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Jeudi, 23 Novembre 2017

  •   Dr Tahchi Belgacem
  • dimanche 22 octobre 2017 19:15

Défis environnementaux du gaz du schiste: Du modèle américain à l’aventure algérienne (2ème partie)

 

Dans la première partie de cette contribution sur le gaz de schiste, l’auteur a dressé le panorama de l’industrie des hydrocarbures de schiste aux Etats-Unis. Qu’en est il de l’Algérie ?

 

    II.            Et l’Algérie dans tous ça ! quel exemple ?

  • Prédisposition géologique, vers une pétrolisation du schiste

Les bassins d’hydrocarbures algériens consistent dans deux formations de gaz et de pétrole, le schiste du Silurien Tannezuft et celui du Dévonien frasnien. Une analyse de l’AIE[1] a examiné sept des bassins de gaz et de pétrole de schiste, soit les bassins de Ghadamès (Berkine) et d’Illizi dans l’Est de l’Algérie, ceux de Timimoun, l’Ahnet et Mouydir dans le Centre, ceux de Reggane et de Tindouf dans le Sud-Ouest (cf. carte I-6 infra).

 Selon l’évaluation de l’AIE, ces sept bassins contiennent un volume possible de 96 815, 30 milliards de m3 de gaz de schiste in situ avec 20 020 milliards de m3 de réserves prouvées classées comme techniquement récupérables. En outre, six de ces bassins détiennent 121 milliards de réserves probables de pétrole de schiste et de condensats, dont 5,7 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole de schiste jugés techniquement récupérables.

  • L’Algérie par rapport au MENA, un leader régional 

La réussite du projet du pétrole et du gaz de schiste aux États-Unis a bien sûr suscité l’engouement d’autres pays du monde qui possèdent ce type de réserves. Un engouement injustifié dans certains cas, vu que les pays doivent à la fois disposer de réserves suffisantes au développement de cette activité et de la technologie associée à une logistique de traitement et de transport. Or, la seule région qui dispose d’un tel panel d’avantages est l’Amérique du Nord qui combine des réserves considérables, une technologie de pointe et la réglementation qui régit cette activité tout en préservant l’environnement, en assurant tant la sécurité énergétique à la nation qu’une rente financière pour l’exploitant comme pour l’opérateur. Vu le potentiel de gaz de schiste dont les pays du MENA disposent, on a assisté ces dernières années à une volonté des grandes sociétés d’exploitation de la région de prendre part aux opérations d’exploration et d’exploitation de gaz de schiste aux côtés des entreprises américaines et canadiennes avec pour objectif d’acquérir une expérience et la technologie pouvant être appliquées à des formations similaires dans la région MENA et ailleurs dans le monde. Ce qui semble une stratégie évidente et sage, mais malheureusement le problème, ici, n’est pas d’ordre stratégique mais de nature tactique[2]. L’activité relative au gaz et au pétrole de schiste reste très faible ou à un stade expérimental en dehors de l’Amérique du Nord. Dire qu’un pays comme l’Algérie n’a jamais entrepris de forage d’essai associé à une fracturation hydraulique est probablement faux, étant donné qu’avant 2015 l’Algérie comme le Mexique, l’Allemagne, l’Argentine, l’Australie, la Tunisie, l’Arabie saoudite et Oman ont réalisé neuf forages dont deux pour l’Arabie saoudite à elle seule ; ces forages d’essai ont tous été réalisés dans le plus grand secret afin de ne pas provoquer de réactions de l’opinion publique qui reste très sceptique vis-à-vis du gaz non conventionnel, alors qu’on n’est pas sûr de la pertinence des essais, et les évènements d’Ain Salah en sont la preuve.

Dans le classement mondial des réserves par région et par pays, les cinq meilleurs producteurs de gaz naturel de la région MENA se trouvent parmi les détenteurs des plus grandes réserves de gaz de schiste : Iran, Qatar, Arabie saoudite, Égypte. Selon le ratioreprésentant la durée de vie du gisement, obtenu par la divisionde la quantité des réserves prouvées par la production annuelle, on peut classer les pays du MENA en quatre groupes distincts[3] :

-          Principaux producteurs avec un ratio significatif entre production et réserves : Ce groupe comprend l’Iran, le Koweït, la Libye, l’Arabie saoudite et les Émirats arabes unis. Ce groupe de cinq dispose de 38% des réserves mondiales prouvées et ne consomme que 10% de la totalité produite.

-           Pays disposant de réserves significatives non exploitées : Ce groupe comprend l’Irak et le Yémen. L’accent étant mis sur ces deux pays compte tenu de leurs réserves. Malheureusement, l’instabilité qui y règne a retardé toute exploitation de gaz naturel tangible, ce qui laisse peu de chances au gaz non conventionnel.

-           Principaux pays producteurs, mais avec faible ratio entre production et réserves : Ce groupe comprend Oman, la Syrie, la Tunisie et enfin dans une moindre mesure l’Algérie. Ce groupe se caractérise par une forte incitation à la prospection, à la valorisation et à la production de ce type de ressources. À part la Syrie, ces pays présentent l’avantage d’une stabilité politique et sécuritaire satisfaisante même après les printemps arabes. L’Algérie se distinguant ici par son économie à risque qui reste tributaire des exportations d’hydrocarbures reste avantagée par une possible reconversion des installations liées au gaz naturel dans l’utilisation du gaz de schiste.

-           Pays à forte consommation de gaz et faibles réserves prouvées : Ce groupe comprend la Turquie, le Maroc, la Jordanie, le Liban, etc. Ces pays ont tous un fort potentiel de gaz et de pétrole de schiste, cette nouvelle venant conforter la présence d’un offshore de près de 3 400 milliards de m3 dans les eaux territoriales du Liban, de la Syrie, d’Israël et des territoires occupés[4]. Ces pays ont tous une industrie gazière très faiblement dotée d’installations, ce qui rendrait leurs accessions respectives au circuit des producteurs-exportateurs difficile et lourde en investissement.

Cette présentation permet de situer l’Algérie par rapport aux pays du MENA. En effet le pays, en tant qu’acteur majeur dans l’approvisionnement des marchés internationaux (9e producteur mondial) a une économie soumise à la rente pétro-gazière (cf. supra). Avec ses 55 ans de réserves prouvées aux taux de production actuels (cf. tableau 2), l’Algérie devrait être théoriquement peu intéressée au développement de ressources non conventionnelles. Mais elle a un amont considérablement structuré et un aval largement doté d’infrastructures de production de gaz naturel ; et puis il y a la demande supplémentaire de gaz naturel du fait de l’Europe qui cherche à réduire sa dépendance au gaz russe ; de même que l’expansion rapide des installations de liquéfaction de GNL dans la région et l’importante infrastructure de pipelines connectée au réseau européen de distribution du gaz. Ce qui signifie que tout le gaz produit à partir des gisements de schiste pourrait être relativement facile à écouler sur le marché. Par conséquent, l’Algérie est de tous les pays qui forment le MENA celui qui a le plus grand potentiel pour développer le gaz non conventionnel. Dans cette logique, le gaz de schiste entrerait en complémentarité avec le gaz conventionnel et ce non pas de sorte à augmenter la production à des fins de superprofits,  mais pour combler des brèches qui résultent de l’augmentation de la consommation du marché intérieur et atteindre un équilibre énergétique régional. Restent cependant de nombreux obstacles à surmonter lesquels comprennent le coût des opérations de développement sur le terrain régional, le manque d’incitations fiscales concrètes, la carence des infrastructures et la difficulté de faire des affaires dans la région MENA en général et en Algérie en particulier.

 

Dr Tahchi Belgacem

Ph.D Géographie politique

Université de la Sorbonne Paris IV  Mail : Cette adresse e-mail est protégée contre les robots spammeurs. Vous devez activer le JavaScript pour la visualiser.

 

Défis environnementaux du gaz du schiste : Du modèle américain à l’aventure algérienne (1ère partie)

 



[1] Rapport conjoint d’Advanced Resources International, Inc. et AIE, EIA/ARI World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment, juin 2013, http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/chapterxiv_xiv.pdf.

[2] Cf. Anthony N. Martin, Hughes Baker, « The PotentialPitfalls of UsingNorth American Tight and Shale GasDevelopment Techniques in the NorthAfrican and Middle EasternEnvironments », SPE Economics& Management, 2011/4, p. 147-157.

[3]Ibid.

[4] AIE, 2010.


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1 Commentaire

  • Mais Mondieur ke PhD,la question des coûts d'exploitation est essentiel,et vous n'en dites ruen! Va-t-on produire du gaz de shit à perte ??

    Rapporter Mobencous lundi 30 octobre 2017 00:29
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