Le PDG par intérim de Sonatrach a fait la déclaration suivante : «L'Algérie devrait atteindre une production de 151 milliards de mètres cubes de gaz naturel en 2019. Durant l'année 2014, nous avons produit l'équivalent de 131 milliards de m3 de gaz naturel, dont 27 milliards de m3 ont été exportés via gazoduc et 28 millions de m3 sous forme de GNL via des méthaniers.....puis on ira vers l'exploitation du gaz de schiste.» Source APS le 07 février 2015. 1.-Le P-DG par intérim a bien affirmé « 28 millions de mètres cubes sous forme de GNL ». Or pour passer du million de mètres cubes de GNL, au milliard de mètres cubes gazeux, il faut appliquer le ratio international de 600 ce qui nous donne 16,8 milliards mètres cubes de GNL, en précisant que la rentabilité pour le gaz naturel suppose un prix de cession de 8/9 dollars le MBTU et pour le GNL 14/15 dollars. Le constat est que Sonatrach n'a donc exporté 16,8 plus 27 milliards de mètres cubes gazeux soit 43,8 milliards de mètres cubes gazeux en 2014 en récession par rapport aux années passées. Pour le transport canalisation, nous avons Transmed via Italie dont la capacité qui a été portée fin 2012 selon les déclarations officielles à 33 milliards de mètres cubes gazeux/an et Medgaz via Espagne d'une capacité de 8 milliards de mètres cubes gazeux/an, le projet Galsi d'une capacité de 8 milliards de mètres cubes gazeux étant en gestation avec un coût qui dépasse actuellement largement les 4 milliards de dollars. Cela montre donc une sous utilisation des capacités des exportations par canalisation d'environ 65% : le problème est posé face à la forte demande intérieure : baisse de la demande internationale notamment européenne pour le gaz algérien ou pénurie de gaz ? En effet, si l'on ajoute les 35 milliards de mètres cubes de consommation intérieure, (allant au rythme de la consommation et des prix actuels vers 75 milliards horizon 2030 et quadruplement horizon 2040 selon le ministre de l'Energie), cela donne pour 2014, 78,8 milliards de mètres cubes gazeux, existant donc une différence avec la production de 52,2 milliards de mètres cubes gazeux, soit près de 40% de la production déclarée par le P-DG par intérim. Cette différence provient certainement du gaz utilisé pour la réinjection pour la récupération assistée dans les gisements d'huile ( Hassi Messaoud et Hassi R'Mel en particulier) et du gaz réinjecté pour les opérations de recyclage dans les gisements de gaz à condensats. C'est aussi les pertes de comptage et le gaz torché. Selon la banque mondiale, les gaz torchés en Algérie représentent une perte d'environ 6 milliards de mètres cubes gazeux/an. 2.- Quel arbitrage entre les exportations et la consommation intérieure en croissance en rappelant que le prix de cession du gaz dans les contrats est indexé sur celui du pétrole et connaissant une déconnexion en baisse par rapport au prix du pétrole sur le marché libre ? Certes, on peut utiliser les techniques de récupération qui au niveau mondial varient d'un gisement à l'autre, du pétrole au gaz. Mais l'augmentation du taux de récupération nécessite d'importants investissements pour le forage de nouveaux puits et l'aménagement de nouvelles infrastructures, outre l'utilisation de nouvelles techniques dans l'exploration et l'extraction tant le taux de récupération primaire, secondaire que tertiaire. En effet, Selon les experts et ingénieurs consultés, en matière d'extraction pétrolière, on distingue trois niveaux de récupération. La méthode dite « primaire » consiste à récupérer « passivement » une partie du pétrole grâce à la pression élevée existant dans le gisement. Toutefois, plus le gisement vieillit, plus la pression interne du réservoir diminue, jusqu'à devenir insuffisante pour assurer la récupération. On recourt alors à des méthodes dites « secondaires- méthode du « gaz lift », visant à stimuler la production. On injecte du gaz et de l'eau dans le gisement pour maintenir la pression d'exploitation par déplacement naturel. Les méthodes de récupération secondaires le dont le déplacement par pression, avec l'injection dans les puits du gaz naturel combiné avec le nettoyage améliorent et rétablissent les pressions des réservoirs permettant de récupérer, selon le vieillissement du gisement environ 20/30% en moyenne des réserves présentes dans les gisements. Récemment, des compagnies exploitantes se sont orientées vers des méthodes plus complexes, bien que plus nocives à l'environnement, de récupération dites « tertiaires », intervenant sur la viscosité des fluides ou la diffusion à l'intérieur du gisement via l'injection de C02, de vapeurs ou de composés tensioactifs. Mais cela suppose pour la viabilité économique, des cours élevés de pétrole.Les nouveaux gisements découverts de gaz traditionnel, sous réserve de leur rentabilité économique permettront-ils de suppléer au déficit. Pour Sonatrach, est ce que ce taux de 40%, inclus les gaz torchés, répond aux normes internationales en termes de coût ? Ce taux ne reflète t-il pas le vieillissement croissant de Hassi R'Mel et Hassi Messaoud? 3.-Pour le gaz de schiste, le coût d'un puits est supérieur à 15 millions de dollars contre 5/7 aux USA, ne pouvant être rentable avant 2020/2025 sous réserve d'une maîtrise technologique nationale supposant une formation au niveau tant de la communauté scientifique que des opérateurs, l'objectif premier est d'améliorer la fracturation hydraulique, les recherches s'orientant sur la réduction de la consommation d'eau, le traitement des eaux de surface, l'empreinte au sol, ainsi que la gestion des risques sismiques induits. Concernant le problème de l'eau qui constituera l'enjeu géostratégique fondamental du XXIème siècle ( l'or bleau), selon les experts, trois types de fluides peuvent être utilisés à la place de l'eau : le gaz de pétrole liquéfié (GPL), essentiellement du propane, les mousses (foams) d'azote (N2) ou de dioxyde de carbone (CO2) et l'azote ou le dioxyde de carbone liquides. L'utilisation des gaz liquides permet de se passer complètement ou en grande partie d'eau et d'additifs. Pour les mousses, par exemple la réduction est de 80 % du volume d'eau nécessaire étant gélifiées à l'aide de dérivés de la gomme de Guar. Ainsi sans être exhaustif, du fait de larges mouvements écologiques à travers le monde, des alternatives à la fracturation hydraulique sont encore à un stade expérimental et demandent à être plus largement testées, l'objectif étant de minimiser l'impact environnemental de la fracturation hydraulique tant pour les volumes traités que pour la qualité des eaux traitées et de diminuer significativement la consommation d'eau et/ou d'augmenter la production de gaz. La fracturation au gel de propane est en cours d'utilisation sur environ 400 puits au Canada et aux Etats-Unis (plus de 1 000 fracturations déjà effectuées). L'eau peut aussi être remplacée par du propane pur (non inflammable), ce qui permettrait d'éliminer l'utilisation de produits chimiques. Les premiers puits utilisant cette méthode ont été fracturés avec succès en décembre 2012 aux Etats-Unis. Nous avons la fracturation exothermique non-hydraulique (ou fracturation sèche) qui injecte de l'hélium liquide, des oxydes de métaux et des pierres ponce dans le puits, la fracturation à gaz pur peu nocive pour l'environnement surtout utilisée dans des formations de roche qui sont sensibles à l'eau à maximum 1500 m de profondeur ; la fracturation pneumatique qui injecte de l'air comprimé dans la roche-mère pour la désintégrer par ondes de chocs, n'utilisant pas d'eau , remplacée par l'air mais utilisant certains produits chimiques en nombre restreints ; enfin la stimulation par arc électrique (ou la fracturation hydroélectrique) qui libère le gaz en provoquant des microfissures dans la roche par ondes acoustiques, utilisant selon les experts pas ou très peu d' eau, ni proppants ou produits chimiques, mais nécessitant beaucoup d' électricité. Selon certains experts, horizon 2040/2050, l'hydrogène est une piste sérieuse enrichissant le « mix » ou le bouquet énergétique mondial, pour le transport et le stockage des énergies intermittentes et pourrait aussi permettre de produire directement de l'énergie tout en protégeant l'environnement, l'hydrogène en brûlant dans l'air n'émettant aucun polluant et ne produisant que de l'eau. Un rapport rédigé le 22 janvier 2014 par des experts pour le parlement français à partir de tests expérimentaux montre qu'un (1) kg d'hydrogène libère environ trois fois plus d'énergie qu'un (1) kg d'essence, mais que pour produire autant d'énergie qu'un litre d'essence, il faut 4,6 litres d'hydrogène comprimé à 700 bars (700 fois la pression atmosphérique). Cette étude rappelle également qu'il suffit d'un kilo de d'hydrogène (H2), stocké sous pression, (représentant un coût d'environ huit euros) pour effectuer une centaine de kilomètres dans un véhicule équipé d'une pile à combustible. Toujours selon ce rapport, à terme, avec le développement conjoint des véhicules à hydrogène et des piles à combustible destinées aux bâtiments et logements, on peut tout à fait imaginer le développement d'un réseau de production et de distribution transversale et décentralisée d'énergie. Dans ce schéma, organisé à partir de réseaux intelligents « en grille », les immeubles de bureaux et les habitations produiraient ou stockeraient leur chaleur et leur électricité sous forme d'hydrogène et pourraient également alimenter en partie le parc grandissant de véhicules à hydrogène. Mais ce concept fonctionnerait également dans l'autre sens et les voitures à hydrogène, lorsqu'elles ne seraient pas en circulation, deviendraient autant de microcentrales de production d'énergie qui pourraient à leur tour contribuer à l'alimentation électrique des bâtiments et logements. 4.- C'est qu'un pays peut découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement selon le vecteur coût-prix international (le prix du gaz étant indexé sur celui du pétrole) et de la concurrence des énergies substituables. Plus le prix international est haut plus les réserves marginales deviennent rentables et vice versa, un prix bas rendant non rentables les gisements marginaux. Invoquer le pic énergétique, schémas valables dans les années 1970/1990, selon les informations que j'ai recueillies auprès des experts de l'AIE et d'organismes indépendants n'est plus d'actualité du moins jusqu'à l'horizon 2030. Un pays peut découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement selon le vecteur coût-prix international (le prix du gaz étant indexé sur celui du pétrole) et de la concurrence des énergies substituables. Plus le prix international est haut plus les réserves marginales deviennent rentables et vice versa, un prix bas rendant non rentables les gisements marginaux. Mais le problème central stratégique pour l'Algérie, dans le cadre des valeurs internationales, est de réaliser la transition d'une économe de rente à une économie hors hydrocarbures, fondée sur une LE SAVOIR , des entreprises compétitives et la bonne gouvernance. Le cours du pétrole, devant toujours calculer à prix constants 2015 et jamais à prix courants (le cours de 20 dollars en 1980 équivaut à plus de 90 dollars à prix constant 2015) n'atteindra jamais 200 dollars tant pour des raisons économiques que géostratégiques. Le dernier rapport de l'AIE en date du 10 février 2015, d'un prix ne dépassant pas 70/80 dollars le baril entre 2015/2020, confirme nettement mes prévisions publiées dans la presse nationale et internationale.
