Actualités : SCANDALE DE SONATRACH
Voici pourquoi Chakib Khelil savait !
S’il y a bien un Algérien qui cauchemarde à l’idée de voir l’aventure angolaise des Verts se terminer par un échec, c’est certainement Chakib Khelil. Dans les couloirs du ministère de l’Energie et de la direction générale de Sonatrach, on estime, en effet, que les succès de l’équipe nationale de football ont réussi à éclipser l’ampleur du scandale qui vient d’éclabousser la compagnie, nourricière de l’Algérie et, subséquement, son réel patron, Chakib Khelil.
Par Badreddine Manaâ
Mais si le ministre de l’Energie tient autant à ce que «l’affaire» ne capte pas l’intérêt des Algériens, pourquoi a t- il convoqué une conférence de presse pour en parler, et défendre les cadres dirigeants mis en cause par la justice ? C’est le questionnement que l’on serait tenté de soulever. Un dilemme qui ferait sourire certains, dit-on. «Chakib Khelil n’est pas spécialement connu pour avoir une propension particulière à protéger ses collaborateurs. En fait, à travers cette initiative, il entendait transmettre deux messages. Le premier est qu’il n’a rien à voir avec ce scandale, dont il affirme même ne rien connaître. Le second est que l’enquête des services de sécurité et ses prolongements judiciaires se sont déroulés à l’insu du président de la République», explique t- on. Deux éléments que réfutent catégoriquement certaines sources, qui affirment que Bouteflika était au courant du déclenchement de l’enquête et qu’il l’aurait autorisée, et que Chakib Khelil se tenait quotidiennement informé de l’évolution du dossier, depuis le début des auditions des cadres dirigeants de Sonatrach par les enquêteurs du DRS (Département du renseignement et de la sécurité du MDN), en septembre dernier. A ce propos, nos sources expliquent que le ministre dispose d’au moins trois moyens de s’informer sur cette affaire. Le premier est le «BRQ», à savoir le Bulletin de renseignements quotidien. Ce document, établi à partir des comptes rendus des différents services de sécurité, est, comme son nom l’indique, adressé chaque matin à M. Khelil. Outre le BRQ, le ministre de l’Energie dispose d’un conseiller à la sécurité, ayant le grade de colonel du DRS, qui le tient informé de tout événement lié à la sécurité au niveau du secteur de l’énergie et, donc, de Sonatrach. A commencer par les éventuelles enquêtes et, même, les suspicions pouvant peser sur certains cadres dirigeants de l’entreprise. Ce qui fait dire à d’anciens hauts cadres de l’Etat qu’à moins, donc, que ce conseiller ait totalement manqué à ses obligations, et que Chakib Khelil ne lise pas les bulletins de renseignements qui lui sont adressés, il est impossible que M. Khelil ignore réellement tout de l’enquête, comme il l’affirme. Mieux, certains cadres mis sous contrôle judiciaire dans cette affaire – et donc toujours en liberté – auraient confié, à des proches, avoir régulièrement rendu compte, personnellement, au ministre, du contenu de leurs auditions, qui se déroulaient dans les locaux de Sonatrach et, parfois, dans les locaux du DRS. Ce que beaucoup de sources estiment plus que plausible, du fait que rien, à commencer par le plus petit contrat de sponsoring, ne peut être décidé à Sonatrach sans l’aval préalable de Chakib Khelil. Pour étayer ces propos, des indiscrétions révèlent que, comme par hasard, dès que les enquêteurs se sont intéressés au contrat de gré à gré, passé avec des Turcs, pour la rénovation de l’ancien siège du ministère de l’Energie, pour la bagatelle de 65 millions de dollars, Chakib Khelil a ordonné la résiliation unilatérale de ce contrat. Dans les mêmes milieux, on affirme que le ministre de l’Energie se serait plaint, auprès du chef de l’Etat, d’un «harcèlement» dont il ferait l’objet, à travers l’audition des dirigeants de Sonatrach, par les services de sécurité. Ce à quoi Bouteflika aurait répondu qu’il était au courant de l’ouverture de l’enquête et qu’il fallait laisser les choses suivre leur cours normal. Ce faisant, le chef de l’Etat avait-il des garanties sur ce que l’enquête n’atteindrait jamais celui qui, avec Yazid Zerhouni, est l’un de ses hommes de confiance les plus proches ? Ou, au contraire, voulait-il le sacrifier sur l’autel d’une campagne de moralisation de la vie publique, dont les contours ont commencé à prendre forme avec les récents scandales dans les secteurs des travaux publics et des transports ? Difficile d’éluder une telle question, estiment les milieux proches du dossier, qui affirment que le nom du premier responsable du département de l’Energie revient dans la quasi-totalité des dossiers dans lesquels sont mis en cause des cadres dirigeants de Sonatrach. A commencer par l’affaire des marchés, juteux, passés de gré à gré, avec une entreprise allemande spécialisée dans les équipements de sécurité, et qui serait à l’origine de l’entrée en lice des services du DRS.
Au début du scandale, les bouées flottantes
En décidant, en 2005, par un beau matin, de saisir le ministre de l’Energie, par écrit, sur la question de la protection des bouées flottantes de chargement déployées à quelques kilomètres au large de Béjaïa, le wali de cette ville ne se doutait certainement pas que sa correspondance allait constituer l’élément déclencheur du processus qui allait aboutir à la révélation du plus gros scandale de l’histoire de Sonatrach. Ces bouées constituent, comme leur nom l’indique, des sortes de quais flottants destinés au chargement des gros pétroliers ne pouvant accéder aux ports. Même si, effectivement, ils ne sont pas à l’abri d’un acte de malveillance, qui ne peut être le fait que de professionnels, ces installations ne sont habituellement pas protégées, du fait de la complexité et, surtout, du coût exorbitant de tout système efficace de surveillance, expliquent les connaisseurs. Or, prenant appui sur la correspondance du wali de Béjaïa, Chakib Khelil la répercute sur Meziane, le P-dg de Sonatrach, avec instruction d’équiper, «dans les plus brefs délais», de systèmes de sécurité performants la moindre installation de Sonatrach et de ses filiales à travers le pays. Ce qui équivaudrait, ironise un spécialiste, à doter l’ensemble des frontières algériennes d’un système de télésurveillance des plus sophistiqués. Et comme il s’agit d’opérer dans «les plus brefs délais», la formule du gré à gré est toute indiquée, d’autant plus que le procédé est des plus courants dans ce secteur. Du coup, le juteux marché est confié au bureau d’études appartenant au fils du P-dg de Sonatrach, ainsi qu’au bureau d’études appartenant au fils d’un ancien P-dg du CPA, en sa qualité de représentant d’une entreprise allemande spécialisée dans les équipements de sécurité. Ce qui constitue une violation flagrante du Code des marchés publics, qui stipule que le responsable d’une entité publique ne peut contracter un marché avec un proche direct. Un «détail» manifestement oublié par le patron de la 12e compagnie pétrolière mondiale. Inutile de préciser, indiquent des proches du dossier, que les prix facturés dépassent, et de loin, ceux pratiqués sur le marché international. Mieux, précise-t-on, de petites installations n’ayant aucun caractère stratégique se sont vu équiper de matériel de surveillance digne d’une grande banque… Sur la lancée, les Détachements de surveillance et de protection (DSP), constitués essentiellement de Patriotes, et chargés de la protection des pipelines et autres installations isolées de Sonatrach, sont dissous et remplacés par des sociétés de sécurité, dont les propriétaires sont loin d’être d’illustres inconnus, sur la base de la même formule de gré à gré, et du sacro-saint impératif de «plus brefs délais». Mais il faut dire que, contrairement aux affirmations de Chakib Khelil, qui se targue d’avoir mis en place le fameux Baosem (Bulletin des appels d’offres du secteur de l’Energie et des Mines), le nombre de gros marchés contractés de gré à gré, malgré des appels d’offres toujours en cours, ne cesse d’augmenter. Nos sources évoquent, ainsi, la décision de Chakib Khelil d’attribuer la construction d’une usine d’ammoniac, à Arzew, à l’égyptien Orascom, alors qu’un avis d’appel d’offres venait à peine d’être publié. Ce qui avait, alors, provoqué l’ire de l’espagnol Fertiberia, qui venait d’acquérir 60 % d’Asmidal et misait beaucoup sur le projet de rénovation de son usine d’ammoniac d’Arzew. Les responsables auraient même protesté officiellement auprès du ministre de l’Energie et menacé de porter l’affaire devant les tribunaux. Ce marché suscitera, également, les protestations d’un autre opérateur, l’omanais Suhail Bahwan Group, dont le patron, un proche du sultan Qabous, se verra attribuer la construction d’une seconde usine d’ammoniac à Arzew, alors que le Baosem continuait à publier l’avis d’appel d’offres, toujours en cours, d’ailleurs ! Le même procédé sera adopté pour la construction d’une usine d’aluminium à Beni-Saf, à l’extrême ouest du pays.
L’énigme Saipem
Mais la plus «étonnante» affaire de marché passé de gré à gré par les dirigeants de Sonatrach est celle, indiquent des sources, de la construction d’un nouveau gazoduc reliant Hassi-R’mel à Skikda. Affaire dans laquelle, assure-t-on, est inculpé le vice-président TRC (transport par canalisations) de la compagnie. Ainsi, révèle-t-on, associée à des partenaires étrangers, l’entreprise publique Cosider avait remporté le marché de la construction du gazoduc, appelé GK3, long de plus de 400 kilomètres. Malgré cela, la compagnie italienne Saipem, dont l’offre était plus chère, est invitée à revoir son offre à la baisse, pour décrocher le marché, en flagrante violation de la loi. Le fait que cela se fasse au détriment d’une entreprise publique, dont les dirigeants n’allaient tout de même pas faire un tapage, avait alors conduit à ce qu’un scandale n’éclate pas. A ce propos, on murmure, dans certains milieux, que pour sa défense, le vice-président TRC de Sonatrach aurait évoqué auprès du juge d’instruction des injonctions de Chakib Khelil, ordonnant de contracter des marchés avec les Italiens. Or, aux yeux de la loi, c’est au signataire du contrat, M. Zenasni en l’occurrence, qu’incombe la faute. Cela dit, il y a gros à parier qu’en cas de procès, le témoignage du ministre de l’Energie s’avérera inévitable sur cette question précise. Tout comme cela permettra de braquer les projecteurs sur la fulgurante ascension, ces dernières années, des parts de marché en Algérie de Saipem, qui, même s’il dispose depuis longtemps d’une base logistique à Hassi- Messaoud, n’a créé sa filiale algérienne, en l’occurrence la Saipem Contracting Algérie, qu’en 2005. Ce qui ne l’a pas empêché de devenir le premier partenaire dans le secteur des hydrocarbures en Algérie, loin devant des entreprises ayant de forts ancrages dans le système pétrolier algérien, comme Halliburton ou Shlumberger. D’ailleurs, le site Internet de Saipem qualifie, désormais, l’Algérie de pays stratégique, pour nos activités «onshore» et «offshore».
Sonatrach touchée à la tête et au cœur
Par ailleurs, dans certains milieux, on relève, intrigués, l’empressement mis par le ministre en charge du secteur des hydrocarbures à remplacer tous les cadres mis en cause par la justice, et dont, selon ses propres dires, la culpabilité est pourtant loin d’avoir été établie. Il est, en effet, courant que des cadres dirigeants d’entreprises publiques concernés par des enquêtes soient maintenus à leur poste jusqu’à ce que leur culpabilité soit clairement établie par la justice. D’autant plus que, dans cette affaire, c’est, quasiment, l’ensemble du staff dirigeant de Sonatrach qui est concerné. Ainsi, outre le P-dg et trois vice-présidents, sur les quatre que compte la compagnie, l’affaire touche tous les dirigeants de la division «Amont», qui constitue, selon les experts, le «cœur» de Sonatrach. Ainsi, l’ancien directeur de la production, le directeur du forage ainsi que le directeur de la sécurité font actuellement face aux questions du magistrat instructeur. Chaque jour, affirment des proches du dossier, apporte son lot de nouveaux noms, à «débriefer». Chaque jour, dit-on, de nouvelles «pistes» s’ouvrent devant les enquêteurs. A ce propos, il semble que le nom d’un ancien et très influent conseiller de Chakib Khelil, devenu par la suite chef de cabinet du P-dg de Sonatrach, a, à plusieurs reprises, été évoqué par les cadres mis en cause. Or, ce dernier n’a pu être entendu. Et pour cause. Après sept années passées à Sonatrach, il a fait valoir, l’an dernier, ses droits à la retraite. Pour ses vieux jours, il aurait bénéficié d’une prime de départ de 800 millions de centimes, qu’il dépense très loin du tumulte algérois, à Lugano, en Suisse, où il est établi et où, affirment les mauvaises langues, il serait en activité, en qualité de contractuel auprès… d’une filiale de Sonatrach.
B. M.
Source de cet article :
http://www.lesoirdalgerie.com/articles/2010/01/21/article.php?sid=94573&cid=2
21 janvier 2010 à 20 08 11 01111
Non le scandale n’est pas tombé tout seul du ciel, il ya des algériens qui surveillaient discrètement le ministre et son groupe sur les dépassements, nous avons alerté plusieurs fois les autorités sans savoir que c’était le groupe lui-méme.De toute façon nous rendons hommage à notre bien aimé l’expert Y.Mérabet qui par ses nombreux articles brulants est arrivé à soulever le couvercle de la marmite!
.Posté par Abramhs le 14/09/2009 01:21
Débat :
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La grogne du ministère de l’Energie et des mines
par Y. Mérabet *
«Vers 2020, l’Algérie aura sa première centrale nucléaire et nous aurons une centrale tous les cinq ans après», avait déclaré le ministre algérien de l’Energie et des mines, à la radio algérienne, le 24 février dernier 2009. Le 14 juillet 2009, il met fin au rêve algérien du nucléaire en déclarant : «l’énergie nucléaire n’est plus une priorité pour l’Algérie. La création d’un institut de l’engineering atomique à Ghardaïa ne signifie pas pour autant que l’Algérie a décidé de se doter d’une centrale nucléaire».
L’Algérie de tout le monde
L’Algérie a besoin plus que jamais de diversifier ses sources d’énergie pour faire face à l’après-pétrole, l’énergie nucléaire est la seule source énergétique qui pourrait remplacer le pétrole et le gaz, sa matière première est abondante dans notre pays, il suffirait seulement de la valoriser. Depuis de longues années, l’Algérie a beaucoup investi dans le nucléaire. L’ambition des dirigeants algériens de l’époque était de doter le pays d’un parc de centrales électronucléaires, qui remonte aux années 1970. Il était alors question de construire plusieurs centrales de 600 à 900 MW qui devaient assurer l’alimentation en énergie électrique et se substituer au gaz et au pétrole plus facilement exportables. Un effort considérable dans la formation du potentiel scientifique et technique a été déployé avec l’assistance de l’AIEA qui a financé, dans les années 1980, l’acquisition d’équipements et la formation de plusieurs centaines de chercheurs et techniciens dans ce domaine. Cette coopération s’est développée encore plus après la création en 1982 du Haut-Commissariat aux énergies nouvelles. Aujourd’hui, l’Algérie voit sa filière nucléaire détruite et son parc ne compte seulement que deux réacteurs de recherche et d’application, lui servant de pièce de musée scientifique, l’un d’une capacité insignifiante exposé à Draria pour les étudiants, l’autre, d’une ancienne technologie, périt dans les sables d’Aïn Oussera en attendant le retour des enfants prodigues du pays. Ces réacteurs furent programmés et construits sous le régime nationaliste fort, de l’avant-dernière décennie, d’autres gens se sont emparés du pouvoir et détruisirent tout ce que les autres ont fait de bien en l’occurrence le secteur de l’Industrie, de l’Agriculture et de l’Energie. Quelques élites nationales rescapées de la répression dirigée par l’équipe Chakib Khalil réussirent à convaincre le gouvernement algérien pour reprendre le dossier du nucléaire algérien, qui fut confié malheureusement là où il ne fallait pas et là où les secrets d’Etat se vendent (Le Quotidien d’Oran du 12/10/2005 « Notre énergie au futur» par Y. Mérabet de la AARI). En lisant les déclarations de nos responsables, on a le pressentiment que ces gens là n’ont rien à voir avec l’Algérie et qui ne sont pas concernés par son futur, écoutons ces phrases « La création d’un institut à Ghardaïa ne signifie pas pour autant que l’Algérie a décidé de se doter d’une centrale nucléaire», « La création d’une centrale nucléaire exige une analyse profonde avant la prise de décision politique, qui tient compte de ses avantages mais également de ses inconvénients tant sur le plan financier qu’environnemental». Quel est votre jugement ? Eh bien ! L’acquisition de moyens de dissuasion pour protéger notre souveraineté nationale vaut plus que sa peur, car c’est une continuité de la Révolution algérienne que nous devons tous assumer, c’est le rêve de tout Algérien de voir son pays puissant. L’Algérie est signataire du traité de non prolifération (TNP) le 30 mars 1996. En décembre de la même année, a été créé le Commissariat pour l’énergie atomique (Comena), principal instrument de la stratégie algérienne dans le domaine de l’énergie nucléaire. Une de ses missions est de promouvoir l’utilisation de cette énergie dans les secteurs de l’agriculture, l’hydraulique, l’industrie, la santé, l’aménagement du territoire ou les travaux publics. Le Comena a également pour mission d’assurer les conditions de stockage des déchets radioactifs et de veiller à leur gestion et contrôle. Deux accords de garantie ont été signés avec l’AIEA pour ces réacteurs, deux conventions sur la notification d’accident et sur l’assistance technique en cas d’accident et une convention sur la sûreté nucléaire. Depuis 2005, un décret fixe le cadre réglementaire de la gestion de ces déchets. Le Comena envisageait l’emploi de l’énergie nucléaire pour la production d’électricité et ses responsables souhaitent utiliser l’énergie nucléaire dans le vaste programme de production d’eau dessalée lancée par Algerian Energy Company (AEC) sur le littoral algérien, tout cela s’est traduit par de cuisants échecs que nous fait subir ce ministre. Le développement du nucléaire en Algérie devrait faire partie d’un vaste programme mondial de reconversion de la source fossile en source fissile en grande partie, mais aussi pour l’industrie militaire et civil. Mais les autorités algériennes n’arrivent pas à franchir les barrières imposées par l’AIEA et les pays européens pour priver l’Algérie de l’acquisition de cette industrie très lucrative. Même si l’Algérie arrivera à construire ses propres centrales, elle ne pourra pas produire de l’électricité librement, car elle se heurtera à la monopolisation de la production et la commercialisation du combustible par les trois principales puissances nucléaires à savoir la France, les Etats-Unis et la Russie, mais cela ne devrait pas nous décourager, l’exemple de l’Iran est devant nos yeux. De fortes pressions jusqu’à la menace d’intervention militaire ont été exercées sur la République islamique d’Iran par les Etats-Unis, leurs alliés européens, les monarchies arabes, Israël et même la Russie pour le priver de fabriquer son propre combustible. L’Algérie, à la tête d’un Chakib Khalil, n’arrivera jamais là ou les Iraniens sont arrivés, c’est une question d’identitaire, de patriotisme et enfin d’hommes. Au manquement de tout ça, la question du nucléaire algérien doit se traiter dans le plus grand secret d’Etat, et non dans un Souk semblable à l’Immeuble Ahmed Gharmoul, lieu de la haute corruption où tout se vend sur nos têtes. Mon pays est déshabillé, il est nu.
L’avancée du Maroc et de la Tunisie dans le nucléaire civil
Plus discrètement, nos frères marocains avancent aussi à pas mesurés sur la voie du nucléaire. Avec une particularité de nature à intéresser les responsables tunisiens : le Maroc compte sur ses gisements de phosphate et celui du Sahara Occidental. En 2007, lors du voyage de Nicolas Sarkozy au Maroc, la présidente du Directoire d’Areva a signé avec le directeur général de l’Office chérifien des phosphates (OCP) une déclaration d’intention qui porte sur l’extraction de l’uranium de l’acide phosphatique marocain, signé lundi 22 octobre, et prévoit notamment de «lancer en commun une étude de faisabilité pour un site industriel de production d’uranium» à partir des phosphates. Selon l’AIEA, l’extraction de l’uranium contenu dans l’acide phosphorique, fabriqué à partir des minerais de phosphates marocains des gisements de phosphates du Maroc avoisineraient les 6 millions de tonnes. Areva et l’OCP prévoient notamment de lancer en commun une étude de faisabilité pour un site industriel de production d’uranium à partir d’acide phosphorique. RIA Novosti. La Russie à son tour s’intéresse au nucléaire marocain, elle compte construire une centrale nucléaire fonctionnant au phosphate par la société russe Atomstroyexport, selon les officiels marocains. Les experts et dirigeants de la compagnie russe ont choisi le site de Sidi Boulbra, où pourrait être construite la première centrale nucléaire marocaine qui produira 1.200 MW. Les Russes envisagent de construire un institut d’engineering atomique sur le site même. Des négociations sont notamment menées avec la Turquie, au niveau intergouvernemental et entre compagnies industrielles, pour la réalisation d’autres centrales. Atomstroyexport est la plus grande compagnie russe mettant en oeuvre des accords intergouvernementaux sur la construction de sites nucléaires à l’étranger. A l’heure actuelle, elle est la seule à construire parallèlement sept réacteurs en Chine, en Inde, en Iran et en Bulgarie. Soit «deux fois plus que les ressources mondiales connues des gisements d’uranium ». Mêmes soucis du côté de la Jordanie. Le Royaume hachémite importe actuellement à hauteur de 96 % pour faire face à ses besoins en énergie. Près de 20 % de son PIB est ainsi dépensé en énergie. Or, voici qu’aux dernières nouvelles, les quelque 1,2 milliard de tonnes de phosphate qu’il a en réserve pourraient receler 130.000 tonnes d’uranium. Le géant minier anglo-australien Rio Tinto a été chargé de son extraction. Un contrat a été signé en ce sens, le 23 février. Soit quelques mois à peine après la signature d’un protocole d’accord entre la Commission jordanienne de l’énergie atomique (JAEC), l’Atomic Energy of Canada Limited (AECL) et la SNC-Lavalin International, l’un des tout premiers spécialistes du nucléaire mondial et qui… maîtrise (réellement) l’extraction de l’uranium à partir du phosphate. La SNC-Lavalin était d’ailleurs bien présente dans notre pays en février dernier pour faire la promotion de sa solution. Faut-il rappeler encore une fois que la Tunisie produit 8 millions de tonnes de phosphate marchand, ce qui la place au 5ème rang mondial des pays producteurs. La Tunisie est en deuxième position parmi les Etats qui valorisent le plus ce précieux minerai. 85 % de sa production sont ainsi valorisés. Rien qu’à l’usine de la Skhira, on produit ainsi plus de 375.000 tonnes d’acide phosphorique par an. Tout dernièrement, le Groupe chimique tunisien (GCT) de Gabès a annoncé la mise en chantier de plusieurs projets d’ici 2011. Dont un projet d’unité de production d’acide phosphorique d’une capacité de 400 tonnes par jour. Or, l’uranium peut aussi être récupéré à partir de l’acide phosphorique. Les phosphates tunisiens et marocains marquent le pas (Le Quotidien d’Oran du 21/04/2009 «phosphates pour le Maroc et uranium pour la France» par Y. Mérabet et du FINANCIER du 23/04/2009 « Les phosphates au Maghreb : enjeu politique, enjeu d’avenir» par Y. Mérabet).
L’Algérie opte pour le projet Desertec’, un projet énigmatique
Produire de l’électricité à partir du soleil est un rêve d’enfant que les Européens veulent réaliser à l’échelle planétaire. Le projet Desertec est née de l’idée qu’une pénurie d’énergie fossile et fissile se dessine à l’horizon proche, la baisse et la hausse des prix du pétrole sont devenues propriété des charlatans, le facteur énergétique de certains pays européens devient impayé, les guerres du pétrole s’annoncent un peu partout etc. L’idée de reprendre ce rêve d’enfant a pris naissance chez un groupe de responsables et d’entreprises allemandes qui pensent que le soleil appartient à toute l’humanité et chaque personne doit bénéficier gratuitement de cette énergie, sans payer un sous. Le Centre allemand de recherche aérospatiale (DLR) a mené de menues études techniques, financées par le ministère allemand fédéral de l’Environnement. L’étude a permis de conclure qu’en moins de 6 heures, les zones désertiques du globe reçoivent du soleil la quantité d’énergie que l’humanité consomme en une année. La fondation Désertec s’est ainsi lancée le défi d’exploiter cette énergie inépuisable à un coût raisonnable et prendre en charge ce vaste projet par des fonds récoltés chez les plus riches de la planète. Le projet prévoit la construction de vastes centrales solaires thermiques à concentration (CSP, en divers points d’Afrique du Nord et du monde arabe). Les études ont montré qu’il suffirait d’installer des champs de collecteurs solaires sur environ 0,3 % des surfaces désertiques du globe pour couvrir l’ensemble des besoins mondiaux en énergie. En complément, il est prévu d’exploiter l’énergie éolienne le long de la côte marocaine et en mer Rouge, et d’utiliser d’autres techniques solaires telles que le photovoltaïque concentré. Douze grandes entreprises européennes, en majorité allemandes, ont créé un consortorium de bureau d’études. Un bureau doté d’un budget de 1,8 million d’euros pour élaborer des plans d’investissement réalisables au cours des trois prochaines années sur l’énergie solaire en provenance du monde arabe et probablement d’Afrique (pour le moment les pays d’Afrique noire n’y figurent pas dans le programme Desertec). Le consortium fondé est mené par le réassureur Munich Re et la fondation Desertec. Il rassemble les géants allemands de l’énergie E.ON et RWE, la Deutsche Bank, le conglomérat Siemens, des fabricants de solaire comme l’espagnol Abengoa Solar, et enfin le groupe agroalimentaire algérien Cevital. Le projet, devisé à 400 milliards d’euros (environ 600 milliards de francs), doit permettre à l’Europe d’obtenir une importante source d’énergie non polluante et lui permettre donc de diminuer ses émissions de gaz à effet de serre et aussi sa facture. Reste que ce projet porteur d’avenir pose encore de nombreuses questions, comme les lieux d’implantation de ces installations, le coût du courant produit, le bénéfice qu’en tireront les pays arabes, le manque de stabilité politique dans presque toutes les régions productrices et, même, le financement de ce projet. Reste aussi à connaître l’implication des Etats et ce, même si la chancelière allemande Angela Merkel et le président de la Commission européenne, José Manuel Barroso, ont chaudement salué l’initiative. Car Angela Merkel a aussi exprimé ses doutes quant à la participation d’autres pays européens que l’Allemagne, car à présent les opinions des 27 divergent sur l’adoption d’une politique énergétique globale de l’union. A savoir que le projet «Desertec », d’un coût global de 400 milliards d’euros, vise à fournir, d’une manière durable aux pays de zone d’ombre’, de l’énergie solaire gratuitement à partir d’un monde plus ensoleillé, mais mal éclairé. Le procédé industriel de ce moyen de se procurer de l’énergie facile’ porte sur la production d’énergie électrique par des centrales thermiques solaires. Soustraire massivement de l’énergie à la nature sans penser aux conséquences écologiques qui peuvent être dramatiques pour les pays qui habiteront ces champs de verre. Le projet Desertec prévoit aussi des parcs éoliens au large de cette région d’Afrique et du nord, notamment sur les côtes pour diminuer de peu la vitesse du vent. Alors que l’énergie soustraite à la nature devrait être transportée aux centres de recharges européens par des lignes de transport de travées de haute tension et de courant direct (HVDC). Le projet prévoit aussi la construction de plusieurs centrales solaires de taille moyenne entre 50 et 200 MW sur une vingtaine de sites s’étendant du royaume du Maroc au royaume de l’Arabie saoudite, les Européens veulent diversifier leurs points d’approvisionnement dans des lieux amis. Le coût de cet investissement a été estimé à 400 milliards d’euros jusqu’en 2050, dont 350 milliards d’euros pour la construction des centrales et 50 milliards pour les lignes de transmission nécessaires, selon Siemens. Mais cela mettra des années pour convertir totalement leur mode énergétique, passer du fossile au solaire ce n’est pas tâche facile, alors que la pénurie de l’énergie conventionnelle s’annonce pour demain. Cela risque que ce chantier-fiction de reconversion des énergies risque de ne pas être achevé à temps. Alors, à cet effet, nous interpellons les responsables de tenir bon aux tentatives européennes qui cherchent à détruire notre développement certain par l’énergie conventionnelle (fossile et fissile) que nous possédons en abondance. Développé pour la première fois dans les années 1970, le concept «Desertec » a été relancé à partir de 2000 et fait actuellement l’objet «d’intenses débats », au niveau européen. Les premiers essais complets du projet Desertec, ça se passe ici chez nous en Algérie à la centrale hybride de Hassi R’mel, alors, nous devions être les premiers à bénéficier de la plus grande quote-part du projet Desertec. Le Maroc, enfant gâté de l’Union européenne, vient de bénéficier trois (3) fois plus de centrales de concentration que l’Algérie, qui possède une surface fortement ensoleillée six (6) fois plus grande que celle du Maroc. C’est une manière de l’impérialisme européen d’investir dans les conflits entre pays frères ? Dans le même sens que le premier, une nouvelle initiative de complémentarité «Desertec II », qui comprendra un nombre d’entreprises de renom, a été mise en place avec pour objectif de développer, à moyen terme, «un concept technique et économique pour l’énergie solaire de l’Afrique », a-t-on expliqué. D’après des données contenues dans l’étude, la production mondiale d’électricité devrait passer de 21.000 Térawatt/heure (TWH) en 2008 à 37.000 TWH en 2030. Le transport de l’électricité jusqu’à l’Europe en serait notamment la raison, compte tenu qu’acheminer 1 GW coûte environ 250 millions d’euros sur 1.000 km. Pour l’instant, le projet ne serait donc pas rentable, mais les experts misent sur la raréfaction annoncée des énergies fossiles où le prix du baril de pétrole dépassera les 400 dollars, pour s’assurer que Desertec’ sera rentabilisé. Dans pas moins de 20 ans, peut-être, l’idée mûrira et l’électricité solaire pourrait ainsi être l’une des plus intéressantes pour l’Occident industrialisé. Quant à la technologie utilisée, il s’agirait de l’énergie solaire thermique : des miroirs paraboliques produisent de la vapeur d’eau à très haute température et sous forte pression, ce qui va actionner une turbine à vapeur attelée à un générateur pour produire de l’électricité. Le projet Desertec ne pourrait être réalisé avant la mise en marche de l’Union pour la Méditerranée et l’effacement de tous les litiges politiques qui oppose les Européens au reste du monde ensoleillé ; le Sahara occidental, la reconnaissance d’Israël par l’entité arabe, la reconnaissance de la souveraineté des pays africains etc. En effet, dans ce projet, les contraintes ne sont pas seulement techniques, elles le sont aussi politiques : l’Europe devrait prendre une position claire envers le monde arabe et africain et traiter les problèmes communs avec équité, s’abstenir de soutenir les agressions israéliennes contre l’Etat palestinien, l’Iran, la Syrie et le Liban. Du point de vue technique, les entraves suivantes devront être levées : d’une part, les centrales doivent être installées dans des pays stables politiquement pour garantir la sécurité de l’approvisionnement européen en électricité; d’autre part, il faut trouver les moyens de financer des investissements colossaux, d’autant que le projet est supposé pouvoir s’autofinancer à long terme. Au départ, il aura bien entendu besoin d’une sécurité d’investissements, par exemple, une garantie d’achat à un prix fixé, sachant que l’électricité ne doit pas être subventionnée pendant toute la durée. Desertec doit remplacer l’utilisation de l’énergie fossile et fissile évaluée à environ 18 000 TWh/an) par le solaire en si peu de temps ? Mais Desertec ne se limitera pas à la production d’énergie : il participera aussi au développement des pays d’accueil grâce à la création de milliers d’emplois grâce à la construction d’usines de dessalement d’eau de mer pour les populations. En complément, il est prévu d’exploiter l’énergie éolienne le long de la côte marocaine et en mer Rouge, et d’utiliser d’autres techniques solaires telles que le photovoltaïque concentré.
Conclusion
Les gisements d’énergies fossiles (charbon, pétrole et gaz) et fissiles (uranium), même les plus extrêmes, ne représentent quant à eux que quelques dizaines d’années au rythme de leur consommation actuelle, et comme cette consommation ne cesse d’augmenter avec notamment la soif des « économies émergentes» des pays les plus peuplés de la planète (Chine, Inde, Brésil) à imiter nos propres comportements, l’échéance de leur épuisement ne cesse de se rapprocher. L’énigmatique projet Desertec’ sur lequel l’Algérie pense bâtir son futur énergétique est à écarter pour le moment, l’énergie nucléaire reste la seule solution durable pour la continuité de notre développement de l’après-pétrole.
*Expert en énergie
22 janvier 2010 à 12 12 31 01311
Un nouveau scandale de dimension internationale
ENERGIE
Le nouveau Lobby “technologique” du captage et du stockage du CO2 Par: Y.Mérabet
Au fait, le captage et le stockage du CO2 désignent une succession de procédés technologiques consistant à capter le dioxyde de carbone (CO2) présent dans les gaz rejetés par l’industrie, à le transporter et à l’injecter dans des formations géologiques. Les méthodes de séquestration sont loin d’avoir fait leur preuve sur le long terme et ce n’est qu’un prétexte pour la naissance de nouveau lobby “technologique”, après le lobby pétrolier qui contrôle toutes les nos réserves pétrolières, ce véritable coupable de la libération massive du CO2 dans l’atmosphère.
La mission principale du captage et stockage du CO2 (CSC) est la réduction des émissions de CO2 dues à la combustion de l’énergie fossile à des fins industrielles en premier lieu le charbon et le pétrole et les gaz conventionnels et non conventionnels. Selon le degré de respect de la règlementation de la lutte contre le réchauffement climatique par les Etats, il pourrait être dans les autres secteurs de l’industrie, qui émettent beaucoup de CO2 comme la cimenterie, le raffinage, la sidérurgie, la pétrochimie, la transformation du pétrole et du gaz, etc. Une fois capté, le CO2 est transporté vers une formation géologique adaptée, dans laquelle il sera injecté afin de l’isoler à court terme de l’atmosphère. Les conséquences des modifications de la biomasse sont actuellement imprévisibles, car les processus bio-réactionnels ont étés peu étudiés dans les conditions correspondant à celle d’un stockage de gaz acides. Cette capture et ce stockage du CO2 à la manière ‘hypocrite’ dans un réservoir naturel, ne se passera pas sans conséquences graves dans le moyen et long terme, car cette pratique est une source de fort déséquilibre thermodynamique (du coté mécanique), mais aussi peut perturber le fonctionnement biologique dans le réservoir. Du coté écologie et lutte contre le réchauffement climatique, il est certain que cette ‘technologie laboratoire’ et loin de servir cette lutte, bien au contraire dans le long terme il faudrait s’attendre à des transformations imprévisibles dangereuses de l’écorce terrestre. La consommation de l’énergie fossile nécessaire au maintient du niveau de développement des pays fortement industrialisés et à l’accroissement du niveau de vie celui des pays émergeants, s’accompagnera par des émissions croissantes de rejets du CO2 dans l’atmosphère, qu’il faudrait le ‘cacher’ sous terre, au même titre que les déchets nucléaires. Cette pratique insolente pour le mépris de notre terre, nous rappelle celle ‘d’un homme malade qui cache ses crachats sous son lit’. A cet effet, nous exprimons nos craintes sur l’invocation de la possibilité de séquestration qui pourrait conduire certains Etats à ne pas s’adopter à ce nouveau comportement mondial de réduction du niveau de la consommation ou à ne pas soutenir des politiques énergiques en la matière, ainsi que le reste des résolutions sur la question du réchauffement climatique. Il y a également accord sur le fait que la séquestration, certes ‘ incontournable’ pour les pilleurs de la planète, sera chère et posera des problèmes d’environnement, elle restera qu’un moyen. « curatif » contre les émissions et une façon de tromper les écologistes. D’autres moyens que la nature a développés pour absorber le surplus du CO2 de l’atmosphère sont plus humains et justes, comme la reforestation par exemple. Cela semble beaucoup moins absurde de planter des arbres que d’aller enterrer du CO2 sous terre, comme si la croute terrestre n’appartient plus à la terre! Quand on sait que le coût d’une (1) tonne de CO2 dégagé dans l’atmosphère fait des dégâts évalués à plus de 2000 $ et que des milliers, sinon des millions d’Ha de nos forêts ont été détruites ou brulés, sachant qu’une superficie de 300 Km2 peut absorber 1 000 000 de tonnes de C02 en plus de ses innombrables effets bénéfiques pour l’homme et la nature. Il serait quand même utile de replanter des arbres partout et là ou on le peut. La forêt reste le seul moyen pour absorber définitivement les rejets délibérés du C02 que l’homme méchant fait jaillir de la terre. Certes le combat contre le réchauffement climatique est du long terme, que les pauvres doivent mener contre les riches, car ils ont besoin de vivre, mais viendra le jour ou nos enfants verront les effets, ils nous salueront d’avoir redonné vie à leur planète et oublieront notre malédiction. Les méthodes de séquestration sont loin d’avoir fait leur preuve sur le long terme et on n’y voit qu’un prétexte pour la naissance de nouveaux lobbies “technologiques” et des Etats corrompus : après le règne du lobby pétrolier sur la planète, voilà les véritables coupables de la libération massive du CO2 dans l’atmosphère depuis le siècle dernier.
La séquestration du C02, une bombe à retardement
Quand au stockage du CO2, les plantes font cela très bien depuis des millions d’années (c’est grâce à cela entre autre que le pétrole est apparu sur terre puisqu’il est issu par la transformation des plantes sous l’effet de la pression et de la température dans l’écorce terrestre, lors des mouvements tectoniques des plaques; ça prend quelques millions d’année, c’est bien pour cela qu’on ne parle pas de renouvelable, du moins à l’échelle humaine…). Des exemples naturels laissent penser que la séquestration longue durée est possible, mais non sans risques : certains gisements de gaz naturel contiennent une proportion importante de CO2, conservé sous pression depuis des millions d’années. Néanmoins, des fuites naturelles existent, parfois mortellement brutales comme dans le lac Monoun (1984) ou dans le Lac Nyos où l’émission soudaine d’une énorme « bulle » de CO2 a en 1986 tué 1700 personnes et des milliers d’animaux. Dans le cadre du Protocole de Kyōto, les entreprises séquestrant le carbone éviteraient des taxes et pourraient vendre leurs droits d’émission, tout en pouvant bénéficier de subventions et programmes de recherches, un règlement ne concernant plus les pays pauvres. D’une manière ou d’une autre, personne n’est capable d’affirmer que le carbone aujourd’hui présent sous forme de charbon dans le sous-sol ne se retrouvera pas demain dans l’atmosphère sous forme de CO2, participant ainsi à l’effet de serre. Le stockage géologique du CO2 est la seule façon de s’assurer, sans hypothèse hasardeuse sur l’action de l’homme dans des siècles, que ce carbone ne participera pas au réchauffement climatique. En 2006, le géologue américain Youcef Kharaka lança le message suivant à propos du stockage géologique du CO2 : quand on injecte du CO2 dans un aquifère profond, il déclenche une cascade de réactions chimiques qui pourraient mettre en cause l’étanchéité du stockage. Une alerte reprise par plusieurs articles de presse et sur le Net.
A l’origine de l’annonce de Youssef Kharaka, une expérience d’injection de CO2 dans le sous-sol. Menée sur le site de Frio, dans le golfe du Texas, elle s’est déroulée en octobre 2004. Les scientifiques ont injecté 1 600 tonnes de gaz carbonique dans un puits creusé à 1 500 mètres de profondeur. Là, se trouve une couche de grès, perméable, poreuse, chargée en saumure. Puis ils ont mesuré, grâce à un puits d’observation distant de 30 mètres et par des prélèvements d’échantillons, les conséquences géochimiques de l’opération. En injectant ainsi du gaz carbonique, la saumure a baissé son pH drastiquement de plus de 6 aux environs de 3. Cette acidification brutale contribue à une dissolution rapide de minéraux carbonatés et au largage d’ions métalliques ainsi que de molécules organiques. Kharaka se posa la question : est ce que ces transformations géochimiques vont-elles se traduire par la «formation de chemins vers la surface», permettant ainsi le retour du CO2 à l’atmosphère ? Les métaux et composants organiques toxiques mobilisés peuvent-ils se retrouver ailleurs, dans des nappes d’eau utilisées ? Au final, faut-il abandonner l’idée du stockage géologique? La séquestration du CO2 intéresse un grand nombre de chercheurs et de décideurs, ainsi que le public, mais ne semble pas être une solution disponible à court terme ni opérationnelle à grande échelle à moyen terme. Des expérimentations sont en cours et une dizaine de projets d’envergure industrielle pourraient être opérationnels en 2010, mais ils resteront insignifiants par rapport aux émissions mondiales d’environ 25 milliards de tonnes/an de CO2. Pour séquestrer rien que 10% de ces émissions, il faudrait environ un millier projets de grande envergure, et plusieurs centaines de sites sécurisés, ainsi que des milliers de kilomètres de pipe-line pour enfin de ne rien faire avec ce CO2.
Actuellement, des institutions comme Sonatrach, BP, Statoil, l’UE, ou encore le département US de l’énergie, ont contribué au financement du projet pour suivre le comportement des gaz dans le sous-sol à In Salah, utilisant le réchauffement climatique comme prétexte, leur intérêt c’est de faire du business, que du business. L’Algérie est utilisée par le lobby ‘technologique’ du CSG comme tremplin pour accéder aux futurs gros marchés de carbone des pays de l’OPEP, qui se chiffre à plusieurs milliards de dollars. L’AIE (L’Agence Internationale de l’Energie), un instrument du lobby pétrolier mondial et des superpuissances économiques vient de saluer la réalisation du laboratoire de séquestration du CO2 de In-Salah par Sonatrach et encourage les autres pays de l’OPEP à suivre cet exemple, voilà les prémices d’une collaboration douteuse. Ceux qui est derrière le CSC sont déjà connus, les ministres corrompus des Etats du Sud, l’Agence Internationale de L’Energie, et en fin le lobby ‘technologique’. Ce n’est plus le réchauffement climatique qui les intéresse, mais le réchauffement de leur portefeuille. De nouvelles évolutions (notamment en ce qui concerne le stockage) seront nécessaires et plusieurs obstacles devront être surmontés pour que la CSC devienne une technique de réduction déguisée des émissions de CO2 à part entière. De nombreux projets pilotes sont développés à différents stades dans le monde entier. Sonatrach est la première compagnie nationale de l’OPEP et des pays du Sud qui controverse les principes fondamentaux de la lutte contre le réchauffement climatique en tendant la main au lobby ‘technologique’. Selon l’AIE, la technique du CSC pourrait être mise en place d’ici 2015 à plus grande échelle si ces projets pilotes obtiennent de bons résultats, voilà que l’enjeu des CSG qui se confirme après le sommet se confirme ?
Conclusion L’existence de conflits d’intérêts entre deux agences de l’ONU, l’Agence Internationale pour l’Énergie Atomique, dont l’objectif principal est la promotion des centrales nucléaires dans le monde. L’Agence Internationale de l’Energie désinforme la réalité et communique des chiffres gonflés sur les réserves pétrolières et gazières pour rabaisser les prix du baril au profit de l’approvisionnement des superpuissances grandes dévoreuses d’énergie Des voix s’élèvent au sein des ONG et des commissions contre les lobbies, mais cela ne suffit pas encore à les faire trembler.
Les scientifiques qui osent, preuves à l’appui, se positionner contre les thèses officielles sont méprisés et décrédibilisés, ceux qui persistent voient leur carrière brisée, s’ils ne terminent pas en prison.
N.B Le Dr. Vasco du Lawrence Berkeley National Laboratory fait des recherches sur les déformations de la surface du sol suite à l’injection de CO2 à In Salah dans le Sahara algérien. Un million de tonnes de gaz sont injectées par an à environ 2 km de profondeur. L’interférométrie radar a permis d’observer une élévation de la surface du sol de de 5mm par an sur des kilomètres…
Article censuré par la presse francophone algérienne
Expert en énergie (Algérian Society For International Relations)
22 janvier 2010 à 12 12 35 01351
Les américains prennent de vitesse le GNL16.
Energie /GNL-16
Le gaz naturel non-conventionnel (NCG), une nouvelle donne sur le marché du GNL Par : Y.Mérabet
Précisions pour comprendre cet article : Le gaz naturel non conventionnel (NCG) comprend :
- Le gaz provenant de sables ou carbonates (tight gas) – Le gaz de houille (coalbed méthane)
- Les gaz de schiste (shale gas)
Qu’est-ce qu’un gaz non-conventionnel (NCG)? C’est un gaz combustible comme le gaz naturel, c’est sa provenance qui le fait différencier des gaz conventionnels. Celui-ci qui fut récupéré des fonds baptismaux de l’histoire par les Etats-Unis en plein malaise économique et au vue d’une grandissante dépendance énergétique de l’étranger, il fut découvert par les chinois il y’a 8000 ans. Le NCG regroupe des accumulations souvent peu concentrées dans des réservoirs de faible perméabilité où des méthodes d’extraction spécifiques sont requises. Le Tight Gas est contenu dans du grès très peu perméable d’où il est difficile d’extirper les molécules. Le gaz de schiste, quant à lui, est l’ancêtre géologique du gaz conventionnel. Le gaz naturel se forme en effet dans des roches mères organiques, des schistes noirs à grains fins. Au cours du temps, le gaz naturel migre peu à peu vers des roches plus poreuses pour devenir du gaz « conventionnel ». Le gaz de schiste est ainsi du gaz piégé dans la roche qui l’a vu naître. Enfin, pour compléter le tableau, il faut citer le gaz de houille (ou CBM pour Coal Bed Methane), qui provient de la transformation du charbon par un traitement de regazéification, qui s’effectue en surface. La montée du prix du baril de pétrole extrapolé de celui du gaz et l’annonce de l’épuisement des réserves mondiales d’hydrocarbures, ont incité les Etats-Unis (premier consommateur mondial) a compenser son déficit énergétique en développant l’exploitation des schistes et beaucoup de grands gisement ont été mis à jour à partir de 2007. En effet, les réserves prouvées ont augmenté de 50 % et comptent aujourd’hui pour environ 9 % des réserves gazières totales américaines. Selon le cabinet international ICF, le gaz de schiste représentera 21 % de la production gazière aux Etats-Unis (hors Alaska) en 2020, contre 8 % en 2007. En parallèle, le Tight Gas participera à 40 % du mix gazier produit en 2020, contre 31 % en 2007. Le Canada possède également des réserves de gaz naturel non conventionnel qui proviennent de filons de charbon (méthane de houille), de roches de faible perméabilité (gaz de formation à faible perméabilité) et de shale (gaz de schiste). La production de gaz naturel non conventionnel en est qu’à ses débuts au Canada. Les réserves de gaz naturel non conventionnel ne sont pas encore répertoriées sur carte. Le gaz non conventionnel pourrait ainsi devenir une source d’énergie de choix pour produire de l’électricité en attendant le renouveau du nucléaire, c’est pour cette raison que les Etats-Unis ignorent le protocole de KYOTO et narguent les résolutions du sommet de Copenhague afin d’épargner son économie des lourdes pénalisations qui risqueront de paralyser son économie. Mais, selon l’AIE, il faudra que les gaz non conventionnels deviennent rapidement « propre », entendez par là que les centrales électriques à gaz soient associées à un système CCS de captage/stockage du CO2 pour enfouir dans le sol les rejets carbonés, une facilité d’emploi du gaz ‘sale’ accordée aux américains, une infraction au sauf-conduit du protocole de Kyoto de L’AIE. Sachant bien que le CCS est un système qui accentue la pollution de la croute terrestre, une solution hypocrite aux conséquences dramatiques. Dans ses dernières recommandations datées du 10 novembre 2009, l’agence internationale de l’énergie milite pour que la consommation des hydrocarbures « sales » diminue. Si la politique énergétique américaine a consisté ces dernières années à multiplier les terminaux d’importation GNL pour répondre à l’augmentation de la demande domestique, certains estiment que les Etats-Unis ne pourraient renoncer à l’importation massive du gaz conventionnel (GNL) , le gaz naturel est trop parfait pour être abandonner par les ménagères américaines au détriment d’un autre gaz ‘sale’. Apprécié pour sa consommation. « Propre », sa combustion dégage moins de gaz à effet de serre que le pétrole et beaucoup moins encore que le charbon et les gaz non conventionnels. Flexible, il est disponible en permanence pour l’utilisateur final, qu’il s’agisse d’usages domestiques, collectifs ou industriels. Efficace, il permet d’atteindre des rendements énergétiques très élevés dans les centrales électriques de dernière génération, réduisant d’autant les consommations énergétiques et les émissions atmosphériques. Deuxième hydrocarbure polluant après le charbon les NCG restent une préoccupation marginale auprès des pays d’aisance énergétique. La mise sur le marché des gaz non conventionnels fera certainement grimper le prix de l’Unité des 1000 m3 du gaz conventionnel au vue de son extraction difficile et de son aspect technique ‘sale et corrosif’ qui diminue ses capacités techniques pour le stockage et l’exclu de la liste des gaz ‘fluide moteur’ devant assister la production des puits des puits d’huile.
Les schistes pour compenser le déficit des réserves américaines Quelque soit le prix à payer, l’Amérique veut coute que coute assurer son indépendance énergétique, vis-à-vis de l’étranger, vulnérable aux crises énergétiques et voilà qu’une zone de production majeure inattendue vient à la rescousse de la pénurie locale de l’énergie conventionnelle. Aux Etats-Unis, l’exploitation gazière montre un rebond depuis 2007 après dix ans de stagnation ou de déclin. Ce renversement de tendance est dû à l’essor des gaz non-conventionnels, en particulier les gaz de schistes et les tight gas, qui ont représenté 51 % des gaz extraits aux Etats-Unis en 2008 (sur 582 Gm3). Nichés dans les Etats du Texas, de Pennsylvanie, du Wyoming, du Colorado, de l’Oklahoma et de la Louisiane, leurs réserves atteignent 21 000 Gm3, contre 6 100 Gm3 en 2006 ! L’exploitation des gaz non conventionnels (NCG) est certes revient très chère et plus polluante que celle du gaz classique, mais la multiplication du forage horizontal et les nouvelles techniques de stimulation vont certainement faire grimper les coûts de production, mais mettent en abondance du gaz. Actuellement, produire du gaz non conventionnel aux Etats-Unis coûte entre 3,5 et 5 dollars par MBTU, 2 à 3 fois plus cher que de produire du gaz conventionnel. Un certain engouement pour les gaz non conventionnels américains se fait sentir chez les compagnies. En 2008, Shell a acquis les Tight Gas de Duvernay au Canada, pour 5,8 milliards de dollars. BP s’est placé dans l’Arkansas et l’Oklahoma, StatoilHydro l’a suivi. Shell a amassé des positions importantes à Haynesville, en Louisiane, en partenariat avec Encana. En mai, l’Italienne Eni s’est associée à Quicksilver Resources pour développer des gaz de schistes au Texas. Enfin, en juillet, BG group a augmenté ses réserves de 5 % en prenant des parts dans des champs gaziers non-conventionnels au Texas et en Louisiane. Cet accroissement des ressources totales, est attribué principalement aux gaz de schiste (Shale Gas), qui a fait l’objet d’intenses efforts d’Exploration-Production, ces dernières années. Les dernières estimations des réserves de gaz de schiste s’élèvent à plus de 17.248 milliards m3 (616 Tcf), soit environ le tiers des ressources de gaz naturel des Etats-Unis. Un rapport du « Potential Gas Committee » présenté durant la dernière conférence organisée par l’American Gas Association à Washington, détaille les régions potentielles. Ainsi la région du Golf du Mexique – qui comprend les gaz de schiste de Louisiane (Haynesville) et l’est du Texas – aurait un potentiel d’environ 12.740 milliards de m3 (455Tcf) ; les montagnes rocheuses – avec 10.472 milliards m3 (374 Tcf) – comprend également les gaz provenant des Tight sands et Coalbed Methane dans le Wyoming, Colorado, Utah, Nouveau Mexique, ainsi que les Etats environnants. Néanmoins, les plus grandes découvertes de gaz non conventionnel, ont été faites dans la région Atlantique, avec plus de 9.352 milliards m3 (334 Tcf), soit 2.576 milliards m3 (92 Tcf) de plus que des estimations précédentes, avec l’émergence du « Marcellus Shales » dans le bassin des Appalaches. Le directeur du « Potential Gas Committee », le Dr John Curtis a indiqué lors de cette conférence que beaucoup de formations de schistes demeurent inexplorées ou sont encore sous-explorées aux Etats-Unis. C’est la fin des vaches grâces pour l’Amérique et les pays fortement industrialisés du temps ou le gaz et le pétrole se trouvaient à fleur du sol en abondance, ils iront chercher leur carbone sur les panneaux solaires, sous les moulins à vent, des décharges publiques et pourquoi pas des excréments indous. Aucune autre source d’énergie n’égalera la magnificence de la flamme bleue du gaz naturel.
L’Europe dépendra toujours du gaz naturel L’Europe du gaz regroupe 25 pays qui consomment environ 480 milliards de m3, soit 19 % du marché mondial. Mais l’Europe importe plus de la moitié de sa consommation, laquelle progresse de 5% par an. Ses principaux fournisseurs sont la Russie, la Norvège et l’Algérie, puis le Nigeria, le Qatar et l’Égypte. Le 1/4 du gaz consommé dans l’Union Européenne provient de Russie dont l’exportation est assurée tant mieux que mal par un seul acteur, Gazprom. En 2020, l’Union Européenne sera dépendante totalement de l’importation du gaz naturel et liquéfié (GNL). L’Amérique du Nord n’a pas encore le monopole du gaz non conventionnel, mais déjà l’excitation gagne l’Europe, suite à la découverte de plusieurs gisements de gaz de schistes. L’Europe déclare avoir dénombré quelques gisements pouvant contenir environ 850 Gm3 de réserves, dans des réservoirs éparpillés et discontinus bien loin des structures géantes américaines ou leur exploitation deviendra excessivement chère.
L’Europe n’a pas assez ou presque pas de gaz non conventionnel, mais possède l’atout de se faire approvisionner en gaz conventionnel par voie terrestre (gazoducs transméditerranéens) et par cargaison de GNL. Ses fournisseurs traditionnels sont, l’Algérie, la Norvège et la Russie. En 2008, 25 % du gaz consommé dans l’Union européenne provenait de Russie avec des risques de coupure en plein hivers, donc le marché russe reste menaçant et 10 % assuré par l’’Algérie (celui-ci est plus rassurant) et 15 % du gaz étaient issus d’importations de diverses provenances. Les projets de terminaux foisonnent en Europe. Le plus grand est entré en service en octobre à South Hook, au Royaume-Uni. Il traitera 21 Gm3/an de gaz qatari à partir de 2010. La France détient une capacité d’importation de GNL d’environ 25 Gm3/an, via les terminaux de Fos Tonkin, de Montoir-de-Bretagne et de Fos-Cavaou, ce dernier fonctionnant à 20 % de sa capacité. Deux autres projets, emmenés respectivement par EdF à Dunkerque et Poweo au Havre, permettraient de doubler cette capacité à 50 Gm3/an à l’horizon 2020. Mais ces projets se heurtent à une forte opposition locale. 4Gas, qui voulait construire un terminal dans la zone portuaire de Bordeaux, s’est retirée par faute de moyens financiers. Des experts écologistes optent pour les installations flottantes de regazéification, amarrées à 50 km des côtes, sont-elles la solution d’avenir ? GDF Suez y croit et prévoit un tel projet, appelé Triton, au large de l’Italie. Le marché du GNL en Europe est florissant.
Total et GdF Suez sont les deux grands groupes français présents sur la scène gazière. Si Total se trouve sur tous les grands sites amont de la planète, GdF Suez est concentré sur l’Europe. Mais le déclin des ressources en mer du Nord le pousse à diversifier son portefeuille. En juin, GdF Suez a rejoint Total sur
En octobre, les deux groupes se sont associés pour mettre la main sur 25 % du champ kazakh de Khvalynskoye, en mer Caspienne. Total (17 %) et GdF Suez (8 %) se trouvent ainsi partenaires de Lukoil (50 %) et KazMunaiGas (25 %). Et EdF ? L’électricien reste discret. Il détient 3 Gm3 de réserves en mer du Nord via sa filiale italienne Edison, qui a produit environ 1 Gm3 en 2008. Sa production doublerait d’ici à 2013 suite à l’achat début 2009 du permis égyptien d’Abu Qir. Mais le PDG d’EdF, Henri Proglio, envisagerait à demi-mots de se séparer d’Edison. Pour 2009, Cedigaz prévoit un recul de 10% à 15% des échanges par gazoducs. Outre la contraction des échanges intra-CEI (estimée à 60 Gm3 en 2009), ces échanges se sont réduits fortement entre l’Europe et ses principaux fournisseurs (Algérie, Russie, Pays Bas) mais aussi entre le Canada et les Etats-Unis, la Bolivie et le Brésil, le Myanmar et la Thaïlande. « Dans ces conditions, l’Europe a-t-elle besoin de trois nouveaux gazoducs : Nord Stream, South Stream et Nabucco (se référer aux articles de Y.Mérabet sur le Quotidien D’Oran ‘ La guerre du gaz’ ) et qui s’engagera aujourd’hui pour financer de tels projets ? », s’interrogent les experts.
Pour la filière gaz, l’embellissement ne viendra pas plus du côté du gaz naturel liquéfié (GNL). En effet, dès 2008 les volumes de gaz transportés par méthaniers ont fléchi (-0,2%), à cause de la forte contraction des importations américaines de GNL qui n’ont représenté que 18,3% du commerce GNL mondial. Or, le repositionnement vers le gaz non-conventionnel qui s’opère aux Etats-Unis au détriment du GNL, n’en a pas fini de modifier la temporairement la donne, tant sur le marché américain qu’au plan mondial. Autre source d’inquiétude : la mise sur le marché de capacités additionnelles de liquéfaction (57 Gm3) et de regazéification (260 Gm3) entre 2009 et 2013. Ces surcapacités conduiront à des taux d’utilisation très faibles des terminaux d’importation GNL. Résultat : dans les prochaines années l’offre de GNL surpassera fortement la demande gazière globale, avec pour conséquence une pression accrue sur les prix. Une demande globale qui, selon Cedigaz, devrait reculer de 5% à 6,5% en 2009. La mise sur le marché d’une offre disponible supérieure de 100 Gm3 ces deux dernières années, combinée à une forte réduction de la demande, rallongera jusqu’à 2015-2016 la période actuelle de bulle gazière.
Dans ce contexte, les stockages de gaz naturel apparaissent plus que jamais comme un outil de régulation indispensable pour contrecarrer partiellement les déséquilibres du marché. La crise économique a provoqué des bouleversements sur l’évolution des prix avec comme conséquence principale une déconnexion prononcée entre les prix du gaz et les prix du pétrole, liée à la progression de production de gaz non conventionnel aux Etats-Unis et à la surabondance de l’offre de GNL. Cette nouvelle configuration des prix n’apparaît pas soutenable à terme et suscite des questions relatives à l’indexation des prix du gaz aux prix du pétrole dans les contrats long terme en Europe et en Asie. Pour cela, dans le cadre d’une politique énergétique européenne qui reste à construire, elle doit se désengager de la contrainte Russo-ukrainienne et donner plus de poids aux approvisionnements de GNL en développant les stations de regazéification et de stockage sur ses côtes. Près de 40 projets de terminaux de regazéification du GNL verront le jour ces dernières années
L’essor du GNL sera t-il compromit par les gaz non conventionnels ? La production nord-américaine de gaz est purement locale, mais elle ne peut répondre à la croissance de la consommation. L’émergence récente du gaz non conventionnel aux Etats-Unis modifie la donne, notamment la création d’un marché mondial du GNL qui semblait acquise. Depuis 1985, la production gazière a diminué régulièrement aux Etats-Unis mais la demande était couverte par les importations en provenance du Canada. Puis le plafonnement des exportations canadiennes a généré un boom du GNL. Mais, parallèlement, « la flambée des prix du gaz aux USA et les progrès techniques ont conduit à une croissance forte de la production des gaz non conventionnels », souligne Olivier Appert, le président de l’IFP. Au point que la production de ces derniers (c’est-à-dire gaz de houille, gaz de schistes et « shale gas », moins chers à produire, dépasse aujourd’hui celle du gaz conventionnel : leur part dans l’approvisionnement en gaz passant de 39 % en 2007 à 44 % en 2008 ! Cette nouvelle donne aura un impact non négligeable sur le marché américain comme sur le marché mondial. Aux Etats-Unis tout d’abord, où les perspectives d’avenir du GNL s’assombrissent : le Department of Energy a revu à la baisse sa prévisions de demande de GNL de plus de 60 % à l’horizon en 2020; d’où le gel voire l’abandon de plusieurs projets de regazéification. Au plan mondial ensuite, la forte décrue des importations américaines a , non seulement, pesé sur les ventes « spot » de GNL en 2008 (en recul de 9,2%) mais elle a aussi eu pour effet, par un jeu de bascule, de donner un avantage compétitif au GNL dans le bassin atlantique. Dans cette zone, la hausse des importations (entre 10 et 15 Gm3 prévus en 2009) devrait compenser la forte contraction des volumes importés dans les trois principaux marchés asiatiques Japon, Corée du Sud et Taïwan qui, de janvier à septembre 2009 ont enregistré des baisses respectives de 8,2% ; 13,9% et 12,5%. En effet, la production de gaz de schiste a contribué à une certaine surabondance de gaz sur le marché américain seulement. En fait, la production de gaz s’est maintenue, même si le nombre de puits forés a chuté de 50% par rapport à l’année 2008. Les données hebdomadaires de la « Energy Information Administration » révèlent que les stocks de gaz souterrains se sont remplis inhabituellement trop vite, et devraient atteindre leur pleine capacité avant la fin de la saison (le 21 août 2009). L’activité des forages horizontaux continue d’augmenter dans les prolifiques formations de gaz shales « Marcellus et Haynesville », malgré la baisse des forages dans le reste des Etats-Unis. Autre préoccupation : les spéculations relatives à l’arrivée d’une nouvelle vague de GNL à la fin de cet été (2009), qui exacerbera la situation de surabondance (oversupply). Certains experts de la Barclays estiment que cette situation risque de durer sur le marché du gaz naturel nord-américain.
Conclusion Le gaz naturel va devenir la première ressource d’énergie primaire au monde en raison de sa disponibilité, de son prix, de la multiplicité des moyens d’approvisionnements et surtout de la contrainte climatique qui va condamner progressivement l’usage du charbon et certainement les gaz non conventionnels.
Les liquides de gaz naturel (LGN) sont les hydrocarbures les plus lourds (éthane, propane, butane et pentane)
Arch. ASFIR et Cedi gaz,
Expert en énergie
Article censuré par la presse algérienne francophone
Article censuré par la presse francophone algérienne
22 janvier 2010 à 12 12 35 01351
Les américains prennent de vitesse le GNL16.
Energie /GNL-16
Le gaz naturel non-conventionnel (NCG), une nouvelle donne sur le marché du GNL Par : Y.Mérabet
Précisions pour comprendre cet article : Le gaz naturel non conventionnel (NCG) comprend :
- Le gaz provenant de sables ou carbonates (tight gas) – Le gaz de houille (coalbed méthane)
- Les gaz de schiste (shale gas)
Qu’est-ce qu’un gaz non-conventionnel (NCG)? C’est un gaz combustible comme le gaz naturel, c’est sa provenance qui le fait différencier des gaz conventionnels. Celui-ci qui fut récupéré des fonds baptismaux de l’histoire par les Etats-Unis en plein malaise économique et au vue d’une grandissante dépendance énergétique de l’étranger, il fut découvert par les chinois il y’a 8000 ans. Le NCG regroupe des accumulations souvent peu concentrées dans des réservoirs de faible perméabilité où des méthodes d’extraction spécifiques sont requises. Le Tight Gas est contenu dans du grès très peu perméable d’où il est difficile d’extirper les molécules. Le gaz de schiste, quant à lui, est l’ancêtre géologique du gaz conventionnel. Le gaz naturel se forme en effet dans des roches mères organiques, des schistes noirs à grains fins. Au cours du temps, le gaz naturel migre peu à peu vers des roches plus poreuses pour devenir du gaz « conventionnel ». Le gaz de schiste est ainsi du gaz piégé dans la roche qui l’a vu naître. Enfin, pour compléter le tableau, il faut citer le gaz de houille (ou CBM pour Coal Bed Methane), qui provient de la transformation du charbon par un traitement de regazéification, qui s’effectue en surface. La montée du prix du baril de pétrole extrapolé de celui du gaz et l’annonce de l’épuisement des réserves mondiales d’hydrocarbures, ont incité les Etats-Unis (premier consommateur mondial) a compenser son déficit énergétique en développant l’exploitation des schistes et beaucoup de grands gisement ont été mis à jour à partir de 2007. En effet, les réserves prouvées ont augmenté de 50 % et comptent aujourd’hui pour environ 9 % des réserves gazières totales américaines. Selon le cabinet international ICF, le gaz de schiste représentera 21 % de la production gazière aux Etats-Unis (hors Alaska) en 2020, contre 8 % en 2007. En parallèle, le Tight Gas participera à 40 % du mix gazier produit en 2020, contre 31 % en 2007. Le Canada possède également des réserves de gaz naturel non conventionnel qui proviennent de filons de charbon (méthane de houille), de roches de faible perméabilité (gaz de formation à faible perméabilité) et de shale (gaz de schiste). La production de gaz naturel non conventionnel en est qu’à ses débuts au Canada. Les réserves de gaz naturel non conventionnel ne sont pas encore répertoriées sur carte. Le gaz non conventionnel pourrait ainsi devenir une source d’énergie de choix pour produire de l’électricité en attendant le renouveau du nucléaire, c’est pour cette raison que les Etats-Unis ignorent le protocole de KYOTO et narguent les résolutions du sommet de Copenhague afin d’épargner son économie des lourdes pénalisations qui risqueront de paralyser son économie. Mais, selon l’AIE, il faudra que les gaz non conventionnels deviennent rapidement « propre », entendez par là que les centrales électriques à gaz soient associées à un système CCS de captage/stockage du CO2 pour enfouir dans le sol les rejets carbonés, une facilité d’emploi du gaz ‘sale’ accordée aux américains, une infraction au sauf-conduit du protocole de Kyoto de L’AIE. Sachant bien que le CCS est un système qui accentue la pollution de la croute terrestre, une solution hypocrite aux conséquences dramatiques. Dans ses dernières recommandations datées du 10 novembre 2009, l’agence internationale de l’énergie milite pour que la consommation des hydrocarbures « sales » diminue. Si la politique énergétique américaine a consisté ces dernières années à multiplier les terminaux d’importation GNL pour répondre à l’augmentation de la demande domestique, certains estiment que les Etats-Unis ne pourraient renoncer à l’importation massive du gaz conventionnel (GNL) , le gaz naturel est trop parfait pour être abandonner par les ménagères américaines au détriment d’un autre gaz ‘sale’. Apprécié pour sa consommation. « Propre », sa combustion dégage moins de gaz à effet de serre que le pétrole et beaucoup moins encore que le charbon et les gaz non conventionnels. Flexible, il est disponible en permanence pour l’utilisateur final, qu’il s’agisse d’usages domestiques, collectifs ou industriels. Efficace, il permet d’atteindre des rendements énergétiques très élevés dans les centrales électriques de dernière génération, réduisant d’autant les consommations énergétiques et les émissions atmosphériques. Deuxième hydrocarbure polluant après le charbon les NCG restent une préoccupation marginale auprès des pays d’aisance énergétique. La mise sur le marché des gaz non conventionnels fera certainement grimper le prix de l’Unité des 1000 m3 du gaz conventionnel au vue de son extraction difficile et de son aspect technique ‘sale et corrosif’ qui diminue ses capacités techniques pour le stockage et l’exclu de la liste des gaz ‘fluide moteur’ devant assister la production des puits des puits d’huile.
Les schistes pour compenser le déficit des réserves américaines Quelque soit le prix à payer, l’Amérique veut coute que coute assurer son indépendance énergétique, vis-à-vis de l’étranger, vulnérable aux crises énergétiques et voilà qu’une zone de production majeure inattendue vient à la rescousse de la pénurie locale de l’énergie conventionnelle. Aux Etats-Unis, l’exploitation gazière montre un rebond depuis 2007 après dix ans de stagnation ou de déclin. Ce renversement de tendance est dû à l’essor des gaz non-conventionnels, en particulier les gaz de schistes et les tight gas, qui ont représenté 51 % des gaz extraits aux Etats-Unis en 2008 (sur 582 Gm3). Nichés dans les Etats du Texas, de Pennsylvanie, du Wyoming, du Colorado, de l’Oklahoma et de la Louisiane, leurs réserves atteignent 21 000 Gm3, contre 6 100 Gm3 en 2006 ! L’exploitation des gaz non conventionnels (NCG) est certes revient très chère et plus polluante que celle du gaz classique, mais la multiplication du forage horizontal et les nouvelles techniques de stimulation vont certainement faire grimper les coûts de production, mais mettent en abondance du gaz. Actuellement, produire du gaz non conventionnel aux Etats-Unis coûte entre 3,5 et 5 dollars par MBTU, 2 à 3 fois plus cher que de produire du gaz conventionnel. Un certain engouement pour les gaz non conventionnels américains se fait sentir chez les compagnies. En 2008, Shell a acquis les Tight Gas de Duvernay au Canada, pour 5,8 milliards de dollars. BP s’est placé dans l’Arkansas et l’Oklahoma, StatoilHydro l’a suivi. Shell a amassé des positions importantes à Haynesville, en Louisiane, en partenariat avec Encana. En mai, l’Italienne Eni s’est associée à Quicksilver Resources pour développer des gaz de schistes au Texas. Enfin, en juillet, BG group a augmenté ses réserves de 5 % en prenant des parts dans des champs gaziers non-conventionnels au Texas et en Louisiane. Cet accroissement des ressources totales, est attribué principalement aux gaz de schiste (Shale Gas), qui a fait l’objet d’intenses efforts d’Exploration-Production, ces dernières années. Les dernières estimations des réserves de gaz de schiste s’élèvent à plus de 17.248 milliards m3 (616 Tcf), soit environ le tiers des ressources de gaz naturel des Etats-Unis. Un rapport du « Potential Gas Committee » présenté durant la dernière conférence organisée par l’American Gas Association à Washington, détaille les régions potentielles. Ainsi la région du Golf du Mexique – qui comprend les gaz de schiste de Louisiane (Haynesville) et l’est du Texas – aurait un potentiel d’environ 12.740 milliards de m3 (455Tcf) ; les montagnes rocheuses – avec 10.472 milliards m3 (374 Tcf) – comprend également les gaz provenant des Tight sands et Coalbed Methane dans le Wyoming, Colorado, Utah, Nouveau Mexique, ainsi que les Etats environnants. Néanmoins, les plus grandes découvertes de gaz non conventionnel, ont été faites dans la région Atlantique, avec plus de 9.352 milliards m3 (334 Tcf), soit 2.576 milliards m3 (92 Tcf) de plus que des estimations précédentes, avec l’émergence du « Marcellus Shales » dans le bassin des Appalaches. Le directeur du « Potential Gas Committee », le Dr John Curtis a indiqué lors de cette conférence que beaucoup de formations de schistes demeurent inexplorées ou sont encore sous-explorées aux Etats-Unis. C’est la fin des vaches grâces pour l’Amérique et les pays fortement industrialisés du temps ou le gaz et le pétrole se trouvaient à fleur du sol en abondance, ils iront chercher leur carbone sur les panneaux solaires, sous les moulins à vent, des décharges publiques et pourquoi pas des excréments indous. Aucune autre source d’énergie n’égalera la magnificence de la flamme bleue du gaz naturel.
L’Europe dépendra toujours du gaz naturel L’Europe du gaz regroupe 25 pays qui consomment environ 480 milliards de m3, soit 19 % du marché mondial. Mais l’Europe importe plus de la moitié de sa consommation, laquelle progresse de 5% par an. Ses principaux fournisseurs sont la Russie, la Norvège et l’Algérie, puis le Nigeria, le Qatar et l’Égypte. Le 1/4 du gaz consommé dans l’Union Européenne provient de Russie dont l’exportation est assurée tant mieux que mal par un seul acteur, Gazprom. En 2020, l’Union Européenne sera dépendante totalement de l’importation du gaz naturel et liquéfié (GNL). L’Amérique du Nord n’a pas encore le monopole du gaz non conventionnel, mais déjà l’excitation gagne l’Europe, suite à la découverte de plusieurs gisements de gaz de schistes. L’Europe déclare avoir dénombré quelques gisements pouvant contenir environ 850 Gm3 de réserves, dans des réservoirs éparpillés et discontinus bien loin des structures géantes américaines ou leur exploitation deviendra excessivement chère.
L’Europe n’a pas assez ou presque pas de gaz non conventionnel, mais possède l’atout de se faire approvisionner en gaz conventionnel par voie terrestre (gazoducs transméditerranéens) et par cargaison de GNL. Ses fournisseurs traditionnels sont, l’Algérie, la Norvège et la Russie. En 2008, 25 % du gaz consommé dans l’Union européenne provenait de Russie avec des risques de coupure en plein hivers, donc le marché russe reste menaçant et 10 % assuré par l’’Algérie (celui-ci est plus rassurant) et 15 % du gaz étaient issus d’importations de diverses provenances. Les projets de terminaux foisonnent en Europe. Le plus grand est entré en service en octobre à South Hook, au Royaume-Uni. Il traitera 21 Gm3/an de gaz qatari à partir de 2010. La France détient une capacité d’importation de GNL d’environ 25 Gm3/an, via les terminaux de Fos Tonkin, de Montoir-de-Bretagne et de Fos-Cavaou, ce dernier fonctionnant à 20 % de sa capacité. Deux autres projets, emmenés respectivement par EdF à Dunkerque et Poweo au Havre, permettraient de doubler cette capacité à 50 Gm3/an à l’horizon 2020. Mais ces projets se heurtent à une forte opposition locale. 4Gas, qui voulait construire un terminal dans la zone portuaire de Bordeaux, s’est retirée par faute de moyens financiers. Des experts écologistes optent pour les installations flottantes de regazéification, amarrées à 50 km des côtes, sont-elles la solution d’avenir ? GDF Suez y croit et prévoit un tel projet, appelé Triton, au large de l’Italie. Le marché du GNL en Europe est florissant.
Total et GdF Suez sont les deux grands groupes français présents sur la scène gazière. Si Total se trouve sur tous les grands sites amont de la planète, GdF Suez est concentré sur l’Europe. Mais le déclin des ressources en mer du Nord le pousse à diversifier son portefeuille. En juin, GdF Suez a rejoint Total sur
En octobre, les deux groupes se sont associés pour mettre la main sur 25 % du champ kazakh de Khvalynskoye, en mer Caspienne. Total (17 %) et GdF Suez (8 %) se trouvent ainsi partenaires de Lukoil (50 %) et KazMunaiGas (25 %). Et EdF ? L’électricien reste discret. Il détient 3 Gm3 de réserves en mer du Nord via sa filiale italienne Edison, qui a produit environ 1 Gm3 en 2008. Sa production doublerait d’ici à 2013 suite à l’achat début 2009 du permis égyptien d’Abu Qir. Mais le PDG d’EdF, Henri Proglio, envisagerait à demi-mots de se séparer d’Edison. Pour 2009, Cedigaz prévoit un recul de 10% à 15% des échanges par gazoducs. Outre la contraction des échanges intra-CEI (estimée à 60 Gm3 en 2009), ces échanges se sont réduits fortement entre l’Europe et ses principaux fournisseurs (Algérie, Russie, Pays Bas) mais aussi entre le Canada et les Etats-Unis, la Bolivie et le Brésil, le Myanmar et la Thaïlande. « Dans ces conditions, l’Europe a-t-elle besoin de trois nouveaux gazoducs : Nord Stream, South Stream et Nabucco (se référer aux articles de Y.Mérabet sur le Quotidien D’Oran ‘ La guerre du gaz’ ) et qui s’engagera aujourd’hui pour financer de tels projets ? », s’interrogent les experts.
Pour la filière gaz, l’embellissement ne viendra pas plus du côté du gaz naturel liquéfié (GNL). En effet, dès 2008 les volumes de gaz transportés par méthaniers ont fléchi (-0,2%), à cause de la forte contraction des importations américaines de GNL qui n’ont représenté que 18,3% du commerce GNL mondial. Or, le repositionnement vers le gaz non-conventionnel qui s’opère aux Etats-Unis au détriment du GNL, n’en a pas fini de modifier la temporairement la donne, tant sur le marché américain qu’au plan mondial. Autre source d’inquiétude : la mise sur le marché de capacités additionnelles de liquéfaction (57 Gm3) et de regazéification (260 Gm3) entre 2009 et 2013. Ces surcapacités conduiront à des taux d’utilisation très faibles des terminaux d’importation GNL. Résultat : dans les prochaines années l’offre de GNL surpassera fortement la demande gazière globale, avec pour conséquence une pression accrue sur les prix. Une demande globale qui, selon Cedigaz, devrait reculer de 5% à 6,5% en 2009. La mise sur le marché d’une offre disponible supérieure de 100 Gm3 ces deux dernières années, combinée à une forte réduction de la demande, rallongera jusqu’à 2015-2016 la période actuelle de bulle gazière.
Dans ce contexte, les stockages de gaz naturel apparaissent plus que jamais comme un outil de régulation indispensable pour contrecarrer partiellement les déséquilibres du marché. La crise économique a provoqué des bouleversements sur l’évolution des prix avec comme conséquence principale une déconnexion prononcée entre les prix du gaz et les prix du pétrole, liée à la progression de production de gaz non conventionnel aux Etats-Unis et à la surabondance de l’offre de GNL. Cette nouvelle configuration des prix n’apparaît pas soutenable à terme et suscite des questions relatives à l’indexation des prix du gaz aux prix du pétrole dans les contrats long terme en Europe et en Asie. Pour cela, dans le cadre d’une politique énergétique européenne qui reste à construire, elle doit se désengager de la contrainte Russo-ukrainienne et donner plus de poids aux approvisionnements de GNL en développant les stations de regazéification et de stockage sur ses côtes. Près de 40 projets de terminaux de regazéification du GNL verront le jour ces dernières années
L’essor du GNL sera t-il compromit par les gaz non conventionnels ? La production nord-américaine de gaz est purement locale, mais elle ne peut répondre à la croissance de la consommation. L’émergence récente du gaz non conventionnel aux Etats-Unis modifie la donne, notamment la création d’un marché mondial du GNL qui semblait acquise. Depuis 1985, la production gazière a diminué régulièrement aux Etats-Unis mais la demande était couverte par les importations en provenance du Canada. Puis le plafonnement des exportations canadiennes a généré un boom du GNL. Mais, parallèlement, « la flambée des prix du gaz aux USA et les progrès techniques ont conduit à une croissance forte de la production des gaz non conventionnels », souligne Olivier Appert, le président de l’IFP. Au point que la production de ces derniers (c’est-à-dire gaz de houille, gaz de schistes et « shale gas », moins chers à produire, dépasse aujourd’hui celle du gaz conventionnel : leur part dans l’approvisionnement en gaz passant de 39 % en 2007 à 44 % en 2008 ! Cette nouvelle donne aura un impact non négligeable sur le marché américain comme sur le marché mondial. Aux Etats-Unis tout d’abord, où les perspectives d’avenir du GNL s’assombrissent : le Department of Energy a revu à la baisse sa prévisions de demande de GNL de plus de 60 % à l’horizon en 2020; d’où le gel voire l’abandon de plusieurs projets de regazéification. Au plan mondial ensuite, la forte décrue des importations américaines a , non seulement, pesé sur les ventes « spot » de GNL en 2008 (en recul de 9,2%) mais elle a aussi eu pour effet, par un jeu de bascule, de donner un avantage compétitif au GNL dans le bassin atlantique. Dans cette zone, la hausse des importations (entre 10 et 15 Gm3 prévus en 2009) devrait compenser la forte contraction des volumes importés dans les trois principaux marchés asiatiques Japon, Corée du Sud et Taïwan qui, de janvier à septembre 2009 ont enregistré des baisses respectives de 8,2% ; 13,9% et 12,5%. En effet, la production de gaz de schiste a contribué à une certaine surabondance de gaz sur le marché américain seulement. En fait, la production de gaz s’est maintenue, même si le nombre de puits forés a chuté de 50% par rapport à l’année 2008. Les données hebdomadaires de la « Energy Information Administration » révèlent que les stocks de gaz souterrains se sont remplis inhabituellement trop vite, et devraient atteindre leur pleine capacité avant la fin de la saison (le 21 août 2009). L’activité des forages horizontaux continue d’augmenter dans les prolifiques formations de gaz shales « Marcellus et Haynesville », malgré la baisse des forages dans le reste des Etats-Unis. Autre préoccupation : les spéculations relatives à l’arrivée d’une nouvelle vague de GNL à la fin de cet été (2009), qui exacerbera la situation de surabondance (oversupply). Certains experts de la Barclays estiment que cette situation risque de durer sur le marché du gaz naturel nord-américain.
Conclusion Le gaz naturel va devenir la première ressource d’énergie primaire au monde en raison de sa disponibilité, de son prix, de la multiplicité des moyens d’approvisionnements et surtout de la contrainte climatique qui va condamner progressivement l’usage du charbon et certainement les gaz non conventionnels.
Les liquides de gaz naturel (LGN) sont les hydrocarbures les plus lourds (éthane, propane, butane et pentane)
Arch. ASFIR et Cedi gaz,
Expert en énergie
Article censuré par la presse algérienne francophone
22 janvier 2010 à 12 12 37 01371
Energie /GNL-16
Le gaz naturel non-conventionnel (NCG), une nouvelle donne sur le marché du GNL Par : Y.Mérabet
Précisions pour comprendre cet article : Le gaz naturel non conventionnel (NCG) comprend :
- Le gaz provenant de sables ou carbonates (tight gas) – Le gaz de houille (coalbed méthane)
- Les gaz de schiste (shale gas)
Qu’est-ce qu’un gaz non-conventionnel (NCG)? C’est un gaz combustible comme le gaz naturel, c’est sa provenance qui le fait différencier des gaz conventionnels. Celui-ci qui fut récupéré des fonds baptismaux de l’histoire par les Etats-Unis en plein malaise économique et au vue d’une grandissante dépendance énergétique de l’étranger, il fut découvert par les chinois il y’a 8000 ans. Le NCG regroupe des accumulations souvent peu concentrées dans des réservoirs de faible perméabilité où des méthodes d’extraction spécifiques sont requises. Le Tight Gas est contenu dans du grès très peu perméable d’où il est difficile d’extirper les molécules. Le gaz de schiste, quant à lui, est l’ancêtre géologique du gaz conventionnel. Le gaz naturel se forme en effet dans des roches mères organiques, des schistes noirs à grains fins. Au cours du temps, le gaz naturel migre peu à peu vers des roches plus poreuses pour devenir du gaz « conventionnel ». Le gaz de schiste est ainsi du gaz piégé dans la roche qui l’a vu naître. Enfin, pour compléter le tableau, il faut citer le gaz de houille (ou CBM pour Coal Bed Methane), qui provient de la transformation du charbon par un traitement de regazéification, qui s’effectue en surface. La montée du prix du baril de pétrole extrapolé de celui du gaz et l’annonce de l’épuisement des réserves mondiales d’hydrocarbures, ont incité les Etats-Unis (premier consommateur mondial) a compenser son déficit énergétique en développant l’exploitation des schistes et beaucoup de grands gisement ont été mis à jour à partir de 2007. En effet, les réserves prouvées ont augmenté de 50 % et comptent aujourd’hui pour environ 9 % des réserves gazières totales américaines. Selon le cabinet international ICF, le gaz de schiste représentera 21 % de la production gazière aux Etats-Unis (hors Alaska) en 2020, contre 8 % en 2007. En parallèle, le Tight Gas participera à 40 % du mix gazier produit en 2020, contre 31 % en 2007. Le Canada possède également des réserves de gaz naturel non conventionnel qui proviennent de filons de charbon (méthane de houille), de roches de faible perméabilité (gaz de formation à faible perméabilité) et de shale (gaz de schiste). La production de gaz naturel non conventionnel en est qu’à ses débuts au Canada. Les réserves de gaz naturel non conventionnel ne sont pas encore répertoriées sur carte. Le gaz non conventionnel pourrait ainsi devenir une source d’énergie de choix pour produire de l’électricité en attendant le renouveau du nucléaire, c’est pour cette raison que les Etats-Unis ignorent le protocole de KYOTO et narguent les résolutions du sommet de Copenhague afin d’épargner son économie des lourdes pénalisations qui risqueront de paralyser son économie. Mais, selon l’AIE, il faudra que les gaz non conventionnels deviennent rapidement « propre », entendez par là que les centrales électriques à gaz soient associées à un système CCS de captage/stockage du CO2 pour enfouir dans le sol les rejets carbonés, une facilité d’emploi du gaz ‘sale’ accordée aux américains, une infraction au sauf-conduit du protocole de Kyoto de L’AIE. Sachant bien que le CCS est un système qui accentue la pollution de la croute terrestre, une solution hypocrite aux conséquences dramatiques. Dans ses dernières recommandations datées du 10 novembre 2009, l’agence internationale de l’énergie milite pour que la consommation des hydrocarbures « sales » diminue. Si la politique énergétique américaine a consisté ces dernières années à multiplier les terminaux d’importation GNL pour répondre à l’augmentation de la demande domestique, certains estiment que les Etats-Unis ne pourraient renoncer à l’importation massive du gaz conventionnel (GNL) , le gaz naturel est trop parfait pour être abandonner par les ménagères américaines au détriment d’un autre gaz ‘sale’. Apprécié pour sa consommation. « Propre », sa combustion dégage moins de gaz à effet de serre que le pétrole et beaucoup moins encore que le charbon et les gaz non conventionnels. Flexible, il est disponible en permanence pour l’utilisateur final, qu’il s’agisse d’usages domestiques, collectifs ou industriels. Efficace, il permet d’atteindre des rendements énergétiques très élevés dans les centrales électriques de dernière génération, réduisant d’autant les consommations énergétiques et les émissions atmosphériques. Deuxième hydrocarbure polluant après le charbon les NCG restent une préoccupation marginale auprès des pays d’aisance énergétique. La mise sur le marché des gaz non conventionnels fera certainement grimper le prix de l’Unité des 1000 m3 du gaz conventionnel au vue de son extraction difficile et de son aspect technique ‘sale et corrosif’ qui diminue ses capacités techniques pour le stockage et l’exclu de la liste des gaz ‘fluide moteur’ devant assister la production des puits des puits d’huile.
Les schistes pour compenser le déficit des réserves américaines Quelque soit le prix à payer, l’Amérique veut coute que coute assurer son indépendance énergétique, vis-à-vis de l’étranger, vulnérable aux crises énergétiques et voilà qu’une zone de production majeure inattendue vient à la rescousse de la pénurie locale de l’énergie conventionnelle. Aux Etats-Unis, l’exploitation gazière montre un rebond depuis 2007 après dix ans de stagnation ou de déclin. Ce renversement de tendance est dû à l’essor des gaz non-conventionnels, en particulier les gaz de schistes et les tight gas, qui ont représenté 51 % des gaz extraits aux Etats-Unis en 2008 (sur 582 Gm3). Nichés dans les Etats du Texas, de Pennsylvanie, du Wyoming, du Colorado, de l’Oklahoma et de la Louisiane, leurs réserves atteignent 21 000 Gm3, contre 6 100 Gm3 en 2006 ! L’exploitation des gaz non conventionnels (NCG) est certes revient très chère et plus polluante que celle du gaz classique, mais la multiplication du forage horizontal et les nouvelles techniques de stimulation vont certainement faire grimper les coûts de production, mais mettent en abondance du gaz. Actuellement, produire du gaz non conventionnel aux Etats-Unis coûte entre 3,5 et 5 dollars par MBTU, 2 à 3 fois plus cher que de produire du gaz conventionnel. Un certain engouement pour les gaz non conventionnels américains se fait sentir chez les compagnies. En 2008, Shell a acquis les Tight Gas de Duvernay au Canada, pour 5,8 milliards de dollars. BP s’est placé dans l’Arkansas et l’Oklahoma, StatoilHydro l’a suivi. Shell a amassé des positions importantes à Haynesville, en Louisiane, en partenariat avec Encana. En mai, l’Italienne Eni s’est associée à Quicksilver Resources pour développer des gaz de schistes au Texas. Enfin, en juillet, BG group a augmenté ses réserves de 5 % en prenant des parts dans des champs gaziers non-conventionnels au Texas et en Louisiane. Cet accroissement des ressources totales, est attribué principalement aux gaz de schiste (Shale Gas), qui a fait l’objet d’intenses efforts d’Exploration-Production, ces dernières années. Les dernières estimations des réserves de gaz de schiste s’élèvent à plus de 17.248 milliards m3 (616 Tcf), soit environ le tiers des ressources de gaz naturel des Etats-Unis. Un rapport du « Potential Gas Committee » présenté durant la dernière conférence organisée par l’American Gas Association à Washington, détaille les régions potentielles. Ainsi la région du Golf du Mexique – qui comprend les gaz de schiste de Louisiane (Haynesville) et l’est du Texas – aurait un potentiel d’environ 12.740 milliards de m3 (455Tcf) ; les montagnes rocheuses – avec 10.472 milliards m3 (374 Tcf) – comprend également les gaz provenant des Tight sands et Coalbed Methane dans le Wyoming, Colorado, Utah, Nouveau Mexique, ainsi que les Etats environnants. Néanmoins, les plus grandes découvertes de gaz non conventionnel, ont été faites dans la région Atlantique, avec plus de 9.352 milliards m3 (334 Tcf), soit 2.576 milliards m3 (92 Tcf) de plus que des estimations précédentes, avec l’émergence du « Marcellus Shales » dans le bassin des Appalaches. Le directeur du « Potential Gas Committee », le Dr John Curtis a indiqué lors de cette conférence que beaucoup de formations de schistes demeurent inexplorées ou sont encore sous-explorées aux Etats-Unis. C’est la fin des vaches grâces pour l’Amérique et les pays fortement industrialisés du temps ou le gaz et le pétrole se trouvaient à fleur du sol en abondance, ils iront chercher leur carbone sur les panneaux solaires, sous les moulins à vent, des décharges publiques et pourquoi pas des excréments indous. Aucune autre source d’énergie n’égalera la magnificence de la flamme bleue du gaz naturel.
L’Europe dépendra toujours du gaz naturel L’Europe du gaz regroupe 25 pays qui consomment environ 480 milliards de m3, soit 19 % du marché mondial. Mais l’Europe importe plus de la moitié de sa consommation, laquelle progresse de 5% par an. Ses principaux fournisseurs sont la Russie, la Norvège et l’Algérie, puis le Nigeria, le Qatar et l’Égypte. Le 1/4 du gaz consommé dans l’Union Européenne provient de Russie dont l’exportation est assurée tant mieux que mal par un seul acteur, Gazprom. En 2020, l’Union Européenne sera dépendante totalement de l’importation du gaz naturel et liquéfié (GNL). L’Amérique du Nord n’a pas encore le monopole du gaz non conventionnel, mais déjà l’excitation gagne l’Europe, suite à la découverte de plusieurs gisements de gaz de schistes. L’Europe déclare avoir dénombré quelques gisements pouvant contenir environ 850 Gm3 de réserves, dans des réservoirs éparpillés et discontinus bien loin des structures géantes américaines ou leur exploitation deviendra excessivement chère.
L’Europe n’a pas assez ou presque pas de gaz non conventionnel, mais possède l’atout de se faire approvisionner en gaz conventionnel par voie terrestre (gazoducs transméditerranéens) et par cargaison de GNL. Ses fournisseurs traditionnels sont, l’Algérie, la Norvège et la Russie. En 2008, 25 % du gaz consommé dans l’Union européenne provenait de Russie avec des risques de coupure en plein hivers, donc le marché russe reste menaçant et 10 % assuré par l’’Algérie (celui-ci est plus rassurant) et 15 % du gaz étaient issus d’importations de diverses provenances. Les projets de terminaux foisonnent en Europe. Le plus grand est entré en service en octobre à South Hook, au Royaume-Uni. Il traitera 21 Gm3/an de gaz qatari à partir de 2010. La France détient une capacité d’importation de GNL d’environ 25 Gm3/an, via les terminaux de Fos Tonkin, de Montoir-de-Bretagne et de Fos-Cavaou, ce dernier fonctionnant à 20 % de sa capacité. Deux autres projets, emmenés respectivement par EdF à Dunkerque et Poweo au Havre, permettraient de doubler cette capacité à 50 Gm3/an à l’horizon 2020. Mais ces projets se heurtent à une forte opposition locale. 4Gas, qui voulait construire un terminal dans la zone portuaire de Bordeaux, s’est retirée par faute de moyens financiers. Des experts écologistes optent pour les installations flottantes de regazéification, amarrées à 50 km des côtes, sont-elles la solution d’avenir ? GDF Suez y croit et prévoit un tel projet, appelé Triton, au large de l’Italie. Le marché du GNL en Europe est florissant.
Total et GdF Suez sont les deux grands groupes français présents sur la scène gazière. Si Total se trouve sur tous les grands sites amont de la planète, GdF Suez est concentré sur l’Europe. Mais le déclin des ressources en mer du Nord le pousse à diversifier son portefeuille. En juin, GdF Suez a rejoint Total sur
En octobre, les deux groupes se sont associés pour mettre la main sur 25 % du champ kazakh de Khvalynskoye, en mer Caspienne. Total (17 %) et GdF Suez (8 %) se trouvent ainsi partenaires de Lukoil (50 %) et KazMunaiGas (25 %). Et EdF ? L’électricien reste discret. Il détient 3 Gm3 de réserves en mer du Nord via sa filiale italienne Edison, qui a produit environ 1 Gm3 en 2008. Sa production doublerait d’ici à 2013 suite à l’achat début 2009 du permis égyptien d’Abu Qir. Mais le PDG d’EdF, Henri Proglio, envisagerait à demi-mots de se séparer d’Edison. Pour 2009, Cedigaz prévoit un recul de 10% à 15% des échanges par gazoducs. Outre la contraction des échanges intra-CEI (estimée à 60 Gm3 en 2009), ces échanges se sont réduits fortement entre l’Europe et ses principaux fournisseurs (Algérie, Russie, Pays Bas) mais aussi entre le Canada et les Etats-Unis, la Bolivie et le Brésil, le Myanmar et la Thaïlande. « Dans ces conditions, l’Europe a-t-elle besoin de trois nouveaux gazoducs : Nord Stream, South Stream et Nabucco (se référer aux articles de Y.Mérabet sur le Quotidien D’Oran ‘ La guerre du gaz’ ) et qui s’engagera aujourd’hui pour financer de tels projets ? », s’interrogent les experts.
Pour la filière gaz, l’embellissement ne viendra pas plus du côté du gaz naturel liquéfié (GNL). En effet, dès 2008 les volumes de gaz transportés par méthaniers ont fléchi (-0,2%), à cause de la forte contraction des importations américaines de GNL qui n’ont représenté que 18,3% du commerce GNL mondial. Or, le repositionnement vers le gaz non-conventionnel qui s’opère aux Etats-Unis au détriment du GNL, n’en a pas fini de modifier la temporairement la donne, tant sur le marché américain qu’au plan mondial. Autre source d’inquiétude : la mise sur le marché de capacités additionnelles de liquéfaction (57 Gm3) et de regazéification (260 Gm3) entre 2009 et 2013. Ces surcapacités conduiront à des taux d’utilisation très faibles des terminaux d’importation GNL. Résultat : dans les prochaines années l’offre de GNL surpassera fortement la demande gazière globale, avec pour conséquence une pression accrue sur les prix. Une demande globale qui, selon Cedigaz, devrait reculer de 5% à 6,5% en 2009. La mise sur le marché d’une offre disponible supérieure de 100 Gm3 ces deux dernières années, combinée à une forte réduction de la demande, rallongera jusqu’à 2015-2016 la période actuelle de bulle gazière.
Dans ce contexte, les stockages de gaz naturel apparaissent plus que jamais comme un outil de régulation indispensable pour contrecarrer partiellement les déséquilibres du marché. La crise économique a provoqué des bouleversements sur l’évolution des prix avec comme conséquence principale une déconnexion prononcée entre les prix du gaz et les prix du pétrole, liée à la progression de production de gaz non conventionnel aux Etats-Unis et à la surabondance de l’offre de GNL. Cette nouvelle configuration des prix n’apparaît pas soutenable à terme et suscite des questions relatives à l’indexation des prix du gaz aux prix du pétrole dans les contrats long terme en Europe et en Asie. Pour cela, dans le cadre d’une politique énergétique européenne qui reste à construire, elle doit se désengager de la contrainte Russo-ukrainienne et donner plus de poids aux approvisionnements de GNL en développant les stations de regazéification et de stockage sur ses côtes. Près de 40 projets de terminaux de regazéification du GNL verront le jour ces dernières années
L’essor du GNL sera t-il compromit par les gaz non conventionnels ? La production nord-américaine de gaz est purement locale, mais elle ne peut répondre à la croissance de la consommation. L’émergence récente du gaz non conventionnel aux Etats-Unis modifie la donne, notamment la création d’un marché mondial du GNL qui semblait acquise. Depuis 1985, la production gazière a diminué régulièrement aux Etats-Unis mais la demande était couverte par les importations en provenance du Canada. Puis le plafonnement des exportations canadiennes a généré un boom du GNL. Mais, parallèlement, « la flambée des prix du gaz aux USA et les progrès techniques ont conduit à une croissance forte de la production des gaz non conventionnels », souligne Olivier Appert, le président de l’IFP. Au point que la production de ces derniers (c’est-à-dire gaz de houille, gaz de schistes et « shale gas », moins chers à produire, dépasse aujourd’hui celle du gaz conventionnel : leur part dans l’approvisionnement en gaz passant de 39 % en 2007 à 44 % en 2008 ! Cette nouvelle donne aura un impact non négligeable sur le marché américain comme sur le marché mondial. Aux Etats-Unis tout d’abord, où les perspectives d’avenir du GNL s’assombrissent : le Department of Energy a revu à la baisse sa prévisions de demande de GNL de plus de 60 % à l’horizon en 2020; d’où le gel voire l’abandon de plusieurs projets de regazéification. Au plan mondial ensuite, la forte décrue des importations américaines a , non seulement, pesé sur les ventes « spot » de GNL en 2008 (en recul de 9,2%) mais elle a aussi eu pour effet, par un jeu de bascule, de donner un avantage compétitif au GNL dans le bassin atlantique. Dans cette zone, la hausse des importations (entre 10 et 15 Gm3 prévus en 2009) devrait compenser la forte contraction des volumes importés dans les trois principaux marchés asiatiques Japon, Corée du Sud et Taïwan qui, de janvier à septembre 2009 ont enregistré des baisses respectives de 8,2% ; 13,9% et 12,5%. En effet, la production de gaz de schiste a contribué à une certaine surabondance de gaz sur le marché américain seulement. En fait, la production de gaz s’est maintenue, même si le nombre de puits forés a chuté de 50% par rapport à l’année 2008. Les données hebdomadaires de la « Energy Information Administration » révèlent que les stocks de gaz souterrains se sont remplis inhabituellement trop vite, et devraient atteindre leur pleine capacité avant la fin de la saison (le 21 août 2009). L’activité des forages horizontaux continue d’augmenter dans les prolifiques formations de gaz shales « Marcellus et Haynesville », malgré la baisse des forages dans le reste des Etats-Unis. Autre préoccupation : les spéculations relatives à l’arrivée d’une nouvelle vague de GNL à la fin de cet été (2009), qui exacerbera la situation de surabondance (oversupply). Certains experts de la Barclays estiment que cette situation risque de durer sur le marché du gaz naturel nord-américain.
Conclusion Le gaz naturel va devenir la première ressource d’énergie primaire au monde en raison de sa disponibilité, de son prix, de la multiplicité des moyens d’approvisionnements et surtout de la contrainte climatique qui va condamner progressivement l’usage du charbon et certainement les gaz non conventionnels.
Les liquides de gaz naturel (LGN) sont les hydrocarbures les plus lourds (éthane, propane, butane et pentane)
Arch. ASFIR et Cedi gaz,
Expert en énergie
Article censuré par la presse algérienne francophone
4 février 2010 à 11 11 13 02132
El-Watan
Scandale presse francophone algérienne = Scandale Sonatrach
Monsieur Malti, un ange parmi les démons
Hocine Malti et tous les autres vice-présidents de Sontrach/trc qui se sont succédé à ce poste, sont responsables de 14,1 milliards de dollars de perte sur le suréquipement des infrastructures du transport par canalisation, il est signataire de plusieurs factures de projets qui se sont avérés obsolètes et des ODS pour ses amis. Par contre monsieur le Ministre Chakib Khallil n’a signé aucune facture, ni aucun ODS relevant de ce scandale. Ce scandale qui date depuis le feu Boumediene est bien suivi par la DRS, malheureusement les priorités nationales les contraignent à ajourner le dossier jusqu’au moment propice. Monsieur Malti veut semer les enquêteurs de la DRS, par ses fausses orientations, nous avons la certitude que cet écrit a été rédigé par la ‘nomenklatura des affaires’, un groupe qui cherche à nuire au développement économique du pays et à l’union nationale pour son intérêt. Le fond de cette affaire amplifiée par ‘El-Watan’ est connu, c’est de saboter la grande manifestation des GNL16 d’Oran, et ses écrits sur la rénovation du vieil Oran sans fâcheux et portent atteintes à la dignité de la population oranaise, mais aussi à l’intégrité nationale que préserve le Président de la République.
Et la CAN 2010, nous a montré combien le peuple algérien est uni derrière son Président Bouteflika, et combien il est sourd aux prêches belliqueux d’El-Watan.