût d’environ huit euros) pour effectuer une centaine de kilomètres dans un véhicule équipé d’une pile à combustible. Toujours selon ce rapport,  à terme,  avec le développement conjoint des véhicules à hydrogène et des piles à combustible destinées aux bâtiments et logements, on peut tout à fait imaginer le développement d’un réseau de production et de distribution transversale et décentralisée d’énergie. Dans ce schéma, organisé à partir de réseaux intelligents « en grille », les immeubles de bureaux et les habitations produiraient ou stockeraient leur chaleur et leur électricité sous forme d’hydrogène et pourraient également alimenter en partie le parc grandissant de véhicules à hydrogène. Mais ce concept fonctionnerait également dans l’autre sens et les voitures à hydrogène, lorsqu’elles ne seraient pas en circulation, deviendraient autant de microcentrales de production d’énergie qui pourraient à leur tour contribuer à l’alimentation électrique des bâtiments et logements.
 4.- C’est qu’un pays  peut découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement selon le vecteur coût-prix international (le prix  du gaz étant indexé sur celui  du pétrole) et de la  concurrence des énergies substituables. Plus le prix international est haut plus les réserves marginales deviennent rentables et vice versa, un prix bas rendant non rentables les gisements marginaux.  Invoquer le pic énergétique, schémas valables dans les années 1970/1990, selon les informations que j’ai recueillies auprès des experts de l’AIE et d’organismes indépendants n’est plus d’actualité du moins jusqu’à l’horizon 2030. Un pays  peut découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement selon le vecteur coût-prix international (le prix  du gaz étant indexé sur celui  du pétrole) et de la  concurrence des énergies substituables. Plus le prix international est haut plus les réserves marginales deviennent rentables et vice versa, un prix bas rendant non rentables les gisements marginaux. Mais le problème central  stratégique pour l’Algérie, dans le  cadre des valeurs internationales, est de réaliser la  transition d’une économie de rente à une économie hors hydrocarbures, fondée sur LE SAVOIR, des entreprises compétitives  et la bonne gouvernance. Le cours du pétrole, devant toujours calculer à prix constants 2015 et jamais à prix courants  (le cours de 20 dollars en 1980 équivaut à plus de 90 dollars à prix constant 2015) n’atteindra jamais 200 dollars tant pour des raisons économiques que géostratégiques. Le dernier  rapport de l’AIE en date du 10 février 2015, d’un prix ne dépassant pas 70/80 dollars le baril entre 2015/2020,  confirme nettement mes prévisions publiées  dans la presse nationale et internationale.
Toute reproduction sans citer l’auteur   est interdite

 

Abderrahmane MEBTOUL
Mercredi 11 Février 2015 - 17:18
Lu 808 fois
ACTUALITÉ
               Partager Partager

A LA UNE | ACTUALITÉ | MOSTAGANEM | RÉGION | CULTURE | SPORTS | CHRONIQUE | DOSSIERS | ISLAMIYATE | Edito | RAMADANIATE | NON-DITS | DÉBAT DU JOUR | TRIBUNE LIBRE | PUB | Spécial 1er Novembre 54 | Aidons-les ! | MOSTA-HIER | بالعربي






Edition du 03-12-2016.pdf
2.91 Mo - 03/12/2016





Flux RSS


Retrouvez-nous sur Google+