Scandale SONATRACH

Publié le par sonatrach

Le visage crispé, Chakib Khelil arrive à la salle de conférences de son ministère pour tenir une conférence de presse consacrée exclusivement à l’affaire des dirigeants de Sonatrach. Dans la salle, seul le responsable de la communication de Sonatrach était présent, à l’arrière de la salle, enregistrant la totalité de la conférence.

 

Chakib Khelil justifiera le mutisme de Sonatrach, par rapport à cette affaire, par le fait que les principaux dirigeants sont sous contrôle judiciaire et que le ministre, lui-même, ne pouvait pas répondre.


Le ministre de l’Énergie et des Mines, avant de lire sa déclaration, a tenu à préciser que ce sera sa première et dernière conférence de presse sur l’affaire. Le ton est grave, la situation de Sonatrach l’est un peu plus. Et pourtant, Chakib Khelil dit réagir aux articles parus dans la presse mercredi dernier au sujet de l’affaire Sonatrach. “C’est la presse qui a rapporté l’information. C’est l’information qui m’est parvenue. Je n’ai pas plus d’informations (…) Vous vous attendiez à ce que je dise plus que ça ? Vous serez déçus”.


Soit le ministre sait tout et ne veut rien dire, soit il ne sait rien, et dans ce cas-là, c’est grave, très grave pour le premier responsable de la première entreprise du pays.


Comme argument de défense, Chakib Khelil aura choisi de se tirer une balle dans le pied. Même s’il refuse d’enfoncer les dirigeants de Sonatrach, dont deux sont en prison et d’autres sous contrôle judiciaire, le ministre caresse l’espoir que ces derniers soient, au bout du compte, innocentés par la justice, tout comme ce fut le cas pour les 14 cadres mis en cause dans l’affaire de “la Kharroubi”.


Évidemment, la défense des dirigeants de Sonatrach sera prise en charge par la compagnie. “Ils n’ont pas été relevés de leurs fonctions, mais remplacés. Parce qu’ils sont indisponibles”, tient à préciser le ministre qui, faut-il le rappeler, était derrière leur nomination. Est-il convaincu de leur innocence ? “Je ne peux pas vous dire parce que je ne connais pas le dossier et je n’ai pas le droit d’y accéder”.


Chakib Khelil ne sait pas qui a déposé une plainte contre les dirigeants de la Sonatrach. “Je ne peux pas vous répondre”, n’a-t-il cessé de marteler. Il en dira de même pour les chefs d’accusation. “Je n’ai pas les détails de l’accusation. Je ne connais pas le dossier”. Et d’ajouter : “Je ne peux vous dire que ce que la presse a rapporté”. La presse a bon dos, puisque, selon le ministre, elle a été informée avant lui et elle devrait être informée avant lui des suites à donner à cette affaire.


Le ministre refuse d’assumer sa responsabilité personnelle dans cette affaire, étant donné qu’il est le responsable direct des dirigeants mis en cause. Pour lui, les procédures d’attribution des marchés publics sont transparentes. Il reconnaît que l’Algérie a un grand problème de gestion des marchés publics du fait de l’inexistence de cadres formés dans cette spécialité. Il s’agit, donc, d’une affaire de passations de marchés publics. Mais pour Chakib Khelil, le tort des dirigeants de Sonatrach se limiterait à une prise de risques, tout en rappelant qu’avant son arrivée au département de l’Énergie et des Mines, il n’y avait aucune transparence dans l’attribution des marchés publics.


Le ministre affirme que son département reçoit chaque jour des milliers de lettres de dénonciation, mais refuse de les prendre en charge parce qu’elles ne sont pas signées et de jeter, une nouvelle fois, la balle dans le camp de la presse “si la presse a accès à certaines informations, nous n’y avons pas accès”.


Malgré la gravité de l’affaire, le ministre affirme ne pas avoir ouvert d’enquête et dit ignorer, d’ailleurs, qui a ouvert cette enquête. “La tutelle ouvre une enquête lorsqu’elle sait que quelque chose ne marche pas. Nous n’avons rien reçu sur cette affaire”.


Pour le ministre, tous les fils de hauts responsables sont victimes de rumeurs. “Il suffit qu’on soit lié à quelqu’un de haut placé pour qu’on soit accusé”. D’ailleurs, il a affirmé que “la presse a déjà décidé qu’ils sont coupables”, allusion faite aux dirigeants de Sonatrach.


Il dit ignorer si cette affaire aura des répercussions, mais pense que si tel serait le cas, cela devrait avoir lieu dans une année. Il se rappellera vaguement d’avoir eu vent de l’affaire, par le biais des dirigeants de Sonatrach après leur audition par le juge, “un jour de la semaine dernière”.


Chakib Khelil répondra-t-il à une éventuelle convocation de la justice ? “Bien sûr. Je ne suis pas un citoyen normal ?”

Le ministre qui s’est dit “surpris” d’apprendre cette affaire par le biais de la presse, reconnaît qu’il n’était “pas convaincant (durant sa conférence de presse) parce que je ne suis pas, moi-même, convaincu”.

 

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Touba 21/10/2011 12:13


Energie
Demain, tous à dos d'âne Par: Y.Mérabet
" Nous allons plus dépendre du pétrole et du gaz dans peu de temps", c'est ce que nous apprenons par la bouche du Chef du gouvernement et son Ministre de l'énergie et des mines. Alors, plus de
carburant pour faire rouler le parc national de véhicules estimé à plus de 4,5 millions de voitures, fini les tracasseries et les embouteillages . Plus d'engrais, plus de pesticides, plus
d'équipements à base de 'plastic', nos factures alimentaires resterons impayées, ça sera le revers de la médaille de l'affaire du bey d'Alger (1830), qui nous a couté 132 longues années
d'occupation française. Plus de vêtements, plus de mobilier, nous retournons à l'âge de la pierre taillée ou nous vivrons dans des grottes. Fini la fantaisie imaginaire, plus de bousculade dans les
bureaux de poste pour retirer des billets de banque salies pour nous faire croire que c'est le fruit de notre sueur et la récompense de notre obéissance au pouvoir. Plus de baraka, nos mosquées
seront désertes de ses fidèles et livrés aux roucoulements des pigeons. On nous a domestiqués pour servir leur politique et ils nous ont habitué à vivre une vie facile et sans peine au détriment
d'une paix sociale à flots d'argent. Si nous manquons de pétrole demain, nous jeunes chômeurs n'aurons plus besoin de s'immoler.
L'irremplaçable pétrole? Nous produisons que 2% de notre énergie par le solaire et 0% par le nucléaire, le pétrole reste pour longtemps irremplaçable, toutes les énergies même renouvelables ou non
sont dépendantes du pétrole directement ou indirectement, donc celui-ci est indispensable pour l'humanité. La Terre devrait compter 9 milliards d'habitants dans pas moins d'ici 40 ans, en 2050
(mais parait-il qu'une une projection «haute» évoque 14 milliards, si certains pays émergeants et d'autres pays sous-développés amélioreront leur niveau de vie et feront fi de la barrière de
limitation des naissances) et la croissance de la demande mondiale en énergie, d'ici à 2030, devrait être de 60%, essentiellement en provenance des pays émergents (90%). Toutes ont besoin
d´infrastructures gigantesques très énergivores comme le ciment qui consomme 60 à 120 litres d´équivalent pétrole/tonne, le verre 2500 Kw/tonne, l´acier, l´aluminium, le cuivre, plastiques, câbles,
isolants (alternateurs, moteurs, transformateurs, condensateurs), toute l´électronique de contrôle (90% de pétrole), etc. Sans parler du réseau complexe et fragile avec son armada d´engins.
Le pétrole et le gaz servent à fabriquer les engrais (180 millions de tonnes de fertilisants (N-P-K)) comme les insecticides indispensables à l'agriculture moderne. Sans eux, les rendements
s'effondrent et la famine prendra place. Le diésel (100 à 150 litres pour ha/an pour planter, traiter et récolter).De 1900 à 2000, la production mondiale a augmenté de 600%, et la population
mondiale en conséquence est passé de 1,7 à 6,8 milliards et ne pourra plus être nourrie suffisamment, voyons ce qui se pas en Afrique noire aujourd'hui nous le vivrons demain. Aucune autre
ressource ne peut remplacer le pétrole pour les besoins complets du développement de l'humanité.
Comment transporter les matières premières, que deviennent nos médicaments, la construction civile, avec quoi nous devons nous nourrir et nous habiller? Nous utilisons aujourd'hui´hui 1,5 fois la
biomasse produite sur terre en une année en entamant son capital comme par exemple par la déforestation et la pêche en mer. Le pétrole une matière 'hôte' ne vivra que 200 ans dans l´histoire de
l´humanité. Le monde consomme 88,6 Millions de barils/ ou 13 millions de tonnes ou environ 40 gros pétroliers de 300.000T par jour, avec une telle quantité soustraite de l'écorce terrestre, rien ne
remplace le pétrole. La demande mondiale en énergie devrait progresser de 60% d'ici 2030, essentiellement en provenance des pays émergeants. L'évolution du 'mix' énergétique mondial durant la
décennie 1998-2008, au cours de laquelle la production a augmenté de 27%, met en évidence une baisse de la contribution du pétrole de 39 à 34%, compensée par une augmentation de la part du charbon
de 25 à 29%, tandis que le gaz naturel passait de 25% à 24%, le nucléaire et l'hydraulique demeurant stables entre 5 et 6%. On constate aussi l'émergence de la production éolienne, estimée à 1%,
alors que le photovoltaïque ne représentait encore que 0,04%. On constate que la contribution de l'énergie renouvelable est très faible Les ressources fossiles sont donc largement prépondérantes.
Selon les experts de BP (British Petroleum), elles devraient le rester à l'horizon 2030, avec 78% du total (à parts égales entre le charbon, le pétrole et le gaz) contre 87% en 2008. Nucléaire,
hydraulique et énergies renouvelables (biocarburants compris) interviendraient, quant à eux, à hauteur de 7% chacun. Quant à la demande mondiale en énergie, elle progressera de 60% d'ici 2030,
essentiellement en provenance des pays émergeants (Chine, l'Inde et le Brésil). Si les deux premiers siècles de la révolution industrielle (1750-1945) sont souvent qualifiés d'époque du
«tout-au-charbon», alors la colonisation des pays du Sud (pauvres) par ceux du Nord (riches) a ouvert le portail de la généralisation de l'exploitation des ressources pétrolières et gazières. Par
le concept du 'mixte énergétique', on exprime ainsi le recours à toute une gamme des ressources disponibles qui fait face à la hausse de la demande mondiale sous l'effet de la croissance
démographique et de l'augmentation de la consommation moyenne par habitant.
Puissance de réserve Sans préjuger de l'intérêt que pourrait apporter les énergies non-fossile, les énergies renouvelables dont la croissance est actuellement la plus importante sont le solaire
photovoltaïque et l'éolien. Deux caractéristiques majeures les différencient des précédentes : des équipements de faible puissance unitaire et une production intermittente. Typiquement, la
puissance installée d'un panneau photovoltaïque est de 1 00 watts pour 10 m2 avec la technologie de première génération au silicium cristallin; celle d'une éolienne de grande taille est de 7
Mégawatt (pour mémoire, la puissance d'une «tranche nucléaire» est de 1 à 1,5 Gigawatt. Pour le photovoltaïque, la priorité a été donnée au modèle économique diffus où les investissements sont
faits par les particuliers.
L'intermittence du photovoltaïque est évidemment liée à celle du soleil. Quant à l'énergie éolienne elle dépend du vent: ni trop, ni trop peu! Les contraintes techniques de stabilité de la
distribution de cette énergie sur le réseau électrique imposent donc de disposer d'une réserve de puissance rapidement mobilisable pour pallier la défaillance éventuelle de ces unités de
production. Cette réserve est fournie soit par des centrales thermiques, soit par de l'énergie stockée, ce qui est évidemment préférable. A cet effet l'Algérie a opter pour cette solution hybride à
la nouvelle centrale électrique de Tilghemt (Hassi-R'mel), qui fonctionne à l'énergie solaire et par des turbine fonctionnant au gaz pour conserver la stabilité du réseau de distribution, dans
certains pays on utilise des moteurs diésels pour ajuster la production de l'énergie solaire ou éolien, vous voyez dans touts les cas de figure le pétrole est présent!. Pour se passer de cette
quantité de pétrole et autonomiser l'énergie voltaïque et nous devons attendre longtemps le temps lorsque le ciel s'assombri et les vents cessent pour mettre au point des moyens de stockage
électrochimique (batteries), électromagnétique (supraconductivité) ou électrique (supercapacités). L'eau stockée elle aussi est utilisée depuis très longtemps comme source d'énergie, des capacités
disponibles de stockage de cette précieuse denrée dans les barrages (lesquels représentent 99% de la puissance cumulée mondiale des moyens de stockage d'énergie), nous aurons besoin de pétrole pour
remonter de l'eau par pompage en période de production excédentaire d'énergie électrique ou mécanique et la turbiner ensuite à la demande.
Le temps de réponse de ces installations est de l'ordre de quelques minutes. La nécessité d'accroître les capacités conduit à mettre en œuvre le stockage d'énergie sous forme d'air comprimé en
sous-sol, voire à envisager la construction d'atolls artificiels en mer. Des temps de réponse extrêmement brefs sont également obtenus avec le stockage électrochimique (batteries),
électromagnétique (supraconductivité) ou électrique (supercapacités). Sans oublier la production de combustibles à fort contenu énergétique, comme l'hydrogène
Conclusion C'est pour demain que nos puits s'épuiseront, rien n'est fait pour remplacer le pétrole, l'énergie solaire ou éolienne sur laquelle le gouvernement pense bâtir l'économie nationale est
encore à l'état expérimental dans les pays avancés, une centrale nucléaire tous les cinq ans c'est le meilleur choix de l'époque Chakib Khalil pour soulager notre déficit en pétrole et doter notre
pays d'un moyen dissuasive plus concret, pour lutter contre la convoitise de nos riches


wes 06/06/2011 11:17


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Nouara 31/01/2016 16:29

La transition énergétique dans l’impasse, l’Algérie s’enfonce dans le péril.


par Y.Mérabet*

-------------A.A.R.I


L'Algérie dépend réellement à 99% de ses exportations d'hydrocarbures
Le bruit cours et les déclarations se multiplies, 97%, des exportations de l'Algérie provenaient des hydrocarbures et que le reste, soit 3% revenait au secteur hors hydrocarbures. Bien sûr, un progrès minime et symbolique de 1% (98% auparavant) mais qui laissait espérer l'amorce d'une sortie progressive de l'ornière des hydrocarbures, dans laquelle l'économie nationale s'est entravée et qui l'empêche de se diversifier, alors que l'après-pétrole tout proche menace. En effet, si la contribution du secteur hors hydrocarbures semblait s'être améliorée pour atteindre 3% du total des exportations, il s'est avéré que 0,65% de cette contribution était dû à des produits et dérivés pétroliers, c'est-à-dire des produits et dérivés à classer avec les hydrocarbures et non pas en dehors. Dans ces conditions, un calcul simple montre que, en réalité, les hydrocarbures représentent 99% et non pas 97% du total des exportations, alors que le secteur hors hydrocarbures n'en représente que 1% et non pas 3%.
Non seulement l'ornière ne s'était pas atténuée mais celle-ci, en atteignant la cote des 99%, était plus profonde qu'on ne pense. Il y a donc un haut risque, si on n’arrive plus à redresser rapidement la situation, de peur de voir le pays régresser vers une économie immergeant au lieu de progresser vers l'économie émergente. L'Algérie aura-t-elle le temps et les ressources nécessaires pour se préparer à une économie d'après-pétrole dans le contexte d'un déclin de la rente pétro-gazière prévue disparaître complètement autour de 2030 si aucune action n'est entreprise pour retarder cette échéance ?
Une économie mono-rentière très spécifique à l’Algérie est loin d'être prête pour un après-pétrole qui s'invite pour très bientôt. A cela le plus commun des lecteurs peut-être surpris, habitué à la vague et fausse notion que l'après-pétrole est synonyme de tarissement des gisements donc une éventualité encore lointaine dont il n'y a pas lieu de s'inquiéter pour le moment et que la théorie du « peak-oil » devient absurde et peut-être que facultatif et que le pétrole et le gaz sont des économies hôtes et qu’il faut s’en foutre ? Par définition, l'après-pétrole commencera le jour où la rente pétro-gazière ne pourra plus équilibrer la balance commerciale.
Sur la base de cette définition, le début de l'après-pétrole est tout proche et des signes avant-coureurs annoncés par les agissements anormaux des responsables du secteur énergétique du pays. Les institutions financière du pays, notamment la Banque Nationale d'Algérie (BNA) et la Banque Extérieure d’Algérie (BEA), n’ont pas pu, en maintes occasions, s'empêcher de tirer la sonnette d'alarme à propos de balances des paiements déficitaires. La Banque Mondiale (BM) signale, quant à elle, que le solde de la balance des comptes courants de l'Algérie devrait baisser de 2,6% du PIB en 2014 à 0,1% en 2015, qu’en est-on aujourd’hui ?
Telles que la situation prévaut, il reste très peu de temps, certainement pas assez, pour mener à bien la transition vers une économie diversifiée, car la durée de vie de la rente s'annonce bel et bien plus courte que le temps requis pour cette transition. Surtout qu'il n'existe aucune politique énergétique, aucune stratégie, ni même une vision claire pour y parvenir à ce mal. Aucun des programmes mis en œuvre à cette fin ne s'est avéré efficace jusque-là, avec des perpétuels changements de tète recommandées par l’oligarchie du pouvoir se relayent sur au chevet de dame dinosaure Sonatrach, agonisante. Depuis des décennies, nous faisons qu’entendre le même refrain qui revient à longueur d'année comme un leitmotiv : "Le développement des hydrocarbures, servira à générer les revenus permettant de développer l'économie nationale." Tout cela avait été prévu par la première charte nationale et le plan Valhyd ? En réalité, le développement de l'économie s'est confondu avec celui des hydrocarbures. Et s'il est vrai que des actions ont été entreprises dans les autres secteurs, la plupart se sont soldées par des échecs, et à chaque échec on sonnait la fuite vers la forteresse des hydrocarbures, seule capable d'assurer survie et protection. A tel point qu'on a créé domicile dans cette forteresse confortable, sans trop se préoccuper de ce qui se passait dehors.
Après 53 ans d'indépendance, les choses se sont empirées, le pays dépend fortement de la recette des hydrocarbures exportées à hauteur de 99%. Une telle situation rend l'Algérie extrêmement fragile aux fluctuations du marché et la met en grand danger en cas de chute des prix ou de crise. La crise de la fin des années 80 est là pour le rappeler. Aujourd’hui, nous sommes en 2015, cette même crise est devenue une maladie chronique. La question fondamentale que nous devons soulever sur ce point : est de savoir si on peut compter sur le potentiel des principales énergies alternatives de substitution disponibles en Algérie (solaire, schistes, charbon et uranium) pour assurer une transition énergétique et économique d'ici 2030, date probable butoir de la fin du pétrole et du gaz en Algérie, sous réserves miracles de découvrir d’autres gisements potentiels .
Potentiel des énergies alternatives de substitution
1 - Les hydrocarbures de schistes
Il est pratiquement impossible d'évaluer le potentiel de production des schistes en Algérie pour la simple raison qu’on vient tout juste de forer un puits d’exploration a In-Salah alors qu'aucune exploitation n'a commencé, alors que des dizaines, voire des centaines de puits pour acquérir un historique de production suffisant et nécessaires pour en avoir une idée sur le potentiel et le choix des techniques d’exploitation . Par conséquent, la meilleure approche possible pour estimer le potentiel des schistes algériens, en l'état actuel des choses, serait une estimation analogique par rapport à celui des schistes américains où des dizaines de milliers de puits ont été forés et notamment les schistes de Barnett (Texas) où les puits possèdent l'historique le plus long. Ce rapprochement n’est pas évident, car la structure géologique change d’un continent à un autre, d’une région à une autre. Cette estimation analogique a déjà été entreprise dans une précédente contribution et a permis d'arriver à la conclusion qu'avec le forage de 200 puits par an on arrivera à obtenir une production à peine de 6 milliards de m3 de gaz/an. Si l'on porte le nombre de puits à 240 par an pour correspondre aux prévisions officielles de forage, elle ne dépassera pas les 7,2 milliards de m3/an ce qui diffère très substantiellement des 60 milliards de m3 avancés à moins de forer environ 2000 puits par an. La technologie ne peut pas faire beaucoup mieux actuellement. Telles que les choses se présentent au plan des coûts, l'exploitation des schistes en Algérie n'est pas encore une opération rentable. C'est la raison pour laquelle il serait préférable, pour le moment, de se limiter à des projets pilotes jusqu'au jour où une combinaison favorable des progrès technologiques, des coûts et des prix du gaz rendra un développement à grande échelle attrayant.
2 - L'énergie solaire
Tarissement annoncé des puits de gaz et de pétrole, l'Algérie s'est investie officiellement dans les mégaprojets d'énergies renouvelables, essentiellement solaire, qui prévoit à l'horizon 2030 l'installation d'une capacité de 22 000 MW, d’une valeur de 130 milliards de dollars et qu'il était loin d'être rentable tout comme cela est souvent le cas à l'étranger où les projets de cette nature ne survivent que grâce aux subventions. De plus, ses dimensions démesurées rendent peu probables son achèvement dans les délais prévus, c'est-à-dire bien après le tarissement de nos pétro-gazières, sous réserves de nouvelles découvertes en conventionnel.
Sur, la base des performances de la station solaire de Hassi R'mel qui, avec une puissance de 30 MW permettra d'économiser 7 millions de m3 de gaz/an, que le mégaprojet ne pourra en économiser plus de 5 milliards de m3/an. Tout comme il ne pourra économiser plus de 150 milliards de m3 de gaz au cours de sa durée de vie, ce qui est largement inférieur aux 600 milliards avancés dans une autre estimation.
3 - Potentiel du charbon
Les réserves, réparties dans le bassin de Béchar, s'élèveraient à un total de 263 millions de tonnes mais ont été abandonnées depuis des décennies, permettront d'économiser un total de 2,7 milliards de m3 de gaz.
4 - Potentiel du nucléaire
Il est question, depuis un certain temps, de construire vers 2025, la première centrale nucléaire algérienne pour faire face à l'accroissement galopant de la consommation d'énergie électrique.
Selon les données du ministère de l'Energie et des Mines, les réserves prouvées de l'Algérie en uranium avoisinent les 29.000 tonnes, tout juste de quoi faire fonctionner deux centrales nucléaires d'une capacité de 1000 mégawatts chacune pour une durée de 60 ans. Un ambitieux programme avait été initié par monsieur Chakib Khalil l’ancien Ministre de L’Energie et des Mines, partant, qui prévoyait de produire du combustible nucléaire à l’aide des phosphates nationaux disponibles.
En supposant qu'une telle centrale nucléaire civile sera construite malgré les problèmes de rentabilité, de sécurité et d'alimentation en eau, elle ne permettra d'économiser qu'environ 1,35 milliard de m3 de gaz par an et donner à l’Algérie d’accéder à ce genre d’énergie méconnu dans notre pays et de faciliter la transition d’une partie essentiel du panier des énergies devant remplacer progressivement, le pétrole et le gaz.
5 - Contribution de l'ensemble des énergies alternatives au futur mix énergétique algérien
Le total de toutes ces contributions, en équivalent gaz, qui permettront d'économiser, s'élève donc à 16,25 milliards de m3/an
Comparé à la production actuelle de gaz d'environ 85 milliards de m3/an, l'apport de ces 16 milliards n'en représentera que 19%. En fait, si l'on tient compte de l'accroissement de la consommation locale qui pourrait atteindre les 70 milliards de m3/an d'ici 2030, et si on veut maintenir les exportations à leur niveau actuel de 55 milliards de m3/an, la production totale devra s'élever à environ 125 milliards de m3/an. Dans ce cas, l'apport de 16 milliards de m3/an ne représentera que 13% du total. Comparé à la production totale d'hydrocarbures (gaz + liquides + brut) qui tourne actuellement autour de 200 millions de TEP, cet apport ne représentera plus que 6.5% du total. On déduit que : seuls les hydrocarbures conventionnels pourront jouer dans la transition vers une économie d'après-pétrole. Il est tout à fait clair que les énergies alternatives, même si elles s'avèrent rentables, ne pourront apporter qu'une contribution très marginale par rapport aux besoins énergétiques anticipés à l'horizon 2030 (et probablement au-delà).
Elles ne seront pas en mesure de pouvoir générer les ressources nécessaires au financement de l'économie d'après-pétrole. Dans ces conditions, tout l'espoir réside dans les hydrocarbures conventionnels qui seuls peuvent jouer le rôle d'une énergie de transition capable de générer les ressources requises à cette fin. D'autant plus que le domaine minier algérien est réputé être sous-exploré et sous-exploité à 85%. Pour y parvenir à cela, il sera nécessaire de concentrer le gros des efforts dans l'amont afin de stimuler la production et freiner, ou encore mieux, inverser le déclin dans lequel celle-ci vient d'entrer. Si ces efforts donnent leurs fruits alors une nouvelle chance, à ne pas rater, s'offrira pour préparer l'après-pétrole en gardant à l'esprit qu'elle sera peut-être la dernière, car les capacités futures de l'amont restent incertaines. Aussi, nous ne pouvons qu'être en accord complet avec la démarche des responsables du secteur de l'énergie qui, pour les mêmes raisons ou pour des raisons différentes, concentrent le gros des efforts sur l'amont des hydrocarbures conventionnels..
Par contre, l'immense investissement de plusieurs centaines de milliards de dollars prévu pour les énergies alternatives, en particuliers le solaire et les schistes, semble prématuré et devrait être retardé jusqu'à ce que les projets deviennent rentables. Entre-temps, des développements pilotes limités suffiront pour se préparer, au moment opportun, à un déploiement à grande échelle sachant que tôt ou tard ces énergies trouveront la place qui leur revient dans le futur mix énergétique.
L'essentiel d'un tel investissement pourrait être utilisé à meilleur escient pour promouvoir l'économie d'après-pétrole et, dans le même ordre d'idées, pour renforcer encore d'avantage l'amont pétro-gazier. Au point où nous en sommes et aussi paradoxal que cela puisse paraître, la meilleure voie à suivre pour ne plus dépendre de la rente c'est de la prolonger le plus longtemps possible.
Le paradoxe des centrales hybrides solaire/gaz
Comme solution de rechange pour parer l’épuisement drastique des réserves en hydrocarbures conventionnels et en vue d’assurer son après pétrole, le recours à d’autres énergies à été obligé.
Un véritable mégaprojet initié en 2011 et prévoyant de mettre en place d'ici 2030 une capacité de 22 000 mégawatts d'électricité solaire dont 10 000 destinés à l'exportation. L'objectif recherché est de produire, à cette date, 40% de la consommation nationale d'énergie électrique et semble être inspiré par l'Agence internationale de l'énergie (AIE) qui prévoie que, à l'horizon 2030, 40% de l'énergie électrique mondiale sera d'origine renouvelable. Un objectif d'ailleurs plus que douteux vu le revirement vis-à-vis du solaire dans de nombreux pays comme l'Allemagne et la mise en veilleuse de Déserte, dont l’Algérie est partisane. Le projet proprement algérien, qui repose sur le déploiement à grande échelle de plusieurs formes d'énergie solaire, en l'occurrence le photovoltaïque, le thermo-solaire et les centrales hybrides solaire/gaz. En vérité, et pour plus d’information pour le lecteur, il existe deux types de stations solaires utilisant deux procédés complètement différents pour la production d'électricité : le photovoltaïque et le thermo-solaire.
1) Le photovoltaïque consiste à produire de l'électricité directement à partir du rayonnement solaire. Il nécessite pour cela l'utilisation de cellules à base de silicium cristallin dont le fonctionnement repose sur le principe des semi-conducteurs et à l'intérieur desquelles quelques électrons sont mis en mouvement (faible courant) lorsqu'ils sont bombardés par les rayons lumineux (photons). Il existe deux types de stations solaires utilisant deux procédés complètement différents pour la production d'électricité : le photovoltaïque et le thermo-solaire.
Le photovoltaïque consiste à produire de l'électricité directement à partir du rayonnement solaire. Il nécessite pour cela l'utilisation de cellules à base de silicium cristallin dont le fonctionnement repose sur le principe des semi-conducteurs et à l'intérieur desquelles quelques électrons sont mis en mouvement (faible courant) lorsqu'ils sont bombardés par les rayons lumineux (photons). Pour récolter de grandes quantités d'électricité, il faut mettre en œuvre un nombre très élevés de cellules regroupées en panneaux qui sont eux-mêmes déployés à l'intérieur de parcs solaires pouvant couvrir des centaines d'hectares , afin de multiplier la collecte d’énergie au prorata de la surface engagée. Nous n'en dirons pas plus sur le photovoltaïque car il n'a rien à voir avec les centrales hybrides.
2) Le thermo-solaire quant à lui produit de l'électricité indirectement à partir de la chaleur émise par les rayons du soleil. Celle-ci est captée par des miroirs en général de forme cylindro-parabolique, permettant de recevoir la chaleur diffuse envoyée par le soleil. Le miroir concentre cette chaleur et la renvoie vers un fluide qui doit cumuler cette chaleur de plusieurs centaines de degré Celsius. Cette chaleur (énergie) est transportée, le long d'une ligne à des fins utiles. Dans notre cas le fluide caloporteur circulant le long de ces lignes focales dans des canalisations est dirigé à très haute température vers un échangeur de chaleur pour chauffer une chaudière. La vapeur ainsi produite va faire tourner une turbine à vapeur, qui reliée à un alternateur génèrera l'électricité requise. On obtient la transformation suivante : énergie solaire-énergie calorifique-énergie mécanique-et enfin du courant électrique à consommer.
La quantité de chaleur fournie par chaque miroir étant faible, il sera nécessaire d'en déployer un très grand nombre dans des parcs thermo-solaires pouvant, eux aussi, couvrir des centaines d'hectares. L'électricité produite sera donc proportionnelle à la quantité de chaleur générée.
Aussi, un pays comme l'Algérie gagnerait mieux s’il réfléchie avant de poursuivre le reste du projet de centrales hybrides, qui soulève bien des interrogations.
Parmi ces interrogations, il y a celles qui portent sur la raison d'être des nombreuses centrales hybrides solaire/gaz programmées dans le cadre du projet et dont le nombre s'élève à 27 a-t-on annoncé. En effet, force est de constater que ces centrales ne sont pas, comme on le prétend, la grande percée technologique ouvrant une nouvelle approche pour la promotion de l'électricité solaire. Bien au contraire, elles sont en complète contradiction avec une telle vision et aboutissent à un résultat tout à fait opposé. L'Algérie, qui est le premier, ou l'un des tous premiers, parmi les rares pays qui en ont déjà implanté une sur leur sol, semble s'y être engagée un peu trop vite et sans réflexion préalable.
S'agit-il, au juste d'une avancée innovatrice ! Ou, au contraire, d'une surprenante aberration technologique ? Pour s'en convaincre, il est nécessaire, tout d'abord, de comprendre ce qu'est une station solaire, ce qu'est une centrale électrique à cycle combiné gaz, ce qu'est une centrale hybride solaire/gaz et avoir une idée du manque de rentabilité des projets thermo-solaires. 1) Les stations solaires et Les centrales électriques à cycle combiné gaz Ces centrales utilisent le gaz comme combustible et se différencient des anciennes centrales à cycle simple. A cela on fait appel à des turbines à gaz qui ont cette particularité de rejeter des gaz de combustion très chauds (environ 600°C). Avec les anciennes centrales à cycle simple, ces gaz chauds étaient tout simplement rejetés dans l’atmosphère, ce qui constituait une perte énorme d'énergie thermique.
Aujourd’hui avec les innovations technologiques, cette perte d’énergie est récupérée pour augmenter l’efficacité énergétique de la turbine. Ces gaz d’échappement sont récupérés et dirigés vers un échangeur de chaleur qui permettra de chauffer une chaudière, d’ou un plus value d’énergie utile. La vapeur ainsi produite va servir à faire tourner une seconde turbine (à vapeur cette fois-ci, la première à gaz) couplée à un alternateur qui génèrera une quantité supplémentaire d'électricité venant s'ajouter à celle produite par la turbine à gaz. Il en résulte de tout cela un cycle combiné gaz/vapeur améliorant considérablement le rendement de la centrale électrique. C'est grâce à la présence de cette turbine à vapeur qu'on attribue le nom fe central hybride à cette combinaison de deux turbines une à gaz et l’eau à vapeur. 2) Les centrales hybrides solaire/gaz L’énergie solaire n’est permanente, cela dépend de la lumière du jour, ce qui nous alène à palier ce problème par des solutions très simples et à notre portée, la nature est clémente : les gisements d’hydrocarbures se trouvent dans des régions très ensoleillées, les plus au monde. Nos centrales doivent produire de l’électricité en permanence, afin assurer à nos clients sans interruption leur besoin en énergie. En effet, outre les coûts élevés qui réduisent considérablement le rentabilité des centrales solaires par rapport aux centrales à gaz, elles présentent l'inconvénient majeur de fonctionner par intermittence, c'est-à-dire le jour seulement lorsque le soleil brille, avec arrêt complet la nuit et production limitée par temps nuageux et lors de vents de sable. D'où la nécessité de mettre en place des capacités de stockage pour y remédier, sauf que celles-ci se trouvent encore au stade expérimental et sont encore loin de connaître une application commerciale fiable, sans parler de leurs coûts élevés.
C'est là une des raisons principale ayant conduit à concevoir des centrales hybrides solaire/gaz afin de contourner le problème de stockage.
Un tel projet n'aurait pu voir le jour sans l'existence d'un dénominateur commun à savoir :le gaz et le soleil sur le même lieu.
C'est cela une centrale hybride solaire/gaz : la simple juxtaposition d'une station solaire et d'une centrale électrique à cycle combiné, raccordées par une turbine à vapeur commune. Rien de plus. Il en résulte, entre autres, un surdimensionnement excessif des turbines à gaz par rapport à la partie solaire entraînant ainsi une surconsommation excessive de gaz contrairement à l'objectif d'un projet solaire. Un tel déséquilibre est pratiquement impossible à réduire de manière significative à cause du concept même sur lequel repose l'hybridation.
L'exemple des stations hybrides de Hassi-R'mel (Algérie) et d'Aïn Béni Mathar (Maroc)
La centrale hybride de Hassi-R'mel (Tilghemt) illustre parfaitement ce qui vient d'être dit. Il s'agit en fait d'une grosse centrale à cycle combiné gaz de 120 MW à laquelle est intégrée une petite station thermo-solaire de 30 MW, soit 20% du total. Dans ces conditions, chaque fois que la station solaire nous économise un certain volume de gaz, la centrale à gaz en consomme 4 fois plus le jour et 4 fois plus la nuit, ne soit 8 fois plus au total. En réalité, le déséquilibre est bien plus grande car la station ne fonctionne jamais au maximum de ses 30 MW et cela pour plusieurs raisons. D'abord, la luminosité n'atteint son maximum qu'à midi et décroit progressivement lorsqu'on s'en éloigne pour disparaître complètement en début et en fin de journée. Ensuite, cette luminosité varie en durée et en intensité en fonction des saisons, par temps nuageux et lors de vents de sable. Enfin, en cas de défaillance technique en tout cas.
Par exemple, si la station ne fonctionne qu'à 50% de sa capacité, les turbines à gaz consommeront environ 16 fois ce qu'elle économise. On dit même, sauf démenti, que seulement 3% de l'électricité produite par la centrale hybride est d'origine solaire, le reste, soit 97%, étant généré par les turbines à gaz. Drôle de façon d'économiser le gaz et de promouvoir le solaire !
Dans le cas de la centrale hybride marocaine d'Aïn Béni Mathar où la partie solaire de 20 MW ne représente qu'environ 4% du total des 472 MW, la situation est encore pire qu'à Hassi-R'mel. Ainsi, pour chaque mètre cube d'économisé par la partie solaire c'est environ 47 m3 de gaz qui sont consommés par la partie cycle combiné. Chiffre qui peut s'élever à 94 m3 si l'unité solaire ne fonctionne qu'à 50% de sa capacité. On dit même que 5% seulement de l'électricité produite serait d'origine solaire.
De ce fait, les centrales hybrides ne peuvent se comprendre ni se justifier car en totale contradiction avec le rôle solaire qu'elles sont supposées jouer pour préserver des ressources gazières en déclin. Le solaire et les centrales hybrides sont-ils rentables ? Pour cela, il n'y a pas que la consommation démesurée de gaz qui pose le problème, mais aussi le coût excessif des stations thermo-solaires, coût qui les rend non rentables par rapport aux centrales à cycle combiné. Cette non-rentabilité se répercute automatiquement sur les centrales hybrides qui, de ce fait, deviennent de moins en moins rentables avec l'accroissement relatif de la partie solaire par rapport à l'ensemble. Les résultats, basés sur les prix de revient de ce genre de stations à travers le monde, sur la quantité de gaz qu'elles permettent d'économiser et sur une durée de vie moyenne de 30 ans, nous montre que le break-even point, c'est-à-dire le seuil de rentabilité, ne peut être atteint que si les prix du gaz s'élèvent à environ $24 le MM btu. Sachant que les prix du gaz pour les contrats de longue durée tournent autour de $10 le MM btu, il devient évident que le thermo-solaire est loin d'être rentable. Il le sera bien moins avec les prix spots de $5 ou $6 le MM btu et même énormément moins avec les prix locaux subventionnés.
Par conséquent, les centrales hybrides seront toujours, à puissance égale, bien plus coûteuse qu'une centrale à 100% cycle combiné. Cet argument économique vient donc s'ajouter à celui de la consommation excessive de gaz pour montrer qu'elles n'ont aucune raison d'exister.
En conclusion de la première partie :
Les centrales hybrides, présentées comme étant une avancée innovatrice, sont en réalité, pour un pays comme l'Algérie, une véritable aberration technologique. Au lieu de promouvoir l'énergie solaire, celle-ci se trouve réduite à sa plus simple expression et c'est le gaz qui se taille la part du lion dans la production d'électricité alors que le but recherché est sa conservation dans le contexte d'un épuisement proche des réserves. De plus, ces centrales sont d'autant plus injustifiées que les coûts de l'hybridation compromettent leur rentabilité. Illusion et réalité sur les chiffres des réserves du gaz schiste Il y a à peine quelques années, rares étaient ceux qui, à part les spécialistes, avaient entendu parler des schistes et des hydrocarbures de schistes. Je me rappel c’était lors des GNL16 de 2010 qui s’est très mal déroulé à Oran que j’avais soumis à monsieur le ministre de l’Energie et des mines un écrit sur le gaz de schiste (dit à cet époque : gaz américain), le qualifiant d’hydrocarbure de mauvais gout, s’il serait commercialisé sur le marché mondial au vu de son développement spectaculaire aux Etats-Unis. C’était à la 10e session du Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG) qui devait avoir lieu à Oran le 10 avril 2010, en marge de la 16e Conférence mondiale du gaz (GNL 16), que le sujet du gaz de schiste devait être abordé pour la premièrement par les majors producteurs de GNL à savoir : la Russie, l’Iran, l’Algérie et le Qatar et enfin d’essayer de faire barrage à l’entrée sur le marché au gaz de schiste, nouvellement connu dans les médias pétroliers, ceci dans l’unique but de protéger nos prix du gaz conventionnel . Une réunion d'experts devait précéder la rencontre ministérielle. 11 pays membres du Forum et 3 pays observateurs et des ministres "spécialement invités" participeront à la rencontre. L'Algérie devrait présenter une étude sur le bilan offre-demande de gaz naturel à moyen terme sur les principaux marchés de consommation. Tout paraissait bien se passer. Mais voilà la surprise, un nuage de poussière provoqué par le volcan islandais aurait entrainé l'annulation des deux premiers vols qui devaient arriver, de Londres et de Paris. Quelque 4.000 délégués et 200 groupes énergétiques internationaux devraient participer au GNL16, étaient attendu … la poussière islandaise a empêché dit-on, une bonne partie des délégations européennes n’ont pas pu rejoindre Oran … la conférence échoue ! Le miracle pour Oran s’est subitement transformé en mirage. Une OPEP du gaz devait avoir le jour et pour siège Oran, un Hub ‘marché) de GNL ainsi qu’un grand pole pétrochimique à Arzew, c’est tombé à l’eau. Oran vient de perdre ! De toute façon, le limogeage de Chakib Khalil a crée plus de mal que de bien pour le pays, son remplaçant a paralysé les activités pétro-gazières pendant 5 ans. Cette précieuse de perte de temps a fait avancer la date de fin des hydrocarbures conventionnels de 5 précieuses années sur l’échéancier, ça se serait plus tôt en 2025 au lieu de 2030. Cette source d'énergie fossile non conventionnelle qu’est le gaz de schiste et l'intérêt grandissant que lui portent de nombreux pays, ils sont aujourd'hui devenus l’exemple inouï cité dans le monde énergivore, et suscitent toutes sortes de spéculations sur l'importance énorme des réserves et sur leur potentiel de production.
Cet intérêt a été rehaussé par les récentes évaluations et réévaluations des réserves entreprises à l'échelle mondiale par des organismes spécialisés tels que l'EIA (Energy Information Agency dépendant du Département US de l'Energie) qui ont mis en relief de vastes ressources réparties à travers les cinq continents, ou chacun a reçu sa part fictive sur papier. Les chiffres (hors US) avancés donnent le vertige avec des volumes de gaz en place estimés globalement à 882 000 milliards de m3 dont 188 000 milliards de réserves techniquement récupérables. À cela, s'ajoutent 5 799 milliards de barils de pétrole en place dont 287 milliards techniquement récupérables. De nombreux pays découvrent subitement, à travers ces évaluations, que leurs sous-sols contiennent de vastes réserves qu'ils souhaitent mettre en valeur au plus tôt pour satisfaire leurs besoins actuels ou futurs, dont l’Algérie ou cette polémique a failli se dégénérer par une révolte populaire à In Salah.
L'un de ces pays, l'Algérie, se découvre brusquement un volume de gaz en place de 97 000 milliards de m3 dont 20 000 milliards de réserves techniquement récupérables ce qui la place au troisième rang dans le monde après la Chine et l'Argentine, juste devant les USA. A cela s'ajoutent 121 milliards de barils de pétrole + liquides dont 5,7 milliards de réserves techniquement récupérables. Le ministère de l'Energie et des Mines (MEM) et le président générale de Sonatrach pousse leur plaisanterie mensongère plus loin. D'abord en estimant à la hausse les volumes de gaz en place et les réserves techniquement récupérables qui sont portés respectivement à 180 000 milliards et 27 000 milliards de m3. Ensuite, en prévoyant une production annuelle de 60 milliards de m3/an grâce au forage de 240 puits/an. D'où la tendance, pour beaucoup, à croire qu'il s'agit là d'une panacée providentielle qui permettra de remplacer assurément les hydrocarbures conventionnels en voie d'épuisement et de prolonger indéfiniment une rente en voie de disparition. Sauf que la réalité est tout autre comme ils l’on imaginé, car les réserves en question sont des réserves dites techniquement récupérables dont le sens ambigu peut prêter à confusion, alors que les prévisions de production annoncées se basent sur des débits de puits très surestimés, près de 10 fois plus élevée que la production moyenne par puits aux USA. Il est donc grand temps de faire la part des choses entre ce qui appartient à la réalité et ce qui relève de l'illusion. Des réserves techniquement récupérables Les chiffres de réserves présentés dans les différents rapports ne portent, en fait, que sur des réserves dites techniquement récupérables, sans tenir compte de l’aspect économique. Aussi il est important, avant d'aller plus loin, de définir le sens de cette catégorie de réserves afin de clarifier sa signification. Il suffit, pour cela, de dire que les réserves techniquement récupérables sont des réserves pouvant être produites en utilisant les technologies actuellement disponibles mais sans savoir si elles seront économiquement récupérables ou pas. La question qui vient alors immédiatement à l'esprit du lecteur est de se demander pourquoi les estimations se limitent-elles à cette catégorie de réserves et ne portent jamais sur les réserves économiquement récupérables ? Pour y répondre, il faut savoir que les Etats- Unis sont, pratiquement, le seul pays où une telle évaluation est actuellement possible. En effet, des centaines de milliers de puits à schistes y ont été forés, ce qui a permis non seulement de constituer une abondantes base de données lithologiques, pétro-physiques, géochimiques et économiques mais aussi de procéder à des tests de formation et d'obtenir un historique de production pour chacun des puits exploités. Il devient alors possible, en calant l'historique de production sur des courbes de déclin, notamment celles de type exponentiel, hyperbolique et harmoniques, de connaître, par extrapolation, la récupération économique de chaque puits. Les résultats ainsi obtenus sont ensuite transposés, sur la base de similitudes géologiques, aux secteurs non encore développés pour en estimer les réserves économiques. Le traitement de tous ces résultats, facilité par l'utilisation de modèles numériques de simulation, permet de déterminer le total des récupérations de tous les puits actuels et futurs : un total qui correspondra donc aux réserves économiquement récupérables des USA. Dans les autres pays où il n'existe pas ou peu de puits à schistes, cette approche n'est pas possible car des centaines voire des milliers de puits sont requis à cette fin. C'est la raison pour laquelle, en attendant de faire mieux, les estimations ne peuvent que se limiter aux volumes d'hydrocarbures en place et aux réserves techniquement récupérables. Signification et fiabilité des chiffres de réserves Les réserves dites techniquement récupérables peuvent donc s'avérer très déroutantes, non seulement parce qu'elles sont souvent confondues avec les réserves économiquement récupérables mais aussi parce que leur estimation est très imprécise. Le cas de l'Algérie est un bon exemple pour illustrer ce qui vient d'être dit. En effet, si les réserves techniquement récupérables y ont été estimées à 27 000 milliards de m3, en réalité les réserves économiquement récupérables sont nulles (0 m3), car actuellement non rentables. Cela se comprend aisément lorsqu'on sait que le coût d'un forage tourne autour de $15 millions, sans compter les autres coûts, et qu'il ne peut être compensé par des réserves techniquement récupérables d'à peine (comme déduit plus bas) une trentaine de millions de m3/puits. Est-ce à dire qu'une production rentable ne sera jamais possible ? Absolument pas ! Car tôt ou tard elle le deviendra avec notamment la baisse des coûts, l'accroissement de la récupération et l'augmentation des prix. Mais il est peu probable que cela se produise avant le moyen ou le long terme. Le cas de la Pologne est encore plus parlant. Avec au départ les plus importantes réserves de gaz de schistes en Europe estimés à 5300 milliards de m3, ce pays a vite fait d'attirer de nombreuses compagnies internationales pour prospecter son sous-sol. Suite au forage d'une cinquantaine de puits, il s'est avéré que les réserves ne présentent aucun intérêt économique. A tel point que les principales compagnies telles qu'Exxon/Mobil, Marathon, Talisman, Total et ENI ont fini par jeter l'éponge et ont décidé d'arrêter leurs opérations dans ce pays. A cela s'ajoute l'imprécision des réserves. Pour l'Algérie, elles ont au départ été évaluées à 6000 milliards de m3 de gaz par l'EIA qui vient de les porter à plus de 20 000 milliards de m3, alors que le MEM va encore plus loin en annonçant le chiffre de 27 000 milliards de m3. Tout cela en l'espace de deux ans. Pour la Pologne c'est l'inverse. Au départ, elles avaient été estimées à plus de 5300 milliards de m3.
Elles viennent, suite au forage de la cinquantaine de puits, d'être revues drastiquement à la baisse et varient vaguement entre 800 et 2000 milliards. De nombreux pays font périodiquement l'objet de fortes réévaluations à la hausse ou à la baisse. Donc affaire à suivre.
Un potentiel de production limité et loin de répondre aux attentes anticipées
La connaissance du potentiel de production des futurs puits à schistes algériens est d'une grande importance pour deux raisons principales. D'abord pour estimer les réserves économiquement récupérables. Ensuite pour établir des prévisions de production fiables pour le scénario de développement retenu.
Comme expliqué plus haut, il est impossible d'obtenir cette information dans les pays comme l'Algérie, où il n'existe aucune exploitation de puits à schistes. Par conséquent, le seul moyen pour estimer au mieux le potentiel de production consiste à entreprendre une comparaison analogique par rapport à l'immense base de données issue des centaines de milliers de puits américains, seule référence disponible.
Les statistiques établies à partir de ces données par des organismes tels que l'EIA et l'US Geological Survey ainsi que divers consultants montrent que la récupération ultime moyenne d'un puits à gaz sur l'ensemble des bassins américains est d'un Bcf (environ 30 millions de m3) pour une durée de vie moyenne de 10 ans.
Cette information a déjà permis de déduire plus haut que l'exploitation des hydrocarbures de schistes en Algérie n'est pas encore une opération rentable. Elle permet également de déduire que le projet de développement prévoyant le forage de 240 puits par an pour produire 60 milliards de m3/an est très surestimé, car il ne pourra produire qu'environ 7 milliards de m3/an à moins de forer 2000 puits/an. Le constat qui en découle à ce point est que le potentiel de production des hydrocarbures de schistes est limité et ne dépendra pas de l'importance des réserves, même si celles-ci s'avèrent très vastes. Il dépendra surtout et avant tout du nombre de puits qu'il sera possible de forer par an, c'est-à-dire des moyens technologiques et logistiques qui pourront être mobilisés.
L'autre constat est que les 7 milliards de m3/an que pourront produire les 240 puits forés annuellement permettront de couvrir moins de 9% des 80 milliards de m3 de gaz prévus pour la consommation nationale à l'horizon 2030. Et même si l'Algérie réussissait la prouesse de forer 2 000 puits par an pour produire les 60 milliards/an souhaités, leur production n'arrivera même pas à satisfaire cette consommation.
Tout se passe comme si mère nature, très déçue par la production démesurée et le gaspillage excessif des hydrocarbures, avait décidé de mettre un frein à sa générosité en les distribuant au compte-goutte et au compte-bulle avec des coûts autrement plus élevés. Les rentes fabuleuses auxquelles nous nous sommes habitués ne seront plus, dans quelques années, qu'un souvenir nostalgique. Alors que la transition économique vers une économie diversifiée, seule solution de remplacement pour s'émanciper de la rente, stagne sans amélioration en vue. Sinon comment expliquer que le pays soit inondé d'oranges et de figues sèches, pour ne citer que ces produits, importés d'Espagne et d'ailleurs, alors que c'est plutôt l'inverse qui devrait se produire.
Conclusions
Dans ces conditions, il ne faudra pas trop compter sur les hydrocarbures de schistes (même si on leur ajoute les énergies renouvelables et autres énergies alternatives) pour prolonger la rente actuelle en voie de disparition.
Par conséquent, la solution ne réside pas dans une transition énergétique vers un mix ne pouvant qu'être déficitaire, mais plutôt dans une transition économique vers une économie diversifiée, capable de s'émanciper de la rente et où la transition énergétique ne serait que l'une des composantes de la diversification. La fracturation hydraulique, peut-elle compromettre les nappes d'eau du sous-sol saharien ? La fracturation hydraulique des schistes fait l'objet de nombreuses controverses et appréhensions car elle est perçue comme étant la source de la plus grave des atteintes à l'environnement : la pollution et l'épuisement des nappes d'eau du sous-sol.
Il est donc nécessaire de clarifier les choses et dissiper les malentendus afin que chacun puisse se faire sa propre opinion à ce sujet. Tout d'abord, avant d'entrer dans le vif du sujet et afin d'en faciliter la compréhension, il convient d'apporter quelques informations de base sur les hydrocarbures de schistes et la fracturation hydraulique.
Le gaz et le pétrole de schiste (shale gas et shale oïl) sont, contrairement à ceux des gisements conventionnels, contenus dans une roche argileuse compacte à perméabilité presque nulle. Les produire dans ces conditions est un défi presqu'impossible qui vient pourtant d'être relevé. Il revient pratiquement à extraire des hydrocarbures à partir d'une roche aussi compacte que du béton. De ce fait, lorsqu'un puits vertical traverse un réservoir schisteux, celui-ci ne peut que difficilement expulser (ou plutôt transpirer) les fluides qu'il emprisonne. Pour obtenir un débit rentable, il faut donc accroître la surface d'intersection puits/schistes que même un puits horizontal, avec une surface des dizaines de fois plus grande, reste lui aussi loin de satisfaire.
Il a fallu attendre l'avènement d'une percée technologique de fracturation dite multi-stage fracking qui, appliquée à un puits horizontal, a permis enfin de se rapprocher du seuil de rentabilité. Un seuil qui n'a pu finalement être franchi qu'avec l'embellie des prix du gaz d'il y a une dizaine d'années.
La technique consiste à orienter un puits horizontal dans une direction particulière afin que les fractures, toujours verticales à ces profondeurs, se forment perpendiculairement au drain horizontal. Il devient possible, de cette façon, de fracturer le puits segment après segment et d'aligner ainsi un grand nombre de fractures sur des distances kilométriques, en une sorte de brochette géante de fractures. Il en résulte alors des dizaines de fractures, plus ou moins parallèles, qui pénètrent profondément à l'intérieur du réservoir schisteux, drainant ainsi des débits et des réserves bien plus élevés, contrairement à un puits vertical où une seule fracture est possible.
L'opération implique l'injection, sous très haute pression, d'une formulation de fluides composée d'eau, d'agents de soutènement (sables ou produits similaires) et d'environ 0.5% de produits chimiques dont certains toxiques. Lors de la fracturation, le sable en suspension dans l'eau pénètre dans les fractures et s'y piège en les empêchant de se refermer sur elles-mêmes, créant de la sorte des drains à travers lesquels le gaz ou le pétrole peut s'écouler en bien plus grande quantité vers le puits. Le nombre élevé de fractures qui sont créées nécessitent d'importants volumes d'eau, allant d'environ 7 000 à 15 000 m3 d'eau par puits.
Enjeux liés aux nappes d'eau de l'Albien et aux hydrocarbures de schistes.
Il est important de rappeler à ce stade que le sous-sol saharien contient d'immenses volumes d'eau douce dans le Continental Intercalaire (CI) ainsi que dans le Continental Terminal (CT), l'essentiel se trouvant dans l'Albien qui s'étend sur plus d'un million de km2 et déborde sur plusieurs pays voisins. Une véritable mer d'eau douce à faible profondeur contenue dans des formations sablo-gréseuses de plusieurs centaines de mètres d'épaisseur et d'autant plus précieuse qu'elle se trouve dans une des régions les plus arides de la planète.
Le sous-sol saharien contient également d'immenses réserves d'hydrocarbures dans les couches beaucoup plus profondes du Trias et du Paléozoïque. Mais des réserves en voie d'épuisement alors que l'économie du pays reste fortement tributaire de cette ressource qui représente près de 98% de ses exportations. Et voilà qu'on nous annonce que cette rente risque de disparaître bientôt, autour de 2020 pour le pétrole et autour de 2030 pour le gaz, alors que nous ne pouvons pas nous en passer car nous ne sommes pas prêts pour l'après-pétrole.
À ces réserves viennent maintenant s'ajouter de vastes réserves non conventionnelles que sont les hydrocarbures de schistes, potentiellement bien plus importantes. Or c'est précisément autour de ces dates de fin de rente, et pas avant, que les hydrocarbures de schistes pourraient connaître un début de production s'ils s'avèrent exploitables. Ce serait là une chance inespérée qui tomberait au moment où on en aurait le plus besoin et sans laquelle le passage vers une économie d'après-pétrole serait beaucoup plus problématique avec une population qui avoisinera alors les 50 millions.
Nous nous trouvons donc confrontés, si risque de pollution il y a, au dilemme d'avoir à sacrifier une des deux richesses inestimables et indispensables du sous-sol saharien : l'aquifère de l'Albien ou les hydrocarbures de schistes. Par conséquent, la question fondamentale qui se pose à ce point est de savoir s'il y a vraiment risque de pollution. Dans l'affirmative, il faudrait interdire sans hésiter l'exploitation des hydrocarbures de schistes pour préserver les nappes aquifères. Dans la négative, il serait possible de tirer profit de ces deux richesses qui deviendraient complémentaires et non exclusives l'une de l'autre. Sont-elles incompatibles ? Ou au contraire est-il possible de ménager le chou et la chèvre afin de tirer profit des deux ?
L'enjeu est énorme et nous interpelle pour répondre à la préoccupation centrale de savoir si la fracturation hydraulique peut vraiment polluer et épuiser les aquifères.
La fracturation hydraulique peut-elle polluer les aquifères de l'Albien ?
L'argument principal de ceux qui s'opposent au développement des hydrocarbures de schistes est que les fluides de fracturation et les hydrocarbures peuvent, au terme de l'opération, remonter à travers les formations de subsurface jusqu'au niveau de l'Albien et le polluer irrémédiablement. Et même que, dans des cas extrêmes, les fractures elles-mêmes pourraient remonter jusqu'à ces nappes, les pénétrer et les polluer directement.
Or cela est quasiment impossible pour plusieurs raisons. D'abord parce que la distance séparant l'extrémité supérieure des fractures et la base de l'Albien peut atteindre les 2 kilomètres. Qui plus est, cette séparation est constituée d'un empilement de formations lithologiques dont la plupart sont imperméables. C'est le cas des argiles, du sel, de l'anhydrite et des carbonates se présentant sous forme d'une multitude de bancs massifs d'épaisseur métrique à décamétrique absolument étanches sans parler d'une infinité de laminassions de même nature. Ces formations, qui se répètent en une infinité d'intercalations imperméables jusqu'à la base de l'aquifère et même au-delà jusqu'en surface, se comportent comme autant de barrières infranchissables s'opposant à toute migration de fluides, artificiels ou naturels, vers la surface.
On peut même imaginer le cas extrême et hautement improbable d'une fracture se propageant accidentellement à travers ces formations ou par l'intermédiaire d'une faille, jusqu'à pénétrer directement l'aquifère près de deux kilomètres plus haut. Si ce cas impensable pouvait se produire, seul l'extrême bout de la fracture y pénètrerait, ce qui signifie qu'une quantité négligeable de fluide de fracturation y parviendrait.
En outre, lors du dégorgement des puits qui suit toujours les opérations de fracturation, l'aquifère serait lui aussi aspiré et repousserait cette quantité négligeable de fluides polluants vers le puits. Une pareille fracture, ou faille, ne manquera d'ailleurs pas de se colmater rapidement au niveau des bancs d'argile et de sel, relativement plastiques et fluents aux pressions et températures auxquelles ils sont soumis, et tout mouvement de fluides cessera.
En fait, les accidents de cette nature sont pratiquement impossibles grâce à la panoplie de modèles numériques permettant de prévoir, entre autres, la hauteur des fractures avec une bonne précision et d'éviter toute anomalie éventuelle. Sans parler de la micro sismique qui permet de suivre en temps réel l'évolution de tous les paramètres de la fracture (en particulier la hauteur) et de prendre pendant l'opération toute mesure d'urgence ou d'arrêt qui s'impose.
On pourra même se passer de ces techniques dans la plus grande partie du bassin saharien car il s'y trouve, au niveau du Trias salifère, une épaisse couche de sel massif de plusieurs centaines de mètres d'épaisseur située à mi-distance entre les formations de schiste et l'Albien. Cette couche forme une barrière absolument infranchissable à toute fracture quelles que soient ses dimensions car celle-ci viendrait tout simplement y mourir étouffée par le sel.
Enfin, il existe un argument géologique de poids prouvant qu'aucune fracture ou migration de fluides ne peut, ni n'a pu, atteindre l'Albien. En effet, si tel était le cas, les hydrocarbures auraient pu migrer vers la surface au cours des temps géologiques, au lieu de rester piégés là où ils sont, et aujourd'hui on trouverait des gisements d'hydrocarbures dans l'Albien lui-même. Il en aurait été de même pour les eaux saturées en sel des aquifères profonds qui auraient transformé la nappe d'eau douce de l'Albien en mer d'eau salée. Tout se passe comme si mère nature s'était elle aussi mise de la partie pour protéger jalousement ses aquifères en empêchant les intrus les plus obstinés de s'y rapprocher.
Pour conclure ce chapitre, nous pouvons dire que les risques de pollution des nappes aquifères par les fluides de fracturation sont quasiment nuls. Et ces risques pourraient être rapprochés encore d'avantage du risque zéro par les agences de régulation en imposant une distance minimum de sécurité, à définir pour chaque secteur, entre l'extrémité supérieure de la fracture et la base de l'Albien. Par exemple 500 m ou plus.
Tous les secteurs où cette distance serait inférieure au minimum requis devraient tout simplement être déclarés zones interdites à la fracturation hydraulique en attendant que des techniques plus sûres soient développées. On pourra d'ailleurs se passer facilement de ces zones vu l'immensité du domaine minier algérien.
Enfin, tout ce qui vient d'être dit ne concerne, bien entendu, que la fracturation hydraulique. Pour le reste, l'exploitation des hydrocarbures de schistes est, malheureusement, tout aussi polluante que celle des hydrocarbures conventionnels mais ni plus ni moins. Nous y reviendrons.
Fracturation hydraulique et volumes d'eau requis
Un des gros problèmes de la fracturation hydraulique multi-stage réside dans les énormes volumes d'eau qui doivent être mobilisés pour les besoins de l'opération. Chaque puits en consomme environ 7 000 à 15 000 m3 d'où une forte réticence devant un usage perçu comme un gaspillage dans une région en manque d'eau.
Mais au fait manque-t-il de l'eau dans le bassin saharien ?
D'après les évaluations de l'ANRH (Agence nationale des ressources hydrauliques), les réserves d'eau du bassin saharien se situent entre 40 000 et 50 000 milliards de m3. Quant aux capacités de production, elles sont estimées à 6 535 millions de m3/an avec un soutirage actuel de 2 748 millions de m3/an pour les besoins agricoles, industriels et autres, ce qui laisse un surplus de 4 070 millions de m3/an pour des activités supplémentaires.
Sur la base de 15 000 m3 par puits, il faudra 15 millions de m3 pour 1000 puits et 150 millions de m3 pour 10 000 puits, soit respectivement 0,00003% et 0,0003% des réserves en place. S'ils sont forés à raison de 200 puits par an, la consommation totale s'élèvera à 3 millions de m3/an, ce qui représente 0,073% du surplus disponible annuellement.
Potentiel et limitations de l'énergie solaire L'épuisement des sources d'énergies conventionnelles, les problèmes de pollution, les risques liés au nucléaire et les progrès technologiques font que le monde se tourne de plus en plus vers les énergies renouvelables, en particulier le solaire et l'éolien, malgré les coûts élevés qui freinent quelque peu l'expansion de ces sources d'énergie inépuisables et propres.
Leur potentiel prend tout son sens lorsqu'on sait que 1% des surfaces arides et semi-arides couvertes de capteurs solaires suffirait pour alimenter la planète en électricité. Bien que les coûts du photovoltaïque (PV) aient chuté de plus de 30% au cours des dernières années, ils restent encore élevés par rapport à ceux des sources d'énergie fossiles. Ceux du thermo-solaire, quant à eux, stagnent à des niveaux encore bien plus élevés ce qui le rend de moins en moins attrayant. À tel point que certaines compagnies qui avaient opté pour des projets thermo-solaires au départ, ont décidé de faire marche arrière au dernier moment en faveur du photovoltaïque moins coûteux.
L'Agence internationale de l'énergie (AIE) prévoit pour sa part que, d'ici 2030, 40% de l'énergie électrique dans le monde sera d'origine renouvelable, solaire principalement. C'est également le but visé par l'Algérie qui prévoit elle aussi que, à l'horizon 2030, près de 40% de l'énergie électrique nationale proviendra de l'énergie solaire. Le pays, avec environ 3900 heures/an d'ensoleillement au Sud et 2550 heures/an au Nord ainsi que de vastes espaces désertiques et arides se prêtant parfaitement au déploiement des fermes solaires, ne peut qu'être tenté par de tels atouts. Il se prépare donc, dans le cadre d'un programme projeté à partir de 2011, à mettre en place d'ici 2030 un mégaprojet de 22 000 MW d'électricité, thermo-solaire essentiellement. Mais il ne faut pas perdre de vue que les projets solaires sont coûteux et ne sont pas viables sans les subventions et les mesures incitatives dont ils bénéficient de la part des Etats. De plus, ils restent soumis à de sérieuses limitations techniques.
L’Algérie est le creusé du monde en toutes les énergies diversifiés (renouvelable et non-renouvelable), d’une superficie de 2,5 millions de km2, son sous-sol reste encore riche en gaz et en pétrole, son immense Sahara le plus ensoleillé du monde. La durée d’insolation sur la quasi totalité du territoire national dépasse les 2500 heures annuellement et peut atteindre les 3900 heures (hauts plateaux et Sahara). L’énergie reçue quotidiennement sur une surface horizontale de 1 m2 est de l'ordre de 5 Kwh sur la majeure partie du territoire national, soit prés de 1700 Kwh/m2/an au Nord et 2263 kwh/m2/an au Sud du pays.
Pour toutes les raisons citées ci-dessus plus l’impact social (sédentarisation et diminution de l’exode rural et création de milliers d’emplois directe et indirecte) ainsi que celle sur l’écologie (forte diminution de la pollution) font que le recours à l’énergie solaire soit la solution la plus évidente et la plus rationnelle. D’ailleurs les autorités politiques l’ont compris (voir les différentes lois et décrets)
«Loi n° 04-09 du 14.08.2004 Relative à la promotion des énergies renouvelables dans le cadre du développement durable »
Qu'en est-il pour le projet algérien ?
Limitations techniques
Une limitation majeure de l'énergie solaire est qu'elle ne peut être captée que le jour, lorsque le soleil brille. Non seulement la production d'une station solaire est nulle durant la nuit mais elle peut également se trouver considérablement réduite par temps nuageux ou lors de vents de sable.
Le problème qui se pose nécessite donc, pour être réglé, le recours à une capacité de stockage permettant de stocker un surplus d'énergie produit le jour pour le déstocker la nuit et pendant les périodes de pointe ou de faible ensoleillement. Or là aussi il y a problème car les procédés de stockage à grande échelle de l'énergie sont encore au stade de la recherche ou du pilote avec une multitude de projets en cours.
Ils manquent encore de fiabilité sans parler des coûts souvent exorbitants. Le plus avancé est celui du stockage thermique de la chaleur dans des réservoirs remplis de sels de nitrates en fusion portés à une température d'environ 400°C, ce qui limite son application au thermo-solaire seulement et en exclut le photovoltaïque. Il fait actuellement l'objet d'essais commerciaux en Espagne dans la station thermo-solaire d'Andasol (Espagne) basée sur des miroirs cylindro-paraboliques. Ses capacités de stockage, qui ne dépassent pas les 7 heures par jours, sont insuffisantes et on ne sait pas grand-chose sur ses autres performances de fonctionnement. Un autre projet, celui de Gemasolar, basé sur le procédé différent et excessivement cher de tours thermo-solaires capables d'atteindre des températures de stockage plus élevées d'environ 550°C, a pu fonctionner 24/7 mais seulement pendant quelques périodes de fort ensoleillement.
Au vu de son état d'avancement actuel, le stockage thermique ne peut pas garantir une alimentation électrique fiable pendant la nuit, les heures de pointe et les périodes de faible ensoleillement. Il peut être tenté, à titre d'essai, dans une petite centrale mais n'est pas assez mûr et reste trop risqué pour un projet à grande échelle. Quant au photovoltaïque, son stockage reste encore plus problématique.
Inconvénients des centrales hybrides solaire/gaz
On constate actuellement une tendance qui consiste à promouvoir l'énergie solaire dans le cadre de centrales électriques hybrides solaire/gaz. La centrale hybride qui vient d'être réalisée à Hassi R'mel (Tilghemt) est un très bon exemple qui mérite d'être discuté. Il s'agit en fait d'une grosse centrale à gaz à cycle combiné de 120 MW à laquelle est intégrée une petite station thermo-solaire de 30 MW. Dans ces conditions, chaque fois que l'annexe solaire nous économise un certain volume de gaz, la centrale à gaz en consomme 4 fois plus le jour et autour de 5 fois plus la nuit, soit environ 9 à 10 fois plus au total. Et même davantage si la station solaire ne fonctionne pas au maximum de ses 30 MW.
Miroirs cylindro-paraboliques de la station thermo-solaire de Hassi R'mel
Un pareil projet ne peut se comprendre ni se justifier en tant que projet solaire car très fortement déséquilibré en faveur du gaz ce qui le dévie de l'objectif solaire recherché. Par contre, il se justifie pleinement et prend tout son sens s'il a été conçu en tant que centrale à gaz intégrant dans son enceinte un pilote solaire.
Ce serait là une excellente démarche permettant de se lancer dans l'expérience du solaire avec un pilote à moindres coûts puisque les coûts logistiques, opératoires et de stockage sont réduits ou éliminés dans le cadre d'un projet intégré.
Tant que les problèmes de stockage se poseront, le choix d'une solution consistera donc à soupeser les avantages et les inconvénients d'une station 100% solaire, d'une centrale hybride et d'une centrale 100% gaz. Le programme solaire national reste discret sur ce point.
Le mégaprojet solaire est-il rentable?
En plus des limitations techniques que nous venons de voir, l'autre limitation majeure du solaire est celle de la rentabilité. On peut en avoir une bonne idée pour le mégaprojet algérien en estimant les coûts d'investissement par rapport à la valeur des quantités de gaz qu'il permettra d'économiser. Nous supposerons que le projet n'accusera aucun retard.
Or, lorsqu'on sait que la petite station solaire d'à peine 30 MW de Hassi R'mel a nécessité une surface de 180 hectares pour le déploiement des miroirs paraboliques et autres installations connexes ainsi que de longs délais de réalisation (l'ensemble de la centrale hybride a demandé près de 5 ans), il n'est pas évident qu'un projet de 22000 MW, donc environ 733 fois plus important en surface, en installations et en financement que la partie solaire, puisse être réalisé en totalité d'ici 2030.
En supposant qu'il le sera, quel va être le volume de gaz qu'il permettra d'économiser ?
Le calcul est simple. Par analogie avec la station solaire de Hassi R'mel qui, si elle fonctionne à 100% de ses 30 MW, permettra d'économiser 7 millions de m3 de gaz par an comme l'a précisé le constructeur (information confirmée par le calcul), le projet de 22 000 MW permettra d'en économiser 733 fois plus en 2030 soit 5,13 milliards de m3/an..
Bien que substantiel, cet apport de 5 milliards de m3/an correspond tout juste à 11% des exportations actuelles. Il ne soulagera que très légèrement une rente gazière en voie de disparition d'ici 2030 si rien n'est fait pour retarder cette échéance. Un gros effort restera donc à fournir pour compenser un tel déficit ainsi qu'il est expliqué dans une précédente contribution d’un ancien cadre opérationnel de Sonatrach production.
Mais la question fondamentale qui se pose à ce stade est de savoir si les 5 milliards de m3 de gaz économisés annuellement permettront de compenser les investissements énormes du programme solaire. En d'autres mots, le mégaprojet est-il rentable ? Il est possible d'estimer ces investissements par comparaison avec ceux de la station solaire de Shams1 à Abou Dhabi qui est revenue à $ 600 millions pour une puissance totale de 100 MW. Cette station a été choisie comme référence, parmi d'autres, car elle a été construite dans un site comparable à ceux du désert algérien, ce qui laisse supposer des coûts similaires. Ces coûts apparaissent d'ailleurs tout à fait raisonnables d'autant plus qu'ils s'avèrent conservateurs par rapport à ceux de la station d'Andasol en Espagne qui, pour une puissance de 50 MW, est revenue à $390 millions. Ils apparaissent encore plus raisonnables que les coûts de la partie solaire de Hassi R'mel.
Par conséquent, si la station de Shams1 est revenue à $600 millions, le mégaprojet de 22 000 MW reviendra 220 fois plus cher soit environ $132 milliards sans compter les coûts opératoires et de maintenance. La durée de vie d'une station solaire n'est pas bien définie mais se situerait autour d'une trentaine d'années (probablement moins dans l'environnement agressif du désert). La quantité maximum de gaz qu'elle pourra économiser pendant cette période de 30 ans sera de 150 milliards de m3, à raison de 5 milliards de m3/an. Sur la base d'un prix actuel d'environ $10 le Mbtu de gaz correspondant à ceux des contrats de longue durée (donc un prix de vente élevé par rapport au $5 ou $6 du marché spot) cela permettra d'économiser un total de $53,07 milliards contre $ 132 milliards d'investissements c'est-à-dire une perte de $78,93 milliards. Donc un projet loin d'être rentable. Supposons maintenant une durée de vie de 50 ans au