Qui est derrière les manifestations de In-Salah? (source Algerpress.com)

Non à l'exploitation du gaz de schiste en Algérie

A l’origine du mouvement de rejet du projet d’exploration du gaz de schiste à In Salah, l’association locale Shems d’In Salah composée d’un collectif actif depuis 2012.Il y a lieu d’indiquer que cette association a récemment bénéficié d’un financement par une Ambassade étrangère. Le collectif de cette association dont les membres dirigent le mouvement anti Shiste à In Salah, regroupe des cadres dont certains travaillent dans le secteur de l’Energie. Il s’agit notamment de :

Abdelkader Bouhafs : parmi les meneurs du collectif anti Schiste In-Salah, travaille comme ingénieur à SONATRACH (Tiguentourine), exerce une influence sur la population eu égard à son profile, il s’est distingué lors de la rencontre du Ministère de l’énergie avec la population d’In Salah par les arguments qui ont laissé une bonne impression auprès de l’assistance, devant lesquelles le Ministre de l’énergie était peu convainquant). Il a effectué un stage à Bordeaux (à l’Université science PO de Bordeaux en France !!!) du 30 novembre au 13 décembre (juste avant le déclenchement des protestations), stage financé dans le cadre d’un projet initié par l’association environnementale Chems (ce stage a regroupé 20 jeunes issus du mouvement associatif algérien comme illustré dans la photo jointe.

Mohamed Jouane : Président de l’association Chems, enseignant à In Salah et membre du comité de coordination de la protestation.

Abdelkrim Sagueni : ingénieur géophysicien, chef de service technique à SONATRACH

Mohamed Slimani : exerce en tant qu’agent à Naftal

Mohamed Allioui : agent HSE à la GCB.

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[Stiti]

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 intitulée "Déplétion des gisements conventionnels et après-pétrole'' (Liberté du 31 juillet 2013).
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. Suppos

[Stiti]

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 intitulée "Déplétion des gisements conventionnels et après-pétrole'' (Liberté du 31 juillet 2013).
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. Suppos

[Stiti]

26 août 2013

Scandale de Sonatrach : le fiasco de Rhourd El Baguel Par Y. Mérabet *
Après la première décision rendue par ladite cour en 2008, le semblant d'initiation des études d'engineering pour la réalisation du projet de l'usine à gaz a été décidé le 15 juillet 2009 par le conseil de gestion de Sonarco. Les fonds nécessaires pour les frais d'études ont été débloqués par les deux co-DG du groupement le 14 octobre 2009 soit deux millions de dollars.
Les managers de BP, connus pour leur flegme froid dans l'art de la négociation, ne cherchaient plus qu'à gagner du temps par des réunions sans fin, pour se retirer de l'association aux moindres frais. Une réunion ou étaient présents les représentants mandatés par les deux parties (Sonatrach & BP) a eu lieu à Alger les 29 & 30 juin 2009, attestée par un PV, où le représentant de BP a présenté une vue d'ensemble faite par sa direction le 9 juin 2009 sur le projet de GPL à réaliser à Rhourd El Baguel, équipé de deux trains comme stipulé par la décision de la Cour permanente d'arbitrage en 2008. Le représentant de BP s'est engagé à collecter le maximum d'informations et d'éléments de base qui permettront d'établir l'étendue des travaux pour le plan de préparation desdites études, à confier au bureau d'études anglais Petrofac (un fidèle contractuel en gré à gré avec Sonarco dans des prestation de services d'engineering depuis 2005), reconnaissant qu'il a été transmis à ce dernier un dossier d'une étude complète faite en 1995 par l'italien Snam Progetti sur le projet de réalisation d'une usine de GPL Rhourd El-Baguel (coût de l'étude initiale : 300.000,00 dollars US, et le coût de réalisation de ladite usine en EPC s'élevé à 400 millions de dollars US à l'époque.

Au 31 décembre 2010, Les coûts engagés pour les études d'ingénierie Petrofac pour la réalisation de l'usine de GPL sont revenus à 1,8 millions de dollars US environ (126.000.000,00 de DA), la situation n'était plus qu'en attente de lancement de l'appel d'offres par Sonarco pour la réalisation de l'usine de production de GPL.

UN IMPREVU GAGNANT PREMEDITE PAR BP
Au cours d'une des stériles réunions entre les parties, un irrationnel désaccord prémédité par BP a vu le jour dans un but inavoué, celui de se désengager de l'association à moindres frais. BP dit accepter de construire l'usine en lançant les études sur la base d'un système de production à un seul train sur la configuration technique des futures installations de l'unité GPL en révisant au préalable le profil de production pour le reste de la période contractuelle s'étalant entre 2009 et 2021 par voie d'arbitrage ; alors que Sonatrach veut que soit appliquée la décision de la Cour permanente d'arbitrage de septembre 2008 et de celle datée du 30 août 2009, et que soit lancé les études pour la construction de l'usine de GPL sur la base d'un système à deux trains. Devant ce stratégique litige artificiel de blocage créé par BP durant le premier trimestre 2011, pour faire durer les négociations dans la stérilité au détriment de l'entreprise nationale, Sonatrach a été contrainte de soumettre ledit litige à la Cour d'arbitrage encore une fois.

Vu la nature de la complexe tâche assignée à l'expert indépendant, regroupant de multiples activités, l'expert chef de projet a eu recours à la composition d'une équipe pluridisciplinaire composée de dix docteurs PHD dans différentes spécialités pétrolières et de droit, pour traiter les aspects liés à la révision du profil de production contractuel contesté par BP quand on lui a demandé de réaliser l'usine de gaz. Recommandation finale selon le rapport d'expertise du 30 août 2009.

La décision finale a été en faveur de Sonatrach. La proposition a été faite par l'équipe d'expertise en référence à la période de production du champ s'étalant du 1er juillet 2009 au 30 juin 2021, incluant la production du pétrole brut, des condensats et du GPL :

- Le souhait de BP transmis à l'expert : 57,5 millions de barils en 12 ans
- Le souhait de Sonatrach transmis à l'expert : 58,9 millions de barils en 12 ans
- La décision de l'expert est : 57,8 millions de barils en 12 ans
Décision arrêtée pour le démarrage de l'usine de gaz de production de GPL et de condensat
- le souhait de BP transmis à l'expert est le 1er juillet 2014
- le souhait de Sonatrach transmis à l'expert est le 1er janvier 2013
- La décision de l'expert pour démarrage GPL est pour le 1er juillet 2014

Suite à cela, la partie BP demande à Sonatrach l'organisation d'une réunion de travail préalable pour approuver ensemble le profil de production révisé par l'équipe d'experts, en suggérant que Sonarco organise la réunion le plus tôt en Algérie. Sonatrach accepte …!

Une atroce situation de laxisme du management de l'entreprise Sonatrach vient s'ajouter à celles s'étalant déjà de 1996 à 2011, confirmant par là que l'entrée en lice de la production de l'usine du GPL prévue au départ pour 2007, reportée à 2011, et encore reportée à 2014 par décision de justice, ne verra pas le jour.

L'ASTUCE DU FLEGME MANAGEMENT PARTICIPATIF DE BP
En fin de parcours, BP étonna Sonatrach en lui présentant l'étude finale faite par Petrofac avec un seul train ! Alors qu'il était convenu à maintes reprises entre les parties avant et après expertise, que l'usine de GPL sera réalisée avec deux trains de traitement comme l'a si bien confirmé l'expert indépendant, et non pas un seul train de traitement comme l'insinue BP pour faire durer le flegmatique feuilleton. Sonatrach se sentant blousée, déposa encore une fois une plainte auprès de la Cour permanente d'arbitrage à l'encontre de BP pour non application de la dite décision d'arbitrage rendue en sa faveur dans le conflit qui l'oppose à son partenaire.

Se voyant perdante sur toute la ligne, BP engagea des tractations formelles et informelles en hauts lieux, pour la résolution de son litigieux cas, tout en s'évitant de perdre cette bataille comme elle a laissé des plumes en Louisiane, condamnée à l'indemnisation de 25 milliards de $ US pour pollution marine en 2010.

SECRET DU BLOCAGE
Une première séance d'audience entre les parties a été programmée au début d'avril 2011. Les représentants de Sonatrach devant assister à ladite séance d'arbitrage à Paris pour cet incroyable cas de filouterie managériale, ont été informés à la dernière minute, au siège de la direction générale de Sonatrach, que leur déplacement à Paris a été annulé, et la décision est venue de haut lieu qu'eux-mêmes ne savent rien sur le sujet, et ne font que transmettre un ordre verbal venu d'ailleurs ..!

En finalité, BP a quitté le champ de Rhourd El Baguel en douceur après l'avoir endommagé, en payant une indemnisation de pacotille à Sonatrach, un montant dérisoire s'élevant à 100.000 dollars US (700 millions de centimes) et ce, pour ne pas construire l'usine de production de GPL à Rhourd El Baguel dont le coût total actuel en réalisation EPC s'élève à un milliard de dollars US, une grande lâcheté méritant de lourdes sanctions aux irresponsables algériens de Sonatrach et d'autres secteurs et organes qui ont permit la concrétisation de ce désastre commis au détriment des intérêts du pays..

Si l'usine de GPL et condensats avait été réalisée, l'Algérie aurait gagné 2,5 millions de dollars US par jour, et ladite usine serait amortie en une année de production selon la récente étude de Petrofac datée du 31 août 2010 estimant son coût global à plus de 700 millions de dollars US.

Alerte lancée auprès de qui de droit, pour rétablir l'Algérie dans ses droits. Durant début octobre 2011, une troisième requête d'extension dudit contrat par avenant pour une période de deux mois, s'étalant du 1er novembre 2011 au 31 décembre 2011, a été introduit par la Direction générale de l'ex-Sonarco auprès du dit conseil de gestion, ce dernier sentant le feu en la demeure, a refusé d'accepter de continuer dans la dérive !

Le codirecteur général de Sonarco, administrateur délégué pour la partie Sonatrach, s'est vu pressé par son co-DG pour la partie BP pour avoir son accord de principe, afin de faire valider ce troisième avenant illégalement au nom de la direction l'ex-Sonarco, entité qui n'a commencé à fonctionner officiellement par appel de fonds auprès du partenaire BP qu'en février 2011 !? Une nouvelle procédure instaurée selon les dispositions contractuelles du 15 février 1996, venue très tardivement (15 ans après), suite aux odeurs de fumées découlant des récents scandales révélés sur Sonatrach. Durant ce flottement, l'Administrateur délégué pour la partie BP, a même menacé de quitter le champ si la partie Sonatrach refuse la reconduction automatique du contrat par un autre super illégal avenant de 2 millions de dollars US ! Après des tractations en haut lieu durant une semaine entre la direction de Sonarco et le directeur de la division associations de Sonatrach, un délictueux accord a été donné par la direction générale de Sonatrach pour un 3e avenant !

Vingt un énième avenant (portant le total à 47% de la valeur initiale du contrat) !!! A l'issue du conflit judiciaire par le biais de l'arbitrage, opposant BP à Sonatrach sur l'application incorrecte de certaines dispositions contractuelles, notamment la révision du profil de production du champ jusqu'à 2021, et le désengagement de BP à construire une usine à gaz de production de GPL et de condensats à Rhourd el Baguel d'une valeur approximative d'un milliard de dollars (en EPC), BP visant son suprême intérêt, a décidé de partir définitivement du champ le 31 décembre 2011, optant à l'indemnisation de son associé, Sonatrach, entraînant la dissolution du groupement Sonarco. Et c'est durant le mois de décembre 2011 qu'un 4e avenant prohibé pour les prestations de services avec Sarl Cieptal pour deux mois et 2 autres millions de dollars US, a été validé pour la direction de l'ex-Sonarco et ce, en violation des directives de l'ex-PDG du Groupe Sonatrach, si Nordine Cherouati.
OU EN EST-ON AU CHAMP DE RHOURD EL BAGUEL ?
Suite au départ volontaire de BP le 31 décembre 2011, ledit champ a été rattaché à la direction de la division production de Sonatrach activité amont, en charge maintenant de la conduite de la finalité du rocambolesque dossier du camp catring de l'ex-Sonarco. Le prestataire Sarl Cieptal est toujours opérationnel au dit champ, il quitte réellement les lieux le 29 février 2012. Une telle gravité, n'arrive qu'au sein de Sonatrach Spa, groupe pétrolier international disons nous ! Que la justice agisse si justice il y a dans ce pays, volé à ciel ouvert par des sans foi ni loi.
A l'issue de ce bradage en règle, la perte sèche de l'Algérie s'élève à de centaines d'emplois et à 2,5 millions de dollars US par jour.

LES CENTRES DE PRODUCTION DE RHOURD EL BAGUEL
Durant la guerre civile algérienne des années quatre-vingt-dix, soldée par plus de 200.000 morts, des milliers de disparus et de mutilés, des populations entières désertant leurs villages dans un exode rural jamais connu par le pays depuis la fin de l'horrible guerre d'Algérie, Sonatrach et la compagnie ARCO (Atlantic Richfield Company) ont signé le 15 février 1996 le premier contrat d'association (51%-49%) pour l'exploitation du gisement du pétrole de Rhourd El Baguel (situé à 100 km au sud-est de Hassi Messaoud), d'une valeur de 1,3 milliard de dollars US, pour une durée de 25 ans, visant l'amélioration du taux de récupération des réserves de pétrole du champ de 20% à 35%, et l'incitation des investissements directs étrangers parce que le pays était au bord de l'abîme, politiquement, économiquement et socialement.

Cet accord mis application le 1er juillet 1996, donna naissance a une nouvelle entité : Sonarco, chargée de la conduite des opérations pétrolières du projet de récupération assistée du pétrole, avec comme premier objectif, d'atteindre une production de 120.000 barils/jour à la 11e année, qui au départ était de 26.000 barils/jour.

Il prévoyait cinq phases principales de développement. Ensuite, de grandes modifications des installations existantes et la mise en exploitation d'une nouvelle unité pour la réinjection de gaz dans le gisement, ont vu le jour durant les quatre premières phases de développement.

L'USINE A GAZ NON REALISEE : POURQUOI ?
La susmentionnée phase du projet, consistant en la construction d'une usine de traitement de gaz pour la récupération de GPL (gaz de pétrole liquéfié), prévue dans le susdit contrat, a été sciemment abandonnée par Sonarco fin 2001 (BP ayant acquis les actifs d'ARCO en 2000, agissait avec la lâche complicité individuelle et collective du management de certains cadres de Sonatrach et sa tutelle.

Cette dite phase prévoyait l'installation d'une usine de traitement de gaz d'une capacité de 20 millions m3/Jour, pour la récupération du GPL et de condensats. Mais suite à un défaut de stratégie dans l'injection massive et rapide du gaz à très haute pression (450 Bars) dans la zone supérieure du gisement entre 1999 et 2001, qui s'est traduite par une rapide chute de production dans la majorité des puits producteurs de pétrole du champ, il a été décidé par la direction de Sonarco que l'usine de gaz en question ne sera pas rentable donc, à abandonner.

Déclenchement d'un lourd conflit en avril 2004, Sonatrach voyant que son partenaire BP n'arrivait pas à la réalisation de son objectif défini selon des engagements contractuels (31.000 barils/jour de production au lieu de 82.000 barils/jour), décida d'arrêter le droit d'enlèvement de la part de production de BP évaluée à 30% (selon la valeur des actions de BP dans le contrat Sonarco), BP engagea vite une action d'arbitrage à l'encontre de Sonatrach.
En septembre 2008, une décision en deux points de la Cour permanente d'arbitrage de Paris entre les parties a été prononcée, donnant ce qui suit :
1- BP Exploration Algérie Limited n'est pas en infraction vis-à-vis de la stratégique technique utilisée dans l'application du programme de développement du champ à travers son programme d'injection de gaz miscible pour l'augmentation de production du gisement de Rhourd El Baguel donc, l'enlèvement de sa part de production doit reprendre son cours.
2- BP Exploration Algérie Limited doit réaliser obligatoirement le projet de l'usine à gaz de production de GPL et condensats à Rhourd El Baguel (Décision de la Cour non soumise à recours) dont le coût s'élève à présent à prés d'un milliard de dollars US.

De même, la Cour permanente d'arbitrage de Paris somme BP et Sonatrach à collaborer et négocier de nouveau, pour la réalisation de leur objectif contractuel. Suite à cela, BP Exploration El Djazair Limited domiciliée aux Iles Bahamas, et BP Exploration Operating Limited domiciliée à United King dom (deux filiales de la société mère BP qui gèrent ensemble le contrat de Sonarco), agissant vite en janvier 2009 à l'encontre de Sonatrach, ont recouru à l'arbitrage une seconde fois auprès d'un expert indépendant désigné par ladite Cour, afin qu'il fasse une recommandation pour les parties au sujet de la révision du profil de production remis en cause par BP en référence aux dispositions de l'article 42 dudit contrat. L'affaire a été enregistrée à sous le n° AA224.

Il devient impératif que soient présenter les preuves matériels sur ce qui a été avancé concernant les violations de loi et d'énormes manœuvres dilatoires dans la passation de marchés dans les Groupements et les OOC de Sonatrach (Organes Operating Conjoints, Type d'entité commerciale inexistant dans le code de commerce).

De nombreux cas de dépassements intolérables existent, marchés passés sous forme de contrat en gré à gré, et ou suite à consultation sélective que l'on nomme restreinte dans les groupements de Sonatrach, des excès plus graves que ceux ayant fait objet de révélations successives dans les colonnes à la Une de certains titres de presse nationale écrite durant 2010, entraînant la décapitation du staff de la DG de Sonatrach, emprisonnements et poursuites judicaires à l'encontre de certains cadres dirigeants. Détails sur un des pires cas de marché. Dans les bases pétrolières au sud, le sujet favori dont parlent souvent les gens est bien celui de la bouffetance, selon les documents du scandaleux dossier transmis au Matin DZ, le cas du Camp Catring d'un groupement est unique en son genre.

Il s'agit du contrat pour la prestation de services de restauration et d'hôtellerie à l'ex-groupement Sonarco-Rhourd El Baguel (champ situé à 100 km au sud-est de Hassi Messaoud), passé entre BP et la Sarl Cieptal au nom de Sonarco, pour une période de deux ans à partir du 1er mars 2009, alors qu'il devait être signé entre la Sarl Cieptal et les deux parties constituant le groupement Sonarco, à savoir, Sonatrach et BP, comme le stipule l'annexe G du contrat d'association pour le partage de production daté 15 février 1996.

ÉNIGMATIQUE !
L'ex-Groupement Sonarco depuis sa constitution en septembre 1996, n'a jamais fonctionné financièrement par appel de fonds comme le stipulent le susdit contrat et son annexe G relative aux marchés de services, de travaux et d'approvisionnement, mais a fonctionné avec l'engagement d'une seule partie, celle d'ARCO puis BP durant quinze années. Une erreur managériale fatale au Trésor public dont aucun dirigeant, ni responsable du management de Sonatrach ne s'est soucié de l'illégalité de la chose, à février 2010, après l'éclatement du scandale de Sonatrach!

Au contraire, les administrateurs délégués pour la partie Sonatrach en charge des associations, se sont livrés pieds et mains liés à la décision du management des partenaires étrangers dans la gestion des Groupements et des OOC (une vingtaine), visant le développement des champs pétroliers de Sonatrach en association.

Les expatriés forts de leur influence financière, économique et politique, se sont trouvé seuls maîtres à bord dans la conduite des opérations financières desdits champs et ce, devant la démission collective du management de la partie Sonatrach, à défendre les intérêts du pays comme indiqué dans les contrats type partage de production. Pour concrétiser facilement leurs bénéfices, les managers des partenaires étrangers ont mis dans les postes clés des finances, des moyens généraux, et des approvisionnements & transports des lieux en association, des responsables expatriés et algériens sous-traités, affectés selon leur convenance dans des postes organiques de Sonatrach dans les groupements et OOC, dépourvus à dessein d'organigrammes valides malgré les dispositions contractuelles, ce qui arrangea au mieux l'intérêt des managers étrangers et celui de leurs multinationales opérant en Algérie. Juridiquement prouvé, les milliers de contrats exécutés depuis des années dans les associations par une seule partie au nom des deux parties (Sonatrach spectatrice), ont été formalisés avec une anormale facilitée à travers de pires violations de loi. Pour l'amer cas du groupement cité en exemple, BP imposait une clause générale, insérée au début de l'élaboration de tout type de contrat la reproduction suivante :
«Le présent contrat est passé par BP Exploration (El Djazair) Limited (ci-après »la compagnie»), une filiale de BP p.l.c. au nom de Sonarco (une association entre BP Exploration (El Djazair) Limited et la société nationale des hydrocarbures, Sonatrach) et agissant pour BP et Sonatrach), suivi du nom de l'entrepreneur, etc.

LE CONTRAT DE CAMP CATRING DE L'EX-GROUPEMENT SONARCO
Le contrat de Camp Catring référencé CA 208027 pour deux années avec la Sarl Cieptal, validé par le Conseil de Gestion dudit groupement suite à une consultation sélective (restreinte selon le Groupement) auprès de cinq prestataires invités à soumettre leurs offres commerciales et techniques, auxquelles a été ajouté par Sonarco un nouveau volet HSE (Hygiène - Sécurité - Environnement) dont elle détient le pouvoir absolu de notation pour qualifier le soumissionnaire convenant (moyenne de la note sur l'offre technique + Note HSE, dont aucun code de marchés ne parle), sans aucune publicité sur le Baosem si cher à si Chakib, pour une valeur estimative à plus de 19 millions de dollars US, a débuté le 1er mars 2009 et devait expirer le 28 février 2011, pour la prestation de services hôtellerie et restauration (aux bases de vie de Sonatrach et des expatriés, pour environ 1000 personnes à prendre en charge soumis au système de relève 4X4, donc, une moitié du personnel en congé et l'autre moitié en activité, soit généralement une prestation de 1200 repas/jour + prestations hôtelières à fournir par le prestataire, sachant que la valeur des prestations assurées pour la base de vie des expatriés, est supérieure de trois fois celles assurées pour la base de vie de Sonatrach, cela rappelle l'existence du 1er et 2e collège du temps colonial.

Après l'expiration du contrat le 28 février 2011, un 1er avenant pour une prolongation de contrat pour trois mois, d'une valeur de 2 millions de dollars US a été validé obscurément par BP au nom des deux parties en association (Sonatrach et BP) !

Le 11 mai 2011, une seconde requête d'extension dudit contrat par un 2e avenant est introduite par un supposé responsable de la division intendance de l'ex-Sonarco (agent contractuel d'un sous-traitant), sans que les responsables de Sonatrach ne réagissent à ce nuisible fait illégal, demandant une autre prolongation pour une période de cinq mois s'étalant du 1er juin 2011 au 31 octobre 2011 pour un montant estimé à 3.000.000 de dollars US. Là encore, le conseil de gestion et la direction de l'ex-Sonarco disent oui à l'illégalité ! Comme on peut le constater sur ce rapport, ce fiasco est l'affaire des Directeurs et des Juristes de Sonatrach.
* Expert en énergie

[Safi]

Le quotidien d’Oran du 14 :04 :2015
Débat :
Les prémices d'une fatigante fin du pétrole
par Y. Mérabet *


Jusqu'à quand mentir au peuple ?

La Sonatrach importera 42 millions de tonnes par an pour faire face à la demande interne en carburant. De pays exportateur de pétrole, l'Algérie deviendra un pays importateur de pétrole.

L'ABSENCE DE CLARTE DANS LE SECTEUR DE L'ENERGIE

Dans ses interviews, le ministre de l'Energie évite d'évoquer l'épuisement des réserves pétrolières algériennes, rien à retenir de ses propositions farfelues, pour éviter le pire, mais le pire est déjà là !

Depuis qu'il a compris que le renouvellement des réserves d'hydrocarbures accuse un retard considérable, le ministre multiplie les déclarations sur une stratégie qui reste toutefois contradictoire et très vague. Les dernières interventions médiatiques illustrent du flou dans la conduite de la politique énergétique nationale à long terme. L'Algérie ne donne aucune impression de s'occuper de son avenir énergétique. L'absence d'un plan sérieux pour l'après-pétrole, par l'appel de sources alternatives qui remplaceront le pétrole et le gaz appelés à disparaître dans moins d'une décennie, du moins à nous manquer pour une certaine période nécessaire pour reconstituer nos réserves d'hydrocarbures, c'est la caractéristique connue de l'actuelle politique menée par M. Youcef Yousfi. Celui-ci, qui a succédé à Chakib Khelil à la tête du département de l'Energie et des mines en 2010 avant d'être reconduit dans l'actuel gouvernement de M. Abdelmalek Sellal, n'arrive pas à donner une vision claire de l'Algérie concernant sa politique énergétique.

Sa stratégie personnelle, non partagée par les médias et les experts algériens du domaine, est axée sur l'exploitation à fond des hydrocarbures conventionnels et la course au non conventionnel à grande échelle, satisfaire la demande interne par l'importation massive de pétrole, sans recours au nucléaire ni au développement des énergies renouvelables. Ainsi, faute de stratégie bien définie pour assurer l'avenir énergétique de l'Algérie et qui ne peut se faire que par la ressource renouvelable, en l'occurrence le soleil ainsi que l'accélération de la recherche et de l'exploration du sous-sol algérien recelant encore des quantités faramineuses d'hydrocarbures, le gouvernement se dirige dangereusement vers le recours aux gaz non conventionnels, qui présentent de nombreux inconvénients : prix de revient excessif, dépendance technologique envers l'extérieur, un impact non maîtrisé sur l'environnement, et le risque de plomber les cours des gaz conventionnels déjà en déprime, reconversion des infrastructures existantes, etc.

DU GAZ POUR PRODUIRE DE L'ELECTRICITE

Pour faire face aux enquiquinantes opérations de délestage électrique, le ministre a annoncé la mise en marche d'un programme de production d'électricité par un supplément de 8 000 mégawatts, qui viennent s'ajouter aux 4 000 mégawatts, soit un total de 12 000 mégawatts, déjà programmés à l'horizon 2016, pour les seules périodes de forte demande (hiver et été). Le plan prévoit la construction de nouvelles centrales thermiques fonctionnant au gaz pour produire ces 12 000 mégawatts pour un coût estimé à près de 22,5 milliards de dollars. Ceci dit, notre électricité sera produite à 100% au gaz, alors qu'on devait chercher à la produire par le solaire en long terme, pour la production exclusive de l'électricité et le dessalement d'eau de mer, tout en économisant notre pétrole et gaz. Pour faire tourner ces centrales, il faut au moins, selon les estimations, 22 milliards de m3 de gaz, soit presque la moitié de nos exportations (52 milliards de m3 en 2011), ce qui représente un manque à gagner de près d'une douzaine de milliards de dollars. L'Algérie consomme pour ses besoins internes 35 milliards de m3 (en 2011) et projette 50 milliards de m3 en 2017, donc nous produisons un cumul de 102 milliards de m3, 50% pour la consommation interne et 50% pour l'exportation. Les énergies renouvelables, bien qu'elles soient plus onéreuses à produire et à rentabiliser, constituent néanmoins l'avenir énergétique durable de l'Algérie, tant qu'il y aura du soleil. Cet investissement peut être consenti en le finançant par une partie des sommes faramineuses qui vont aux subventions de l'énergie. Le nucléaire allègera aussi considérablement notre facture énergétique, si l'on prend l'exemple de la France qui soutire la totalité de son énergie électrique des mines d'uranium du Niger et en exporte même sur l'Union européenne.

L'Algérie a consacré 10,59 milliards de dollars en 2010 à la subvention de la consommation de l'énergie, selon une étude de l'ONU. Cette somme augmente chaque année d'environ 7%. La seule véritable façon de rationaliser la consommation d'énergie serait de réduire les niveaux de subvention. Mais c'est un risque que notre gouvernement ne pourra prendre, en ces temps des grandes révoltes et au détriment de sa politique du maintient d'une politique sociale à grand flot d'argent.

DES RAFFINERIES POUR CAMOUFLER LA DEFAILLANCE DU SYSTEME POLITIQUE

Sonatrach vient d'engager deux programmes d'investissement pour couvrir les besoins nationaux en carburant. Ainsi, le premier programme d'investissement, déjà engagé pour la maintenance et l'extension des capacités de raffinage des raffineries de Skikda, d'Arzew et d'Alger de 4 millions de tonnes supplémentaires. Le même programme permettra également aux raffineries du groupe de produire des carburants, essences, gas-oil, aux normes européennes et de disposer d'une chaîne de production des aromatiques (benzène et paraxylène) plus développée, permettant ainsi d'initier des projets pétrochimiques en aval du raffinage, etc. Par ailleurs, les travaux de réhabilitation de la petite raffinerie d'Arzew, qui alimente tout l'ouest et le sud-ouest du pays, et dans l'informel le nord-ouest du Maroc, ont été achevés, et les installations sont en activité. La capacité de production de la raffinerie est ainsi passée de 2,5 millions de tonnes par an à 3,75 millions de tonnes par an, soit plus de 50%.

Pour autant, une des deux unités intégrées de la raffinerie de Skikda est actuellement à l'arrêt pour rénovation. L'arrêt technique a été même autorisé par le Pdg du groupe Sonatrach, Abdelhamid Zerguine. Les travaux sont confiés au Coréen Samsung. Alors, que cette rénovation aurait pu peut-être être attribuée à la filiale de Sonatrach GTP ex-Altra, détenant un savoir-faire algérien dans les grands travaux pétroliers. GTP est spécialisée dans la construction des unités pétrochimiques, avec un riche palmarès à son effectif ; la réalisation d'un module de traitement de gaz de 60 millions de m3/j à Hassi-R'mel, pour le compte d'une grande compagnie japonaise JGC et la rénovation totale de la raffinerie de Nouakchott (Mauritanie), avec du matériel récupéré, paraît-il du reste, de la raffinerie de Béjaïa détournée ?

Pour subvenir aux besoins internes en carburant, la Sonatrach doit importer 42 millions de tonnes/an de pétrole brut aux prix coté à la bourse ; une fois raffiné, il sera vendu sur le marché national, au prix aussi coté à la bourse par les compagnies internationales de raffinage. Les institutions de la finance et les associations mondiales des raffineurs, avec qui Sonatrach est liée par des conventions, nous obligeront à aligner nos prix de carburant à la pompe aux leurs. Par une reconversion du dinar en euro, les prix moyens des carburants (2011) seront de 82 DA pour les lourds et 220 DA pour les légers et super-légers (sans subvention). A ce prix là, aucun automobiliste ne se permettra le luxe de rouler en voiture !

Il se pourrait que monsieur le ministre a d'autres idées en tête. Par le fait de construire des raffineries en Algérie alimentées par du pétrole importé, n'essaye-t-il pas peut-être de récupérer la souveraineté nationale perdue à jamais par la fin du pétrole ? Le pétrole de notre temps est une arme de dissuasion plus efficace que l'arme nucléaire et l'Etat qui ne possède pas de pétrole ne pourra pas se défendre.

QUE S'EST-IL PASSE POUR LA RAFFINERIE DE BEJAÏA ?

Dans les années 1970, une raffinerie de pétrole, sœur jumelle de celle d'Arzew d'une capacité de 2,5 millions tonnes/ an, prévue par le plan Valhyd pour être construite aux environs de Béjaïa, à proximité de l'oléoduc qui relie Haoud-El-Hamra au terminal-arrivée de Béjaia. Les études de faisabilité ont été réalisées, le choix du constructeur fixé, les études techniques achevées, une équipe d'ingénieurs et de techniciens algériens fut envoyée chez le constructeur anglais pour suivre une formation sur le raffinage, les terrassements du site réalisés, 90 % des équipements achetés, payés cash et transportés jusqu'en Algérie. Le projet était arrivé à sa dernière ligne finale. C'est à dire, il a atteint ses phases : de montage, démarrage et exploitation. Mais brusquement, ce projet a été purement et simplement annulé, pour des raisons, semble-t-il, d'un malentendu politique.

Un crime économique ? Du matériel flambant neuf d'une valeur de 2,5 milliards de dollars jeté par Sonatrach dans un"dépotoir public" à Arzew et un lourd préjudice moral infligé par Sonatrach au mépris de la population bougiote. Bougie a perdu un investissement en or. Le litige qui s'en est suivi avec la partie contractante étrangère a été réglé contre paiement de la totalité et l'ensemble des prestations d'engineering, procurement des équipements, emballage, stockage et transport ainsi que de lourdes pénalités de résiliation contractuelles qui vont avec le contrat. Il se pourrait encore que cette raffinerie ait été revendue avec ses croquis de montage ou installée quelque part dans un autre pays. Personne n'aura l'audace de fouiner sur cette affaire, vieille de 42 ans, les archives algériennes auraient une durée de vie de 10 ans et Monsieur le juge est indépendant !

SONATRACH NEGOCIE AVEC LES PARLEMENTAIRES DU FFS

Le projet de la raffinerie de Béjaîa surgit sur la table des revendications, sans que Sonatrach ne donne les explications de sa disparition

Le PDG de Sonatrach sort se sa réserve:

Suite à la polémique autour du projet de réalisation d'une plateforme pétrochimique à El Kseur (Béjaïa), l'ex président-directeur général du groupe Sonatrach, Abdelhamid Zerguine, s'est rendu le 09/06/2014 dans la wilaya de Béjaïa.

A cette occasion, le PDG a tenu à tirer au clair la position de Sonatrach afin de lever toute équivoque sur cette affaire qui commençait à prendre des contours… politiques. D'emblée, M. Zerguine a déclaré : "Nous maintenons le projet de réalisation de la plateforme pétrochimique dans la wilaya de Béjaïa qui sera réalisée dans le cadre de la stratégie de développement et de croissance de Sonatrach", d'après une source proche du dossier.

Pour le responsable qui souhaite rentabiliser cette opportunité, "la compagnie nationale des hydrocarbures a une dette envers la wilaya de Béjaïa parce que cette région devrait disposer depuis les années 1970 d'une raffinerie eu égard à sa position géographique stratégique. Mais cela n'a pas été concrétisé. Ensuite, au milieu des années 2000, Sonatrach a été dans l'obligation de délocaliser un autre projet de même nature".

Par ailleurs, le wali de Béjaïa, Hamou Ahmed Touhami, a réitéré l'engagement de l'administration locale à œuvrer dans le sens de la concrétisation de ce projet. Il a assuré les parlementaires du FFS - à l'origine de cette polémique - qu'il a reçu la décision du maintien du projet et qu'une assiette foncière a été dégagée à cette fin dans la commune d'El Kseur.

Le terrain, d'une superficie de 414 ha, a été mis à la disposition de la compagnie nationale Sonatrach avec possibilité d'extension, selon le président de l'APC d'El Kseur.

Conclusion : Chaque «dachra» du territoire national doit créer son parti politique pour revendiquer un partage légal de la rente pétrolière.

* Journaliste indépendant et Expert en Energie - Membre fondateur de la A.A.R.I

Le quotidien d’Oran du 14 :04 :2015
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Les prémices d'une fatigante fin du pétrole
par Y. Mérabet *


Jusqu'à quand mentir au peuple ?

La Sonatrach importera 42 millions de tonnes par an pour faire face à la demande interne en carburant. De pays exportateur de pétrole, l'Algérie deviendra un pays importateur de pétrole.

L'ABSENCE DE CLARTE DANS LE SECTEUR DE L'ENERGIE

Dans ses interviews, le ministre de l'Energie évite d'évoquer l'épuisement des réserves pétrolières algériennes, rien à retenir de ses propositions farfelues, pour éviter le pire, mais le pire est déjà là !

Depuis qu'il a compris que le renouvellement des réserves d'hydrocarbures accuse un retard considérable, le ministre multiplie les déclarations sur une stratégie qui reste toutefois contradictoire et très vague. Les dernières interventions médiatiques illustrent du flou dans la conduite de la politique énergétique nationale à long terme. L'Algérie ne donne aucune impression de s'occuper de son avenir énergétique. L'absence d'un plan sérieux pour l'après-pétrole, par l'appel de sources alternatives qui remplaceront le pétrole et le gaz appelés à disparaître dans moins d'une décennie, du moins à nous manquer pour une certaine période nécessaire pour reconstituer nos réserves d'hydrocarbures, c'est la caractéristique connue de l'actuelle politique menée par M. Youcef Yousfi. Celui-ci, qui a succédé à Chakib Khelil à la tête du département de l'Energie et des mines en 2010 avant d'être reconduit dans l'actuel gouvernement de M. Abdelmalek Sellal, n'arrive pas à donner une vision claire de l'Algérie concernant sa politique énergétique.

Sa stratégie personnelle, non partagée par les médias et les experts algériens du domaine, est axée sur l'exploitation à fond des hydrocarbures conventionnels et la course au non conventionnel à grande échelle, satisfaire la demande interne par l'importation massive de pétrole, sans recours au nucléaire ni au développement des énergies renouvelables. Ainsi, faute de stratégie bien définie pour assurer l'avenir énergétique de l'Algérie et qui ne peut se faire que par la ressource renouvelable, en l'occurrence le soleil ainsi que l'accélération de la recherche et de l'exploration du sous-sol algérien recelant encore des quantités faramineuses d'hydrocarbures, le gouvernement se dirige dangereusement vers le recours aux gaz non conventionnels, qui présentent de nombreux inconvénients : prix de revient excessif, dépendance technologique envers l'extérieur, un impact non maîtrisé sur l'environnement, et le risque de plomber les cours des gaz conventionnels déjà en déprime, reconversion des infrastructures existantes, etc.

DU GAZ POUR PRODUIRE DE L'ELECTRICITE

Pour faire face aux enquiquinantes opérations de délestage électrique, le ministre a annoncé la mise en marche d'un programme de production d'électricité par un supplément de 8 000 mégawatts, qui viennent s'ajouter aux 4 000 mégawatts, soit un total de 12 000 mégawatts, déjà programmés à l'horizon 2016, pour les seules périodes de forte demande (hiver et été). Le plan prévoit la construction de nouvelles centrales thermiques fonctionnant au gaz pour produire ces 12 000 mégawatts pour un coût estimé à près de 22,5 milliards de dollars. Ceci dit, notre électricité sera produite à 100% au gaz, alors qu'on devait chercher à la produire par le solaire en long terme, pour la production exclusive de l'électricité et le dessalement d'eau de mer, tout en économisant notre pétrole et gaz. Pour faire tourner ces centrales, il faut au moins, selon les estimations, 22 milliards de m3 de gaz, soit presque la moitié de nos exportations (52 milliards de m3 en 2011), ce qui représente un manque à gagner de près d'une douzaine de milliards de dollars. L'Algérie consomme pour ses besoins internes 35 milliards de m3 (en 2011) et projette 50 milliards de m3 en 2017, donc nous produisons un cumul de 102 milliards de m3, 50% pour la consommation interne et 50% pour l'exportation. Les énergies renouvelables, bien qu'elles soient plus onéreuses à produire et à rentabiliser, constituent néanmoins l'avenir énergétique durable de l'Algérie, tant qu'il y aura du soleil. Cet investissement peut être consenti en le finançant par une partie des sommes faramineuses qui vont aux subventions de l'énergie. Le nucléaire allègera aussi considérablement notre facture énergétique, si l'on prend l'exemple de la France qui soutire la totalité de son énergie électrique des mines d'uranium du Niger et en exporte même sur l'Union européenne.

L'Algérie a consacré 10,59 milliards de dollars en 2010 à la subvention de la consommation de l'énergie, selon une étude de l'ONU. Cette somme augmente chaque année d'environ 7%. La seule véritable façon de rationaliser la consommation d'énergie serait de réduire les niveaux de subvention. Mais c'est un risque que notre gouvernement ne pourra prendre, en ces temps des grandes révoltes et au détriment de sa politique du maintient d'une politique sociale à grand flot d'argent.

DES RAFFINERIES POUR CAMOUFLER LA DEFAILLANCE DU SYSTEME POLITIQUE

Sonatrach vient d'engager deux programmes d'investissement pour couvrir les besoins nationaux en carburant. Ainsi, le premier programme d'investissement, déjà engagé pour la maintenance et l'extension des capacités de raffinage des raffineries de Skikda, d'Arzew et d'Alger de 4 millions de tonnes supplémentaires. Le même programme permettra également aux raffineries du groupe de produire des carburants, essences, gas-oil, aux normes européennes et de disposer d'une chaîne de production des aromatiques (benzène et paraxylène) plus développée, permettant ainsi d'initier des projets pétrochimiques en aval du raffinage, etc. Par ailleurs, les travaux de réhabilitation de la petite raffinerie d'Arzew, qui alimente tout l'ouest et le sud-ouest du pays, et dans l'informel le nord-ouest du Maroc, ont été achevés, et les installations sont en activité. La capacité de production de la raffinerie est ainsi passée de 2,5 millions de tonnes par an à 3,75 millions de tonnes par an, soit plus de 50%.

Pour autant, une des deux unités intégrées de la raffinerie de Skikda est actuellement à l'arrêt pour rénovation. L'arrêt technique a été même autorisé par le Pdg du groupe Sonatrach, Abdelhamid Zerguine. Les travaux sont confiés au Coréen Samsung. Alors, que cette rénovation aurait pu peut-être être attribuée à la filiale de Sonatrach GTP ex-Altra, détenant un savoir-faire algérien dans les grands travaux pétroliers. GTP est spécialisée dans la construction des unités pétrochimiques, avec un riche palmarès à son effectif ; la réalisation d'un module de traitement de gaz de 60 millions de m3/j à Hassi-R'mel, pour le compte d'une grande compagnie japonaise JGC et la rénovation totale de la raffinerie de Nouakchott (Mauritanie), avec du matériel récupéré, paraît-il du reste, de la raffinerie de Béjaïa détournée ?

Pour subvenir aux besoins internes en carburant, la Sonatrach doit importer 42 millions de tonnes/an de pétrole brut aux prix coté à la bourse ; une fois raffiné, il sera vendu sur le marché national, au prix aussi coté à la bourse par les compagnies internationales de raffinage. Les institutions de la finance et les associations mondiales des raffineurs, avec qui Sonatrach est liée par des conventions, nous obligeront à aligner nos prix de carburant à la pompe aux leurs. Par une reconversion du dinar en euro, les prix moyens des carburants (2011) seront de 82 DA pour les lourds et 220 DA pour les légers et super-légers (sans subvention). A ce prix là, aucun automobiliste ne se permettra le luxe de rouler en voiture !

Il se pourrait que monsieur le ministre a d'autres idées en tête. Par le fait de construire des raffineries en Algérie alimentées par du pétrole importé, n'essaye-t-il pas peut-être de récupérer la souveraineté nationale perdue à jamais par la fin du pétrole ? Le pétrole de notre temps est une arme de dissuasion plus efficace que l'arme nucléaire et l'Etat qui ne possède pas de pétrole ne pourra pas se défendre.

QUE S'EST-IL PASSE POUR LA RAFFINERIE DE BEJAÏA ?

Dans les années 1970, une raffinerie de pétrole, sœur jumelle de celle d'Arzew d'une capacité de 2,5 millions tonnes/ an, prévue par le plan Valhyd pour être construite aux environs de Béjaïa, à proximité de l'oléoduc qui relie Haoud-El-Hamra au terminal-arrivée de Béjaia. Les études de faisabilité ont été réalisées, le choix du constructeur fixé, les études techniques achevées, une équipe d'ingénieurs et de techniciens algériens fut envoyée chez le constructeur anglais pour suivre une formation sur le raffinage, les terrassements du site réalisés, 90 % des équipements achetés, payés cash et transportés jusqu'en Algérie. Le projet était arrivé à sa dernière ligne finale. C'est à dire, il a atteint ses phases : de montage, démarrage et exploitation. Mais brusquement, ce projet a été purement et simplement annulé, pour des raisons, semble-t-il, d'un malentendu politique.

Un crime économique ? Du matériel flambant neuf d'une valeur de 2,5 milliards de dollars jeté par Sonatrach dans un"dépotoir public" à Arzew et un lourd préjudice moral infligé par Sonatrach au mépris de la population bougiote. Bougie a perdu un investissement en or. Le litige qui s'en est suivi avec la partie contractante étrangère a été réglé contre paiement de la totalité et l'ensemble des prestations d'engineering, procurement des équipements, emballage, stockage et transport ainsi que de lourdes pénalités de résiliation contractuelles qui vont avec le contrat. Il se pourrait encore que cette raffinerie ait été revendue avec ses croquis de montage ou installée quelque part dans un autre pays. Personne n'aura l'audace de fouiner sur cette affaire, vieille de 42 ans, les archives algériennes auraient une durée de vie de 10 ans et Monsieur le juge est indépendant !

SONATRACH NEGOCIE AVEC LES PARLEMENTAIRES DU FFS

Le projet de la raffinerie de Béjaîa surgit sur la table des revendications, sans que Sonatrach ne donne les explications de sa disparition

Le PDG de Sonatrach sort se sa réserve:

Suite à la polémique autour du projet de réalisation d'une plateforme pétrochimique à El Kseur (Béjaïa), l'ex président-directeur général du groupe Sonatrach, Abdelhamid Zerguine, s'est rendu le 09/06/2014 dans la wilaya de Béjaïa.

A cette occasion, le PDG a tenu à tirer au clair la position de Sonatrach afin de lever toute équivoque sur cette affaire qui commençait à prendre des contours… politiques. D'emblée, M. Zerguine a déclaré : "Nous maintenons le projet de réalisation de la plateforme pétrochimique dans la wilaya de Béjaïa qui sera réalisée dans le cadre de la stratégie de développement et de croissance de Sonatrach", d'après une source proche du dossier.

Pour le responsable qui souhaite rentabiliser cette opportunité, "la compagnie nationale des hydrocarbures a une dette envers la wilaya de Béjaïa parce que cette région devrait disposer depuis les années 1970 d'une raffinerie eu égard à sa position géographique stratégique. Mais cela n'a pas été concrétisé. Ensuite, au milieu des années 2000, Sonatrach a été dans l'obligation de délocaliser un autre projet de même nature".

Par ailleurs, le wali de Béjaïa, Hamou Ahmed Touhami, a réitéré l'engagement de l'administration locale à œuvrer dans le sens de la concrétisation de ce projet. Il a assuré les parlementaires du FFS - à l'origine de cette polémique - qu'il a reçu la décision du maintien du projet et qu'une assiette foncière a été dégagée à cette fin dans la commune d'El Kseur.

Le terrain, d'une superficie de 414 ha, a été mis à la disposition de la compagnie nationale Sonatrach avec possibilité d'extension, selon le président de l'APC d'El Kseur.

Conclusion : Chaque «dachra» du territoire national doit créer son parti politique pour revendiquer un partage légal de la rente pétrolière.

* Journaliste indépendant et Expert en Energie - Membre fondateur de la A.A.R.I




Le quotidien d’Oran du 14 :04 :2015
Débat :
Les prémices d'une fatigante fin du pétrole
par Y. Mérabet *


Jusqu'à quand mentir au peuple ?

La Sonatrach importera 42 millions de tonnes par an pour faire face à la demande interne en carburant. De pays exportateur de pétrole, l'Algérie deviendra un pays importateur de pétrole.

L'ABSENCE DE CLARTE DANS LE SECTEUR DE L'ENERGIE

Dans ses interviews, le ministre de l'Energie évite d'évoquer l'épuisement des réserves pétrolières algériennes, rien à retenir de ses propositions farfelues, pour éviter le pire, mais le pire est déjà là !

Depuis qu'il a compris que le renouvellement des réserves d'hydrocarbures accuse un retard considérable, le ministre multiplie les déclarations sur une stratégie qui reste toutefois contradictoire et très vague. Les dernières interventions médiatiques illustrent du flou dans la conduite de la politique énergétique nationale à long terme. L'Algérie ne donne aucune impression de s'occuper de son avenir énergétique. L'absence d'un plan sérieux pour l'après-pétrole, par l'appel de sources alternatives qui remplaceront le pétrole et le gaz appelés à disparaître dans moins d'une décennie, du moins à nous manquer pour une certaine période nécessaire pour reconstituer nos réserves d'hydrocarbures, c'est la caractéristique connue de l'actuelle politique menée par M. Youcef Yousfi. Celui-ci, qui a succédé à Chakib Khelil à la tête du département de l'Energie et des mines en 2010 avant d'être reconduit dans l'actuel gouvernement de M. Abdelmalek Sellal, n'arrive pas à donner une vision claire de l'Algérie concernant sa politique énergétique.

Sa stratégie personnelle, non partagée par les médias et les experts algériens du domaine, est axée sur l'exploitation à fond des hydrocarbures conventionnels et la course au non conventionnel à grande échelle, satisfaire la demande interne par l'importation massive de pétrole, sans recours au nucléaire ni au développement des énergies renouvelables. Ainsi, faute de stratégie bien définie pour assurer l'avenir énergétique de l'Algérie et qui ne peut se faire que par la ressource renouvelable, en l'occurrence le soleil ainsi que l'accélération de la recherche et de l'exploration du sous-sol algérien recelant encore des quantités faramineuses d'hydrocarbures, le gouvernement se dirige dangereusement vers le recours aux gaz non conventionnels, qui présentent de nombreux inconvénients : prix de revient excessif, dépendance technologique envers l'extérieur, un impact non maîtrisé sur l'environnement, et le risque de plomber les cours des gaz conventionnels déjà en déprime, reconversion des infrastructures existantes, etc.

DU GAZ POUR PRODUIRE DE L'ELECTRICITE

Pour faire face aux enquiquinantes opérations de délestage électrique, le ministre a annoncé la mise en marche d'un programme de production d'électricité par un supplément de 8 000 mégawatts, qui viennent s'ajouter aux 4 000 mégawatts, soit un total de 12 000 mégawatts, déjà programmés à l'horizon 2016, pour les seules périodes de forte demande (hiver et été). Le plan prévoit la construction de nouvelles centrales thermiques fonctionnant au gaz pour produire ces 12 000 mégawatts pour un coût estimé à près de 22,5 milliards de dollars. Ceci dit, notre électricité sera produite à 100% au gaz, alors qu'on devait chercher à la produire par le solaire en long terme, pour la production exclusive de l'électricité et le dessalement d'eau de mer, tout en économisant notre pétrole et gaz. Pour faire tourner ces centrales, il faut au moins, selon les estimations, 22 milliards de m3 de gaz, soit presque la moitié de nos exportations (52 milliards de m3 en 2011), ce qui représente un manque à gagner de près d'une douzaine de milliards de dollars. L'Algérie consomme pour ses besoins internes 35 milliards de m3 (en 2011) et projette 50 milliards de m3 en 2017, donc nous produisons un cumul de 102 milliards de m3, 50% pour la consommation interne et 50% pour l'exportation. Les énergies renouvelables, bien qu'elles soient plus onéreuses à produire et à rentabiliser, constituent néanmoins l'avenir énergétique durable de l'Algérie, tant qu'il y aura du soleil. Cet investissement peut être consenti en le finançant par une partie des sommes faramineuses qui vont aux subventions de l'énergie. Le nucléaire allègera aussi considérablement notre facture énergétique, si l'on prend l'exemple de la France qui soutire la totalité de son énergie électrique des mines d'uranium du Niger et en exporte même sur l'Union européenne.

L'Algérie a consacré 10,59 milliards de dollars en 2010 à la subvention de la consommation de l'énergie, selon une étude de l'ONU. Cette somme augmente chaque année d'environ 7%. La seule véritable façon de rationaliser la consommation d'énergie serait de réduire les niveaux de subvention. Mais c'est un risque que notre gouvernement ne pourra prendre, en ces temps des grandes révoltes et au détriment de sa politique du maintient d'une politique sociale à grand flot d'argent.

DES RAFFINERIES POUR CAMOUFLER LA DEFAILLANCE DU SYSTEME POLITIQUE

Sonatrach vient d'engager deux programmes d'investissement pour couvrir les besoins nationaux en carburant. Ainsi, le premier programme d'investissement, déjà engagé pour la maintenance et l'extension des capacités de raffinage des raffineries de Skikda, d'Arzew et d'Alger de 4 millions de tonnes supplémentaires. Le même programme permettra également aux raffineries du groupe de produire des carburants, essences, gas-oil, aux normes européennes et de disposer d'une chaîne de production des aromatiques (benzène et paraxylène) plus développée, permettant ainsi d'initier des projets pétrochimiques en aval du raffinage, etc. Par ailleurs, les travaux de réhabilitation de la petite raffinerie d'Arzew, qui alimente tout l'ouest et le sud-ouest du pays, et dans l'informel le nord-ouest du Maroc, ont été achevés, et les installations sont en activité. La capacité de production de la raffinerie est ainsi passée de 2,5 millions de tonnes par an à 3,75 millions de tonnes par an, soit plus de 50%.

Pour autant, une des deux unités intégrées de la raffinerie de Skikda est actuellement à l'arrêt pour rénovation. L'arrêt technique a été même autorisé par le Pdg du groupe Sonatrach, Abdelhamid Zerguine. Les travaux sont confiés au Coréen Samsung. Alors, que cette rénovation aurait pu peut-être être attribuée à la filiale de Sonatrach GTP ex-Altra, détenant un savoir-faire algérien dans les grands travaux pétroliers. GTP est spécialisée dans la construction des unités pétrochimiques, avec un riche palmarès à son effectif ; la réalisation d'un module de traitement de gaz de 60 millions de m3/j à Hassi-R'mel, pour le compte d'une grande compagnie japonaise JGC et la rénovation totale de la raffinerie de Nouakchott (Mauritanie), avec du matériel récupéré, paraît-il du reste, de la raffinerie de Béjaïa détournée ?

Pour subvenir aux besoins internes en carburant, la Sonatrach doit importer 42 millions de tonnes/an de pétrole brut aux prix coté à la bourse ; une fois raffiné, il sera vendu sur le marché national, au prix aussi coté à la bourse par les compagnies internationales de raffinage. Les institutions de la finance et les associations mondiales des raffineurs, avec qui Sonatrach est liée par des conventions, nous obligeront à aligner nos prix de carburant à la pompe aux leurs. Par une reconversion du dinar en euro, les prix moyens des carburants (2011) seront de 82 DA pour les lourds et 220 DA pour les légers et super-légers (sans subvention). A ce prix là, aucun automobiliste ne se permettra le luxe de rouler en voiture !

Il se pourrait que monsieur le ministre a d'autres idées en tête. Par le fait de construire des raffineries en Algérie alimentées par du pétrole importé, n'essaye-t-il pas peut-être de récupérer la souveraineté nationale perdue à jamais par la fin du pétrole ? Le pétrole de notre temps est une arme de dissuasion plus efficace que l'arme nucléaire et l'Etat qui ne possède pas de pétrole ne pourra pas se défendre.

QUE S'EST-IL PASSE POUR LA RAFFINERIE DE BEJAÏA ?

Dans les années 1970, une raffinerie de pétrole, sœur jumelle de celle d'Arzew d'une capacité de 2,5 millions tonnes/ an, prévue par le plan Valhyd pour être construite aux environs de Béjaïa, à proximité de l'oléoduc qui relie Haoud-El-Hamra au terminal-arrivée de Béjaia. Les études de faisabilité ont été réalisées, le choix du constructeur fixé, les études techniques achevées, une équipe d'ingénieurs et de techniciens algériens fut envoyée chez le constructeur anglais pour suivre une formation sur le raffinage, les terrassements du site réalisés, 90 % des équipements achetés, payés cash et transportés jusqu'en Algérie. Le projet était arrivé à sa dernière ligne finale. C'est à dire, il a atteint ses phases : de montage, démarrage et exploitation. Mais brusquement, ce projet a été purement et simplement annulé, pour des raisons, semble-t-il, d'un malentendu politique.

Un crime économique ? Du matériel flambant neuf d'une valeur de 2,5 milliards de dollars jeté par Sonatrach dans un"dépotoir public" à Arzew et un lourd préjudice moral infligé par Sonatrach au mépris de la population bougiote. Bougie a perdu un investissement en or. Le litige qui s'en est suivi avec la partie contractante étrangère a été réglé contre paiement de la totalité et l'ensemble des prestations d'engineering, procurement des équipements, emballage, stockage et transport ainsi que de lourdes pénalités de résiliation contractuelles qui vont avec le contrat. Il se pourrait encore que cette raffinerie ait été revendue avec ses croquis de montage ou installée quelque part dans un autre pays. Personne n'aura l'audace de fouiner sur cette affaire, vieille de 42 ans, les archives algériennes auraient une durée de vie de 10 ans et Monsieur le juge est indépendant !

SONATRACH NEGOCIE AVEC LES PARLEMENTAIRES DU FFS

Le projet de la raffinerie de Béjaîa surgit sur la table des revendications, sans que Sonatrach ne donne les explications de sa disparition

Le PDG de Sonatrach sort se sa réserve:

Suite à la polémique autour du projet de réalisation d'une plateforme pétrochimique à El Kseur (Béjaïa), l'ex président-directeur général du groupe Sonatrach, Abdelhamid Zerguine, s'est rendu le 09/06/2014 dans la wilaya de Béjaïa.

A cette occasion, le PDG a tenu à tirer au clair la position de Sonatrach afin de lever toute équivoque sur cette affaire qui commençait à prendre des contours… politiques. D'emblée, M. Zerguine a déclaré : "Nous maintenons le projet de réalisation de la plateforme pétrochimique dans la wilaya de Béjaïa qui sera réalisée dans le cadre de la stratégie de développement et de croissance de Sonatrach", d'après une source proche du dossier.

Pour le responsable qui souhaite rentabiliser cette opportunité, "la compagnie nationale des hydrocarbures a une dette envers la wilaya de Béjaïa parce que cette région devrait disposer depuis les années 1970 d'une raffinerie eu égard à sa position géographique stratégique. Mais cela n'a pas été concrétisé. Ensuite, au milieu des années 2000, Sonatrach a été dans l'obligation de délocaliser un autre projet de même nature".

Par ailleurs, le wali de Béjaïa, Hamou Ahmed Touhami, a réitéré l'engagement de l'administration locale à œuvrer dans le sens de la concrétisation de ce projet. Il a assuré les parlementaires du FFS - à l'origine de cette polémique - qu'il a reçu la décision du maintien du projet et qu'une assiette foncière a été dégagée à cette fin dans la commune d'El Kseur.

Le terrain, d'une superficie de 414 ha, a été mis à la disposition de la compagnie nationale Sonatrach avec possibilité d'extension, selon le président de l'APC d'El Kseur.

Conclusion : Chaque «dachra» du territoire national doit créer son parti politique pour revendiquer un partage légal de la rente pétrolière.

* Journaliste indépendant et Expert en Energie - Membre fondateur de la A.A.R.I




Le quotidien d’Oran du 14 :04 :2015
Débat :
Les prémices d'une fatigante fin du pétrole
par Y. Mérabet *


Jusqu'à quand mentir au peuple ?

La Sonatrach importera 42 millions de tonnes par an pour faire face à la demande interne en carburant. De pays exportateur de pétrole, l'Algérie deviendra un pays importateur de pétrole.

L'ABSENCE DE CLARTE DANS LE SECTEUR DE L'ENERGIE

Dans ses interviews, le ministre de l'Energie évite d'évoquer l'épuisement des réserves pétrolières algériennes, rien à retenir de ses propositions farfelues, pour éviter le pire, mais le pire est déjà là !

Depuis qu'il a compris que le renouvellement des réserves d'hydrocarbures accuse un retard considérable, le ministre multiplie les déclarations sur une stratégie qui reste toutefois contradictoire et très vague. Les dernières interventions médiatiques illustrent du flou dans la conduite de la politique énergétique nationale à long terme. L'Algérie ne donne aucune impression de s'occuper de son avenir énergétique. L'absence d'un plan sérieux pour l'après-pétrole, par l'appel de sources alternatives qui remplaceront le pétrole et le gaz appelés à disparaître dans moins d'une décennie, du moins à nous manquer pour une certaine période nécessaire pour reconstituer nos réserves d'hydrocarbures, c'est la caractéristique connue de l'actuelle politique menée par M. Youcef Yousfi. Celui-ci, qui a succédé à Chakib Khelil à la tête du département de l'Energie et des mines en 2010 avant d'être reconduit dans l'actuel gouvernement de M. Abdelmalek Sellal, n'arrive pas à donner une vision claire de l'Algérie concernant sa politique énergétique.

Sa stratégie personnelle, non partagée par les médias et les experts algériens du domaine, est axée sur l'exploitation à fond des hydrocarbures conventionnels et la course au non conventionnel à grande échelle, satisfaire la demande interne par l'importation massive de pétrole, sans recours au nucléaire ni au développement des énergies renouvelables. Ainsi, faute de stratégie bien définie pour assurer l'avenir énergétique de l'Algérie et qui ne peut se faire que par la ressource renouvelable, en l'occurrence le soleil ainsi que l'accélération de la recherche et de l'exploration du sous-sol algérien recelant encore des quantités faramineuses d'hydrocarbures, le gouvernement se dirige dangereusement vers le recours aux gaz non conventionnels, qui présentent de nombreux inconvénients : prix de revient excessif, dépendance technologique envers l'extérieur, un impact non maîtrisé sur l'environnement, et le risque de plomber les cours des gaz conventionnels déjà en déprime, reconversion des infrastructures existantes, etc.

DU GAZ POUR PRODUIRE DE L'ELECTRICITE

Pour faire face aux enquiquinantes opérations de délestage électrique, le ministre a annoncé la mise en marche d'un programme de production d'électricité par un supplément de 8 000 mégawatts, qui viennent s'ajouter aux 4 000 mégawatts, soit un total de 12 000 mégawatts, déjà programmés à l'horizon 2016, pour les seules périodes de forte demande (hiver et été). Le plan prévoit la construction de nouvelles centrales thermiques fonctionnant au gaz pour produire ces 12 000 mégawatts pour un coût estimé à près de 22,5 milliards de dollars. Ceci dit, notre électricité sera produite à 100% au gaz, alors qu'on devait chercher à la produire par le solaire en long terme, pour la production exclusive de l'électricité et le dessalement d'eau de mer, tout en économisant notre pétrole et gaz. Pour faire tourner ces centrales, il faut au moins, selon les estimations, 22 milliards de m3 de gaz, soit presque la moitié de nos exportations (52 milliards de m3 en 2011), ce qui représente un manque à gagner de près d'une douzaine de milliards de dollars. L'Algérie consomme pour ses besoins internes 35 milliards de m3 (en 2011) et projette 50 milliards de m3 en 2017, donc nous produisons un cumul de 102 milliards de m3, 50% pour la consommation interne et 50% pour l'exportation. Les énergies renouvelables, bien qu'elles soient plus onéreuses à produire et à rentabiliser, constituent néanmoins l'avenir énergétique durable de l'Algérie, tant qu'il y aura du soleil. Cet investissement peut être consenti en le finançant par une partie des sommes faramineuses qui vont aux subventions de l'énergie. Le nucléaire allègera aussi considérablement notre facture énergétique, si l'on prend l'exemple de la France qui soutire la totalité de son énergie électrique des mines d'uranium du Niger et en exporte même sur l'Union européenne.

L'Algérie a consacré 10,59 milliards de dollars en 2010 à la subvention de la consommation de l'énergie, selon une étude de l'ONU. Cette somme augmente chaque année d'environ 7%. La seule véritable façon de rationaliser la consommation d'énergie serait de réduire les niveaux de subvention. Mais c'est un risque que notre gouvernement ne pourra prendre, en ces temps des grandes révoltes et au détriment de sa politique du maintient d'une politique sociale à grand flot d'argent.

DES RAFFINERIES POUR CAMOUFLER LA DEFAILLANCE DU SYSTEME POLITIQUE

Sonatrach vient d'engager deux programmes d'investissement pour couvrir les besoins nationaux en carburant. Ainsi, le premier programme d'investissement, déjà engagé pour la maintenance et l'extension des capacités de raffinage des raffineries de Skikda, d'Arzew et d'Alger de 4 millions de tonnes supplémentaires. Le même programme permettra également aux raffineries du groupe de produire des carburants, essences, gas-oil, aux normes européennes et de disposer d'une chaîne de production des aromatiques (benzène et paraxylène) plus développée, permettant ainsi d'initier des projets pétrochimiques en aval du raffinage, etc. Par ailleurs, les travaux de réhabilitation de la petite raffinerie d'Arzew, qui alimente tout l'ouest et le sud-ouest du pays, et dans l'informel le nord-ouest du Maroc, ont été achevés, et les installations sont en activité. La capacité de production de la raffinerie est ainsi passée de 2,5 millions de tonnes par an à 3,75 millions de tonnes par an, soit plus de 50%.

Pour autant, une des deux unités intégrées de la raffinerie de Skikda est actuellement à l'arrêt pour rénovation. L'arrêt technique a été même autorisé par le Pdg du groupe Sonatrach, Abdelhamid Zerguine. Les travaux sont confiés au Coréen Samsung. Alors, que cette rénovation aurait pu peut-être être attribuée à la filiale de Sonatrach GTP ex-Altra, détenant un savoir-faire algérien dans les grands travaux pétroliers. GTP est spécialisée dans la construction des unités pétrochimiques, avec un riche palmarès à son effectif ; la réalisation d'un module de traitement de gaz de 60 millions de m3/j à Hassi-R'mel, pour le compte d'une grande compagnie japonaise JGC et la rénovation totale de la raffinerie de Nouakchott (Mauritanie), avec du matériel récupéré, paraît-il du reste, de la raffinerie de Béjaïa détournée ?

Pour subvenir aux besoins internes en carburant, la Sonatrach doit importer 42 millions de tonnes/an de pétrole brut aux prix coté à la bourse ; une fois raffiné, il sera vendu sur le marché national, au prix aussi coté à la bourse par les compagnies internationales de raffinage. Les institutions de la finance et les associations mondiales des raffineurs, avec qui Sonatrach est liée par des conventions, nous obligeront à aligner nos prix de carburant à la pompe aux leurs. Par une reconversion du dinar en euro, les prix moyens des carburants (2011) seront de 82 DA pour les lourds et 220 DA pour les légers et super-légers (sans subvention). A ce prix là, aucun automobiliste ne se permettra le luxe de rouler en voiture !

Il se pourrait que monsieur le ministre a d'autres idées en tête. Par le fait de construire des raffineries en Algérie alimentées par du pétrole importé, n'essaye-t-il pas peut-être de récupérer la souveraineté nationale perdue à jamais par la fin du pétrole ? Le pétrole de notre temps est une arme de dissuasion plus efficace que l'arme nucléaire et l'Etat qui ne possède pas de pétrole ne pourra pas se défendre.

QUE S'EST-IL PASSE POUR LA RAFFINERIE DE BEJAÏA ?

Dans les années 1970, une raffinerie de pétrole, sœur jumelle de celle d'Arzew d'une capacité de 2,5 millions tonnes/ an, prévue par le plan Valhyd pour être construite aux environs de Béjaïa, à proximité de l'oléoduc qui relie Haoud-El-Hamra au terminal-arrivée de Béjaia. Les études de faisabilité ont été réalisées, le choix du constructeur fixé, les études techniques achevées, une équipe d'ingénieurs et de techniciens algériens fut envoyée chez le constructeur anglais pour suivre une formation sur le raffinage, les terrassements du site réalisés, 90 % des équipements achetés, payés cash et transportés jusqu'en Algérie. Le projet était arrivé à sa dernière ligne finale. C'est à dire, il a atteint ses phases : de montage, démarrage et exploitation. Mais brusquement, ce projet a été purement et simplement annulé, pour des raisons, semble-t-il, d'un malentendu politique.

Un crime économique ? Du matériel flambant neuf d'une valeur de 2,5 milliards de dollars jeté par Sonatrach dans un"dépotoir public" à Arzew et un lourd préjudice moral infligé par Sonatrach au mépris de la population bougiote. Bougie a perdu un investissement en or. Le litige qui s'en est suivi avec la partie contractante étrangère a été réglé contre paiement de la totalité et l'ensemble des prestations d'engineering, procurement des équipements, emballage, stockage et transport ainsi que de lourdes pénalités de résiliation contractuelles qui vont avec le contrat. Il se pourrait encore que cette raffinerie ait été revendue avec ses croquis de montage ou installée quelque part dans un autre pays. Personne n'aura l'audace de fouiner sur cette affaire, vieille de 42 ans, les archives algériennes auraient une durée de vie de 10 ans et Monsieur le juge est indépendant !

SONATRACH NEGOCIE AVEC LES PARLEMENTAIRES DU FFS

Le projet de la raffinerie de Béjaîa surgit sur la table des revendications, sans que Sonatrach ne donne les explications de sa disparition

Le PDG de Sonatrach sort se sa réserve:

Suite à la polémique autour du projet de réalisation d'une plateforme pétrochimique à El Kseur (Béjaïa), l'ex président-directeur général du groupe Sonatrach, Abdelhamid Zerguine, s'est rendu le 09/06/2014 dans la wilaya de Béjaïa.

A cette occasion, le PDG a tenu à tirer au clair la position de Sonatrach afin de lever toute équivoque sur cette affaire qui commençait à prendre des contours… politiques. D'emblée, M. Zerguine a déclaré : "Nous maintenons le projet de réalisation de la plateforme pétrochimique dans la wilaya de Béjaïa qui sera réalisée dans le cadre de la stratégie de développement et de croissance de Sonatrach", d'après une source proche du dossier.

Pour le responsable qui souhaite rentabiliser cette opportunité, "la compagnie nationale des hydrocarbures a une dette envers la wilaya de Béjaïa parce que cette région devrait disposer depuis les années 1970 d'une raffinerie eu égard à sa position géographique stratégique. Mais cela n'a pas été concrétisé. Ensuite, au milieu des années 2000, Sonatrach a été dans l'obligation de délocaliser un autre projet de même nature".

Par ailleurs, le wali de Béjaïa, Hamou Ahmed Touhami, a réitéré l'engagement de l'administration locale à œuvrer dans le sens de la concrétisation de ce projet. Il a assuré les parlementaires du FFS - à l'origine de cette polémique - qu'il a reçu la décision du maintien du projet et qu'une assiette foncière a été dégagée à cette fin dans la commune d'El Kseur.

Le terrain, d'une superficie de 414 ha, a été mis à la disposition de la compagnie nationale Sonatrach avec possibilité d'extension, selon le président de l'APC d'El Kseur.

Conclusion : Chaque «dachra» du territoire national doit créer son parti politique pour revendiquer un partage légal de la rente pétrolière.

* Journaliste indépendant et Expert en Energie - Membre fondateur de la A.A.R.I




Le quotidien d’Oran du 14 :04 :2015
Débat :
Les prémices d'une fatigante fin du pétrole
par Y. Mérabet *


Jusqu'à quand mentir au peuple ?

La Sonatrach importera 42 millions de tonnes par an pour faire face à la demande interne en carburant. De pays exportateur de pétrole, l'Algérie deviendra un pays importateur de pétrole.

L'ABSENCE DE CLARTE DANS LE SECTEUR DE L'ENERGIE

Dans ses interviews, le ministre de l'Energie évite d'évoquer l'épuisement des réserves pétrolières algériennes, rien à retenir de ses propositions farfelues, pour éviter le pire, mais le pire est déjà là !

Depuis qu'il a compris que le renouvellement des réserves d'hydrocarbures accuse un retard considérable, le ministre multiplie les déclarations sur une stratégie qui reste toutefois contradictoire et très vague. Les dernières interventions médiatiques illustrent du flou dans la conduite de la politique énergétique nationale à long terme. L'Algérie ne donne aucune impression de s'occuper de son avenir énergétique. L'absence d'un plan sérieux pour l'après-pétrole, par l'appel de sources alternatives qui remplaceront le pétrole et le gaz appelés à disparaître dans moins d'une décennie, du moins à nous manquer pour une certaine période nécessaire pour reconstituer nos réserves d'hydrocarbures, c'est la caractéristique connue de l'actuelle politique menée par M. Youcef Yousfi. Celui-ci, qui a succédé à Chakib Khelil à la tête du département de l'Energie et des mines en 2010 avant d'être reconduit dans l'actuel gouvernement de M. Abdelmalek Sellal, n'arrive pas à donner une vision claire de l'Algérie concernant sa politique énergétique.

Sa stratégie personnelle, non partagée par les médias et les experts algériens du domaine, est axée sur l'exploitation à fond des hydrocarbures conventionnels et la course au non conventionnel à grande échelle, satisfaire la demande interne par l'importation massive de pétrole, sans recours au nucléaire ni au développement des énergies renouvelables. Ainsi, faute de stratégie bien définie pour assurer l'avenir énergétique de l'Algérie et qui ne peut se faire que par la ressource renouvelable, en l'occurrence le soleil ainsi que l'accélération de la recherche et de l'exploration du sous-sol algérien recelant encore des quantités faramineuses d'hydrocarbures, le gouvernement se dirige dangereusement vers le recours aux gaz non conventionnels, qui présentent de nombreux inconvénients : prix de revient excessif, dépendance technologique envers l'extérieur, un impact non maîtrisé sur l'environnement, et le risque de plomber les cours des gaz conventionnels déjà en déprime, reconversion des infrastructures existantes, etc.

DU GAZ POUR PRODUIRE DE L'ELECTRICITE

Pour faire face aux enquiquinantes opérations de délestage électrique, le ministre a annoncé la mise en marche d'un programme de production d'électricité par un supplément de 8 000 mégawatts, qui viennent s'ajouter aux 4 000 mégawatts, soit un total de 12 000 mégawatts, déjà programmés à l'horizon 2016, pour les seules périodes de forte demande (hiver et été). Le plan prévoit la construction de nouvelles centrales thermiques fonctionnant au gaz pour produire ces 12 000 mégawatts pour un coût estimé à près de 22,5 milliards de dollars. Ceci dit, notre électricité sera produite à 100% au gaz, alors qu'on devait chercher à la produire par le solaire en long terme, pour la production exclusive de l'électricité et le dessalement d'eau de mer, tout en économisant notre pétrole et gaz. Pour faire tourner ces centrales, il faut au moins, selon les estimations, 22 milliards de m3 de gaz, soit presque la moitié de nos exportations (52 milliards de m3 en 2011), ce qui représente un manque à gagner de près d'une douzaine de milliards de dollars. L'Algérie consomme pour ses besoins internes 35 milliards de m3 (en 2011) et projette 50 milliards de m3 en 2017, donc nous produisons un cumul de 102 milliards de m3, 50% pour la consommation interne et 50% pour l'exportation. Les énergies renouvelables, bien qu'elles soient plus onéreuses à produire et à rentabiliser, constituent néanmoins l'avenir énergétique durable de l'Algérie, tant qu'il y aura du soleil. Cet investissement peut être consenti en le finançant par une partie des sommes faramineuses qui vont aux subventions de l'énergie. Le nucléaire allègera aussi considérablement notre facture énergétique, si l'on prend l'exemple de la France qui soutire la totalité de son énergie électrique des mines d'uranium du Niger et en exporte même sur l'Union européenne.

L'Algérie a consacré 10,59 milliards de dollars en 2010 à la subvention de la consommation de l'énergie, selon une étude de l'ONU. Cette somme augmente chaque année d'environ 7%. La seule véritable façon de rationaliser la consommation d'énergie serait de réduire les niveaux de subvention. Mais c'est un risque que notre gouvernement ne pourra prendre, en ces temps des grandes révoltes et au détriment de sa politique du maintient d'une politique sociale à grand flot d'argent.

DES RAFFINERIES POUR CAMOUFLER LA DEFAILLANCE DU SYSTEME POLITIQUE

Sonatrach vient d'engager deux programmes d'investissement pour couvrir les besoins nationaux en carburant. Ainsi, le premier programme d'investissement, déjà engagé pour la maintenance et l'extension des capacités de raffinage des raffineries de Skikda, d'Arzew et d'Alger de 4 millions de tonnes supplémentaires. Le même programme permettra également aux raffineries du groupe de produire des carburants, essences, gas-oil, aux normes européennes et de disposer d'une chaîne de production des aromatiques (benzène et paraxylène) plus développée, permettant ainsi d'initier des projets pétrochimiques en aval du raffinage, etc. Par ailleurs, les travaux de réhabilitation de la petite raffinerie d'Arzew, qui alimente tout l'ouest et le sud-ouest du pays, et dans l'informel le nord-ouest du Maroc, ont été achevés, et les installations sont en activité. La capacité de production de la raffinerie est ainsi passée de 2,5 millions de tonnes par an à 3,75 millions de tonnes par an, soit plus de 50%.

Pour autant, une des deux unités intégrées de la raffinerie de Skikda est actuellement à l'arrêt pour rénovation. L'arrêt technique a été même autorisé par le Pdg du groupe Sonatrach, Abdelhamid Zerguine. Les travaux sont confiés au Coréen Samsung. Alors, que cette rénovation aurait pu peut-être être attribuée à la filiale de Sonatrach GTP ex-Altra, détenant un savoir-faire algérien dans les grands travaux pétroliers. GTP est spécialisée dans la construction des unités pétrochimiques, avec un riche palmarès à son effectif ; la réalisation d'un module de traitement de gaz de 60 millions de m3/j à Hassi-R'mel, pour le compte d'une grande compagnie japonaise JGC et la rénovation totale de la raffinerie de Nouakchott (Mauritanie), avec du matériel récupéré, paraît-il du reste, de la raffinerie de Béjaïa détournée ?

Pour subvenir aux besoins internes en carburant, la Sonatrach doit importer 42 millions de tonnes/an de pétrole brut aux prix coté à la bourse ; une fois raffiné, il sera vendu sur le marché national, au prix aussi coté à la bourse par les compagnies internationales de raffinage. Les institutions de la finance et les associations mondiales des raffineurs, avec qui Sonatrach est liée par des conventions, nous obligeront à aligner nos prix de carburant à la pompe aux leurs. Par une reconversion du dinar en euro, les prix moyens des carburants (2011) seront de 82 DA pour les lourds et 220 DA pour les légers et super-légers (sans subvention). A ce prix là, aucun automobiliste ne se permettra le luxe de rouler en voiture !

Il se pourrait que monsieur le ministre a d'autres idées en tête. Par le fait de construire des raffineries en Algérie alimentées par du pétrole importé, n'essaye-t-il pas peut-être de récupérer la souveraineté nationale perdue à jamais par la fin du pétrole ? Le pétrole de notre temps est une arme de dissuasion plus efficace que l'arme nucléaire et l'Etat qui ne possède pas de pétrole ne pourra pas se défendre.

QUE S'EST-IL PASSE POUR LA RAFFINERIE DE BEJAÏA ?

Dans les années 1970, une raffinerie de pétrole, sœur jumelle de celle d'Arzew d'une capacité de 2,5 millions tonnes/ an, prévue par le plan Valhyd pour être construite aux environs de Béjaïa, à proximité de l'oléoduc qui relie Haoud-El-Hamra au terminal-arrivée de Béjaia. Les études de faisabilité ont été réalisées, le choix du constructeur fixé, les études techniques achevées, une équipe d'ingénieurs et de techniciens algériens fut envoyée chez le constructeur anglais pour suivre une formation sur le raffinage, les terrassements du site réalisés, 90 % des équipements achetés, payés cash et transportés jusqu'en Algérie. Le projet était arrivé à sa dernière ligne finale. C'est à dire, il a atteint ses phases : de montage, démarrage et exploitation. Mais brusquement, ce projet a été purement et simplement annulé, pour des raisons, semble-t-il, d'un malentendu politique.

Un crime économique ? Du matériel flambant neuf d'une valeur de 2,5 milliards de dollars jeté par Sonatrach dans un"dépotoir public" à Arzew et un lourd préjudice moral infligé par Sonatrach au mépris de la population bougiote. Bougie a perdu un investissement en or. Le litige qui s'en est suivi avec la partie contractante étrangère a été réglé contre paiement de la totalité et l'ensemble des prestations d'engineering, procurement des équipements, emballage, stockage et transport ainsi que de lourdes pénalités de résiliation contractuelles qui vont avec le contrat. Il se pourrait encore que cette raffinerie ait été revendue avec ses croquis de montage ou installée quelque part dans un autre pays. Personne n'aura l'audace de fouiner sur cette affaire, vieille de 42 ans, les archives algériennes auraient une durée de vie de 10 ans et Monsieur le juge est indépendant !

SONATRACH NEGOCIE AVEC LES PARLEMENTAIRES DU FFS

Le projet de la raffinerie de Béjaîa surgit sur la table des revendications, sans que Sonatrach ne donne les explications de sa disparition

Le PDG de Sonatrach sort se sa réserve:

Suite à la polémique autour du projet de réalisation d'une plateforme pétrochimique à El Kseur (Béjaïa), l'ex président-directeur général du groupe Sonatrach, Abdelhamid Zerguine, s'est rendu le 09/06/2014 dans la wilaya de Béjaïa.

A cette occasion, le PDG a tenu à tirer au clair la position de Sonatrach afin de lever toute équivoque sur cette affaire qui commençait à prendre des contours… politiques. D'emblée, M. Zerguine a déclaré : "Nous maintenons le projet de réalisation de la plateforme pétrochimique dans la wilaya de Béjaïa qui sera réalisée dans le cadre de la stratégie de développement et de croissance de Sonatrach", d'après une source proche du dossier.

Pour le responsable qui souhaite rentabiliser cette opportunité, "la compagnie nationale des hydrocarbures a une dette envers la wilaya de Béjaïa parce que cette région devrait disposer depuis les années 1970 d'une raffinerie eu égard à sa position géographique stratégique. Mais cela n'a pas été concrétisé. Ensuite, au milieu des années 2000, Sonatrach a été dans l'obligation de délocaliser un autre projet de même nature".

Par ailleurs, le wali de Béjaïa, Hamou Ahmed Touhami, a réitéré l'engagement de l'administration locale à œuvrer dans le sens de la concrétisation de ce projet. Il a assuré les parlementaires du FFS - à l'origine de cette polémique - qu'il a reçu la décision du maintien du projet et qu'une assiette foncière a été dégagée à cette fin dans la commune d'El Kseur.

Le terrain, d'une superficie de 414 ha, a été mis à la disposition de la compagnie nationale Sonatrach avec possibilité d'extension, selon le président de l'APC d'El Kseur.

Conclusion : Chaque «dachra» du territoire national doit créer son parti politique pour revendiquer un partage légal de la rente pétrolière.

* Journaliste indépendant et Expert en Energie - Membre fondateur de la A.A.R.I

[Samira Akli]

Les bougres protestâteurs d’In-Salah piétinent sur la souveraineté nationale ?
Par Y.Mérabet*
Les nostalgiques de l’Algérie Française et les adeptes du printemps arabe s’emprênent à l’exploitation du gaz de schiste d’In-Salah.
Le gaz de schiste est un gaz naturel de même constitution chimique que celui que Sonatrach exploite du sous-sol Algérien depuis des décennies. Que ce soit pour le pétrole ou pour le gaz la même technologie d’extraction est utilisée sans faille. La Sonatrach a déjà foré plus 11000 puits, dont une centaine suivie par une fracturation hydraulique de la couche productrice afin d’augmenter le débit, sans avoir engendré le moindre incident. La parfaite isolation de la couche aquifère du tubage n’à jamais posé de problèmes affectant l’exploitation ou l’environnement. La valorisation des ressources énergétiques du pays reste une affaire qui relève exclusivement de l’Etat algérien, des experts en la matière et des autorités compétentes. Halte ! A la polémique et aux charlatans présumés experts. Halte ! A la rue chauffée à blanc par des nostalgiques de l’Algérie Française et les adeptes du printemps arabe.
Les dessous de la polémique
Les intérêts bien compris de la France en jeu à In-Salah
Deux ans plus tôt, en 1956, d’énormes gisements pétroliers ont été découverts dans le Sahara, alors estimés à un milliard de tonnes, soit 7 milliards de barils. Ils permettraient à la France de passer du statut de pays importateur de pétrole à celui d’exportateur. Il faut donc, à tout prix, que la France garde le contrôle des hydrocarbures algériens. Elle y parviendra avec les accords d’Évian en mars 1962. Outre les difficultés propres à la gestion politique d’un conflit qui a généré des passions difficilement extinguibles, c’est là la raison essentielle de la poursuite de la guerre. Pendant quatre ans, De Gaulle, en représentant de la France et de sa bourgeoisie, va chercher à se donner les moyens d’octroyer l’indépendance à l’Algérie sans perdre la mine d’or noire qui créé l’euphorie des milieux pétroliers français. A défaut d’une Algérie française, il faut que le pétrole le soit, d’autant plus que l’échec de l’expédition de Suez en 1956 et la nationalisation du canal par Gamal Abdel Nasser ont obligé la France à instaurer un système de rationnement de l’essence. Par ailleurs, le Sahara, depuis janvier 1957, est le lieu choisi par l’armée française pour faire des essais nucléaires qui démarreront en 1960.
Autant de raisons de veiller aux conditions dans lesquelles une nation algérienne pourrait voir le jour. Car De Gaulle est clair quant à la possibilité pour l’Algérie d’accéder à son indépendance. En septembre 1959, il déclare : « Compte tenu de toutes les données algériennes, nationales et internationales, je considère comme nécessaire que le recours à l’autodétermination soit dès aujourd’hui proclamé. Au nom de la France et de la République, en vertu du pouvoir que m’attribue la constitution de consulter les citoyens, pourvu que Dieu me prête vie et que le peuple m’écoute, je m’engage à demander, d’une part, aux Algériens, dans leurs douze départements, ce qu’ils veulent être en définitive, et, d’autre part, à tous les Français d’entériner ce choix. » Dès octobre 1958, il offre au Front de libération nationale algérien (FLN) la « paix des braves », avec pour seule condition de laisser le « couteau au vestiaire ». Pourtant, les coups portés par l’armée française aux combattants algériens redoublent de violence en 1959. Les katiba (s), unités de l’Armée de libération nationale (ALN), des willayas ou zones de la Kabylie et des Aurès sont brisées. Plus de deux millions de paysans algériens sont déplacés. Si « l’Algérie de papa est morte », la guerre, elle, ne l’est pas.
Une indépendance de mauvais gout
Si De Gaulle a retardé ainsi la reconnaissance de l’indépendance, c’est qu’entre 1958 et 1962 ont été créées les conditions pour que la France puisse se retirer d’Algérie en conservant des avantages exorbitants. Si à Evian, l’Algérie devient le propriétaire des richesses pétrolières, c’est la France qui possède le réel pouvoir de gestion de celles-ci, le code pétrolier saharien étant maintenu. En 1960, le FLN a déjà gagné la bataille politique contre la France, mais il n’a pas les moyens d’imposer l’indépendance militairement. Certes, les leaders, après avoir parcouru le monde, ont trouvé des appuis au FLN. En France, les organisations de gauche commencent aussi à affirmer leur soutien à la « cause algérienne ». Mais la faiblesse militaire du FLN lui commande de faire des concessions à la France, dès lors qu’elle reconnait l’intégrité du territoire algérien.
Au-delà de la reconnaissance essentielle pour l’Algérie de son statut de nation indépendante, les accords d’Evian sont très favorables à la France. Ils confirment « l’intégralité des droits attachés aux titres miniers et de transport accordés par la République française, en application du code pétrolier saharien ». Une fois garanti le « droit du concessionnaire et de ses associés de vendre et de disposer librement de leur production », c’est l’approvisionnement de la France en pétrole qui l’est. L’exploitation des hydrocarbures ne peut devenir plus onéreuse en raison de la fiscalité qui lui est appliquée. Pendant six années, sur des offres égales, l’Algérie doit favoriser les sociétés françaises. Enfin, les compagnies françaises ont un droit de propriété du sol et du sous-sol dès lors qu’elles ont une concession. En somme, la manne pétrolière algérienne reste largement aux mains des Français.
Le conflit, d’après les historiens, aurait fait 500 000 morts, très majoritairement Algériens. Alors que son issue était inéluctable, la guerre a perduré des années durant. A la suite de l’Indochine, elle a fait de l’armée française une école reconnue pour l’usage de la torture. Quant à la société algérienne, elle est sortie de cette guerre d’indépendance exsangue, et dominée par l’armée. Mais pour la bourgeoisie française l’essentiel était préservé : elle pouvait se retirer d’Algérie, ses intérêts y étant durablement sauvegardés.
Le Sahara au cœur de la guerre
La France a cherché, dès décembre 1956, à faire du Sahara une entité juridiquement autonome de l’Algérie. Cela avait un avantage de taille : si l’Algérie devenait indépendante, le Sahara – base arrière militaire et terre pétrolière – pourrait rester sous contrôle français. Félix Houphouët-Boigny, alors ministre d’Etat de Guy Mollet, élabora un projet, entériné en janvier 1957 par l’Assemblée nationale, créant l’Organisation commune des régions sahariennes (OCRS) « dont l’objet est la mise en valeur, l’expansion économique et la promotion sociale des zones sahariennes de la République française ». En juin 1957, est créé en France un « ministère du Sahara ». Deux des quatre départements français d’Algérie, les Oasis et la Saoura, sont intégrés à l’OCRS en août 1957. Enfin, en novembre 1958, soit six mois après l’arrivée de De Gaulle au pouvoir, est adopté le code pétrolier saharien. Ce dernier donne à la France un droit de regard sur l’exploration, comme sur l’exploitation du sous-sol algérien et lui permet d’assurer son contrôle sur la provenance des capitaux engagés.
Ce sont ces dispositions qui ont généré les situations de blocage entre la France et le gouvernement provisoire de la République algérienne (GPRA), créé dès 1958 sous la tutelle du FLN. Ces dispositions levées, même très partiellement, un accord de paix devenait possible. Pour preuve, le 5 septembre 1961, le général De Gaulle annonçait que le Sahara faisait désormais partie intégrante du territoire algérien, et à peine six mois plus tard, le 18 mars 1962, les accords de paix étaient signés. Plus tard le président Ben Bella, qui n’avait pas participé aux négociations, a remis en causes les accords d’Evian, le chapitre concernant les ressources pétrolières et minières.
Contribution du pétrole du 1er novembre 1954 dans des accords d’Evian
Chronologie
• Premier novembre 1954:
La première découverte pétrolière au Sahara algérien date de 1954, découverte qui s’est faite au moment même où commençait la guerre de libération nationale, ce qui allait poser de nombreux problèmes à la France, et allait décider de l’utilisation du Sahara comme enjeu capital dans la prolongation de la guerre.
• 18 au 24 avril 1955:
Une délégation du FLN assiste à la conférence de Bandoeng, en Indonésie, réunissant pour la première fois les représentants de vingt neuf pays africains et asiatiques. Cette conférence marque l’entrée sur la scène internationale des pays du Tiers monde qui choisirent le non alignement.
• 1956 :
La politique pétrolière de la France commence à se préciser suite aux grandes découvertes de pétrole à Edjelé en janvier et à Hassi Messaoud en juillet.
• 1956 :
Constitution de l’Organisation commune des régions sahariennes sous le gouvernement
Guy Mollet. L’OCRS deviendra peu à peu un «Etat dans l’Etat», le Sahara séparé de l’Algérie étant érigé en province autonome française à laquelle viendront s’ajouter des états africains: Mauritanie, Niger, Tchad.
•1957:
Refus des Etats d’Afrique noire de participer à la politique saharienne française. Le journal Le Monde rapporte dans son numéro du 19 novembre une déclaration de M. Djibo Bakary vice-président de l’assemblée du Niger: «L’authenticité de la représentation algérienne est une condition fondamentale de la participation sous réserve des territoires de l’Afrique occidentale française à l’OCRS».
•1957:
Dans le cadre de sa politique saharienne, le gouvernement français tente un rapprochement avec le Maroc et la Tunisie en vue d’obtenir soit leur «coopération», ou à tout le moins leur «neutralité».
•1958 :
Le journal «El Moudjahid», organe de la révolution algérienne, publie dans son numéro 22 du 16 avril un article intitulé «La défense du Sahara reprend le problème en ces termes:...tout l’intérêt économique du Sahara est fonction des possibilités de transport de ses richesses naturelles...».
•1958:
Un conseil restreint du gouvernement français étudie un projet de construction d’un pipeline qui acheminerait le pétrole algérien d’Edjelé vers le territoire tunisien.
•1958:
Réaction du Comité de coordination et d’exécution du FLN par une note adressée au gouvernement tunisien: «Le FLN à l’honneur de préciser sa position en ce qui concerne le problème de l’exploitation par la France du pétrole saharien,notamment par la construction d’un pipeline à travers le territoire tunisien». Le FLN rappelle sa note précédente de janvier 1958 dans laquelle il avait «attiré l’attention des gouvernements des pays du Maghreb sur la gravité de ce problème, et l’importance que l’Algérie combattante lui accordait dans la guerre qu’elle mène contre les colonialistes français».
•Discours de Maurice Lemaire rapporté par l’agence française AFP: «Le Sahara représente des réserves de plus de deux milliards de tonnes, et un revenu annuel (pour la France) 1000 milliards de francs. Quant aux ressources du Sahara en gaz naturel elles sont énormes ».
•1959: le 21 janvier, un communiqué officiel français annonçait l’accord conclu entre la Compagnie française des pétroles et la Standard Oil of New Jersey, dont ESSO détient 50% des parts. Les Américains foulent de leurs bottes le Sahara, ce qui exaspère l’opinion publique en France qui parle de «braderie du Sahara».
•Réaction du GPRA: «La guerre d’Algérie asphyxie l’économie française. Le gouvernement français a fait appel aux capitaux étrangers pour une participation indirecte aux frais de la guerre ».
•1961: Lors des négociations algéro-françaises, le problème du Sahara revient en force, la France ayant proposé l’autodétermination limitée à l’Algérie du nord seulement.
•Réponse du GPRA: «Opposition irréductible à la partition du territoire national...Le Sahara algérien ne sera pas un nouveau Katanga!».
•18 mars 1962: Signature des accords d’Evian, le Sahara restera algérien, mais des bases militaires françaises seront maintenues pour continuer les expériences nucléaires.
•8 avril 1962: Referendum en France. La politique algérienne du général De Gaule est approuvée par 90.70% des suffrages exprimés.
1erjuillet 1962: Referendum en Algérie. Le peuple algérien vote «oui» pour l’indépendance de l’Algérie en coopération avec la France.
•28 août 1962: Signature à Paris de neuf protocoles d’accord portant sur la coopération entre l’Algérie et la France.
•10 décembre 1962: Le président Ahmed Ben Bella déclare à Sétif que les accords d’Evian doivent être
adaptés à la réalité.
•31 décembre 1962 :
Signature à Alger de conventions financières franco-algériennes.

Année 1963

•14-19 janvier 1963:
Négociations financières franco-algériennes. La France accorde à l’Algérie une aide de trésorerie de 250 millions de francs. A rappeler que lors de l’invasion coloniale en 1830, la France s’était accaparé du trésor public de la Régence d’Alger d’un montant de 50 millions de franc-or de l’époque.
•23-26 janvier 1963: Durant la visite à Alger de M. De Broglie, secrétaire d’état aux affaires algériennes, un accord est conclu sur la situation des biens vacants.
•18 février 1963: Accords sur les transports aériens, l’assistance technique et la construction d’HLM en Algérie.
•20 mars 1963: A la suite d’une expérience nucléaire française au Sahara, le président Ben Bella demande la révision des accords d’Evian.
•29 mars 1963: Aux termes d’un décret annoncé par Ben Bella, les exploitations agricoles vacantes sont« définitivement» et «sans recours » transférées aux unités de gestion des travailleurs.
•11 juin 1963: Signature à Alger d’un protocole d’accord sur la coopération culturelle.
•26 juin 1963: Signature d’un accord qui précise les modalités de l’aide financière à l’Algérie jusqu’en 1966.
•17 septembre 1963: Nationalisation des trois derniers journaux appartenant à des Français.
•1er octobre 1963: Les propriétés que possèdent encore des colons français sont nationalisées.
•19 novembre 1963: Signature d’un protocole fixant les conditions de l’emploi des militaires du contingent français à des tâches de coopération en Algérie.
•31 décembre 1963:
Création de la Sonatrach, « Société nationale de transport et de commercialisation des hydrocarbures ».

Année 1964

•17 janvier 1964: Accord sur les importations de vins algériens par la France.
•13 mars 1964: Entrevue entre le général De Gaulle et le président Ahmed Ben Bella au château de Champs lors d’une escale technique du président algérien de retour de Yougoslavie.
•9 avril 1964: Accord sur les travailleurs algériens en France. L’immigration est provisoirement suspendue pour permettre de renforcer les contrôles.
•25 avril 1964:
La nouvelle réglementation sur l’admission des travailleurs algériens en France entre en vigueur.
•15 juin 1964:
Les derniers militaires français quittent l’Algérie, à l’exception de ceux de Mers El Kébir et des bases sahariennes.
•17 juillet 1964:
Signature à Alger d’une convention judiciaire.
•13 novembre 1964:
Signature d’une convention de sécurité sociale entre l’Algérie et la France.

Année 1965

•26 janvier 1965:
Nouveaux accords sociaux portant sur l’assurance vieillesse et les régimes complémentaires de retraites.
•19 juin 1965:
Coup d’Etat en Algérie, Ben Bella est arrêté, Boumediene prend le pouvoir.
•29 juillet 1965:
Signature à Alger d’un accord algéro-français sur les hydrocarbures et la coopération industrielle. Création de l’ASCOOP (Association Coopérative) et maintien des concessions existantes sont les principales caractéristiques de ce texte pour le pétrole, fixant à 2.08 dollars par baril le prix conventionnel servant d’assiette au calcul de l’impôt dont le taux est fixé à 53% pour les années 1965-1966-1967, à 54% pour 1968, et 55% à partir de 1969. L’accord prévoit une révision de la base d’imposition fiscale des compagnies à partir du 1erjanvier 1969.

Année 1966

•8 avril 1966:
Signature de la Convention de coopération culturelle et technique.
•7 mai 1966:
Le président Boumediene annonce la nationalisation de plusieurs mines et biens vacants.
•27 juillet 1966:
Signature à Alger d’un accord pour la construction de l’usine pétrochimique d’Arzew.
•13 décembre 1966:
Nouvelle visite de Bouteflika au général De Gaulle.
•22 décembre 1966:
Accord signé à Alger sur le contentieux financier algéro-français.

Année 1967
•21 mai 1967:
Les bases françaises d’engins spéciaux (armes nucléaires) du Sahara sont officiellement fermées et évacuées.
•11 juin 1967:
France, arrêt des importations de vins d’Algérie.
•Juin 1967:
Mise sous contrôle de l’Etat des sociétés anglo-saxonnes au lendemain de la «guerre des six jours». A cette raison politique s’est ajouté le fait que les négociations avec ces mêmes sociétés, tendant à l’établissement de rapports nouveaux avec l’Algérie, étaient demeurées infructueuses.
•10 juillet 1967:
Accord sur les relations maritimes; le monopole du pavillon commercial sera partagé entre l’Algérie et la France.
•Août 1967-octobre 1970:
Durant cette période, la majorité des sociétés étrangères non-françaises ayant des
intérêts dans la production furent nationalisées: Philips, Mobil, et Shell. Sinclair est déchu de ses droits. D’autres mesures de nationalisations ont frappé les mêmes sociétés pétrolières dans les domaines de la distribution et du raffinage: Esso,Mobil, Shell. Le gouvernement a également procédé au rachat des sociétés telles que BP et Total.
•4 septembre 1967:
L’administration algérienne remet en cause les conditions de transfert de fonds dont bénéficient les sociétés pétrolières françaises.
Octobre 1967:
Evacuation de la base navale de Mers El Kébir par l’armée française.
•20 novembre 1967:
France, reprise des importations de vins d’Algérie.
•26-28 novembre 1967:
Visite officielle en Algérie de M. Edmond Michelet, ministre d’Etat français chargé de
la Fonction publique, fondateur de l’Association France-Algérie.

Année 1968

•21 mai 1968:
Nationalisation de 27 sociétés françaises du secteur des industries mécaniques,
électriques, des engrais, et des matériaux de construction.
•25 septembre 1968:
Le ministre algérien de l’Industrie et de l’Energie interdit le chargement du pétrole dont les compagnies ont fixé le prix à un niveau jugé anormalement bas au détriment des rentrées de devises de l’Algérie. Cet embargo partiel est levé au bout de 24 heures.
•1er novembre 1968:
Nouvelles mesures d’embargo frappant les cargaisons de l’ERAP, et de la CFP destinées principalement à l’Union Générale des Pétroles (UGP), et qui avaient fait l’objet de «contrats» de complaisance à un prix volontairement minoré.
•14 novembre 1968:
Levée de l’embargo partiel après ratification du prix des contrats par les sociétés CREPS et SNPA (filiales de l’ERAP et de la CFP).
•Novembre 1968:
La société CAMEL dont l’Algérie n’est actionnaire qu’à 26% décide, sur les instances d’Alger, de transférer son siège de Paris à Arzew. Depuis plusieurs mois, la société était tenue de transférer la totalité de ses recettes en Algérie.
•24 décembre 1968:
Accord sur l’immigration algérienne en France. Le contingent des entrées annuelles est fixé à 35.000 travailleurs.

Année 1969

•Fin février 1969:
Le ministre de l’industrie met en demeure les compagnies pétrolières d
e porter de 2.35 à 2.65 dollars par baril leur prix affiché (prix théorique des transactions commerciales).
•23 octobre 1969:
Maurice Schuman, ministre français des affaires étrangères, se rend à Alger pour essayer de mettre sur un nouveau pied les relations des deux pays. Sa visite aboutit à la création d’une «grande commission» chargée de promouvoir la coopération.
•24 novembre 1969:
Ouverture des négociations fiscales aux termes de l’article 27 des accords algéro
-français de 1965 qui prévoit que la base d’imposition fiscale des compagnies pétrolières (2.08 dollars par baril) sera révisé avec rétroactivité au 1er janvier 1969, en fonction de l’évolution du marché pétrolier.
•Juillet 1969:
L’Algérie adhère à l’OPEC, organisation des pays exportateurs de pétrole.
Année 1970
23 mai 1970:
Réunion tripartite à Alger: Algérie, Libye, Irak.«Nécessité d’établir un front commun» souligne le communiqué commun.
Juin 1970:
XXème Conférence de l’OPEC à Alger.
13 juin 1970:
Interruption des négociations fiscales entre l’Algérie et la France.
24 juin 1970:
Le ministre de l’industrie enjoint aux sociétés de rapatrier en Algérie un montant au moins égal à la contre-valeur de 1.80 dollar par baril de pétrole brut exporté. Cette mesure équivaut à porter à plus de 80% environ l’obligation de rapatriement en Algérie du produit des ventes des compagnies. Cette proportion avait été fixée à 50% en janvier 1965.
Juillet 1970:
Le président Boumediene dans un discours prononcé à Skikda déclare
: «Oui à la coopération, non à l’exploitation». Il annonce le relèvement du prix de référence fiscale, qui passe de 2.08 à 2.85 dollars le baril.
20 juillet 1970:
Le ministre de l’industrie annonce aux compagnies françaises que le prix de référence fiscale est porté de 2.08 à 2.85 dollars par baril. Cette mesure est provisoirement suspendue à la suite de l’intervention du gouvernement français qui exprime son désir d’entamer des négociations globales.
30 août 1970:
Visite à Alger de Xavier Ortoli, ministre français du Développement industriel et de la Recherche scientifique.
28 septembre 1970:
Ouverture des négociations algéro-françaises sur problèmes culturels, économiques, et sociaux. La délégation algérienne est conduite par Abdelaziz Bouteflika, ministre des affaires étrangères.François-Xavier Ortoli, ministre français du Développement industriel et de la Recherche scientifique, dirige la délégation française.
Quatre séries d’entretiens ont lieu: du 5 au 7 octobre à Paris, 26-28 octobre à Alger, 16-28 novembre à Paris, 16-31 décembre à Alger.
2-6 octobre 1970:
La Sonatrach remplace la Shell au conseil d’administration de la CREPS et de la CPA (filiales d’Elf-Erap).

La bataille du pétrole
•Octobre 1970:
Réunion du conseil des gouverneurs de l’O.P.E.C. à Vienne. Cette réunion a pour objet essentiel de préparer la conférence ministérielle de Caracas.
•Novembre 1970:
L’Iran demande une conférence extraordinaire de l’O.P.E.C. sur les prix. Devant la proximité de la conférence ministérielle de Caracas, cette réunion extraordinaire n’a pas eu lieu.
•13 décembre 1970:
Conférence ministérielle de l’O.P.E.C. à Caracas. C’est la 21ème du genre. Adoption de la résolution 120. Un nouveau système de différenciation des prix selon la densité et le lieu de production, l’alignement des prix de référence, la hausse générale pendant les années à venir sont adoptés. Le taux d’imposition fiscale minimum des compagnies pétrolières est fixé à 50% de leurs bénéfices.
•16 janvier 1971:
Dans un message adressé à l’O.P.E.C., ainsi qu’aux gouvernements des dix Etats membres, les huit compagnies pétrolières internationales auxquelles se sont associés quelques «sociétés indépendantes», proposent d’ouvrir une négociation d’ensemble «qui permettrait un règlement simultané» des problèmes en suspens, et la stabilisation des arrangements financiers pour cinq ans.
•16 janvier 1971:
Le président Nixon envoie de toute urgence John Irwin, sous-secrétaire d’Etat, à Téhéran, et au Koweït.
•18 janvier 1971:
Publication d’un communiqué algéro-libyen à la suite de la visite du commandant
Abdesslem Djelloud à Alger.
•19 janvier 1971:
Reprise des négociations algéro-françaises après les quatre séries d’entretien.
•19 janvier 1971:
Le Venezuela affirme sa complète solidarité avec les pays producteurs de pétrole du Moyen-Orient. Premiers contacts à Téhéran entre le comité tripartite Iran-Irak-Arabie Saoudite, des ministres mandatés par l’OPEC, et les délégués des
compagnies pétrolières représentées par Lord Strathalmond (BP) et Georges Percy (ESSO).
•20 janvier 1971:
L’ENI, office national italien des hydrocarbures, annonce qu’il n’adhérera pas au front commun des compagnies pétrolières.
•20 janvier1971:
Examen de la «crise pétrolière» par le groupe restreint du comité pétrolier de l’O.C.D.E. réuni à Paris.
•21 janvier 1971:
Création à Londres d’un bureau de coordination des grandes compagnies pétrolières.
•21 janvier 1971:
La réunion extraordinaire des dix membres de l’O.P.E.C. est fixée au 3 février 1971. A Téhéran, la discussion s’oriente vers la recherche d’un accord avec les pays exportateurs de la zone du Golfe persique.
•22 janvier 1971:
Le groupe pétrolier français d’Etat, ELF-ERAP, annonce qu’il ne contresignera pas le message adressé par les grandes compagnies pétrolières à l’OPEC.
•24 janvier 1971:
Mise en garde du Chah d’Iran: «Si un accord n’est pas trouvé avant le 3 février 1971, l’OPEC prendra les décisions qui s’imposeront».
•28 janvier 1971:
Après une mise en demeure du président Boumediene, le gouvernement français engage les compagnies pétrolières françaises à verser à titre d’acompte sur arriérés d’impôts pour les années 1969 et1970 une somme de 600 millions de dinars à l
’Etat algérien.
•2 février 1971:
Suspension des négociations de Téhéran entre les compagnies internationales et les pays du Golfe persique. Délai de dix jours accordé aux compagnies pour répondre aux offres de l’OPEC.
•2 février 1971:
Discours du président Boumediene devant les travailleurs des «
Transports Colonel Lotfi» : «Ce n’est pas un problème de prix, mais une question de souveraineté et de principes intangibles».
•3 février 1971:
Conclusion à Alger d’un accord prévoyant la livraison de 3.5 milliards de mètres cube de gaz algérien à la France à compter de 1972. Accord passé entre Sonelgaz et Gaz de France.
•3 février 1971:
22ème Conférence extraordinaire de l’OPEC à Téhéran. Allocution devant le parlement iranien et les représentants des pays membres de l’OPEC, puis conférence de presse du Chah d’Iran.
•4 février 1971:
Suspension des négociations algéro-françaises à la demande de Paris.
•7 février 1971:
Publication à Vienne des résolutions de la 2ème Conférence de l’OPEC. Les cinq objectifs adoptés par les pays membres de l’OPEC, lors de leur précédente conférence de Caracas, doivent être respectées par les compagnies pétrolières avant le 22 février 1971. En cas de non-accord avant cette date, un embargo total sur les livraisons de pétrole et de produits pétroliers serait institué.
•8 février 1971:
L’Algérie demande «une reprise immédiate et sérieuse des négociations».
Réponse dilatoire de Paris.
•9 février 1971:
Rencontre à Paris de Djamchid Amouzegar, ministre iranien des finances, et Lord
Strathalmond représentant des compagnies pétrolières.
•11 février 1971:
Arrivée à Téhéran de Lord Strathalmond.
•12 février 1971:
Entrevue «sans protocole» de Lord Strathalmond et Djamchid Amouzegar à Téhéran.
•12 février 1971:
Le ministre des pétroles d’Arabie Saoudite, Ahmed Zaki-Yamani, annonce «accord sur tous les problèmes d’ordre financier. Restent encore en discussion les aspects légaux».
•14 février 1971:
Un accord quinquennal est signé à Téhéran à 15:15 (11:45 GMT) entre les compagnies pétrolières internationales et les pays producteurs du Golfe persique. Prix de référence fiscale fixé à 2.17 dollars par baril (contre 1.79 auparavant).
•19 février 1971:
Discours du président Boumediene aux cadres de l’armée de l’air : «Je considère qu’il est temps aujourd’hui de trancher cette question d’une façon ou d’une autre, et de trouver une solution définitive à ces négociations interminables».
ALGER –24 février 1971, 16:00 GMT (heure algérienne)
Discours du président Houari Boumediene devant 3.000 cadres de l’UGTA, réunis à la Maison du Peuple, à l’occasion du quinzième anniversaire de l’UGTA. Le président annonce «la prise de participation de 51% par l’Etat algérien dans les sociétés pétrolières françaises installées en Algérie, la nationalisation intégrale des ressources gazières, et la nationalisation des moyens de transport des hydrocarbures. Tous les biens nationalisés sont transférées à Sonatrach .

A suivre…

« La malédiction pétrolière »