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Débat sur l’éxploitation du gaz de schiste en Algérie : les experts partagés

janvier 12, 2015
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le 11.01.15 | Roumadi Melissa | El Watan

La mise en service récente d’un premier puits d’exploration de gaz de schiste dans le bassin d’Ahnet, dans la région d’In Salah, s’est voulue, comme l’entrée, bien que symbolique, de l’Algérie dans l’ère de l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels.

Si les pouvoirs publics ont lancé une opération séduction via un plan de communication devant vanter les mérites du projet, cela n’a pas eu l’effet escompté sur la population, particulièrement de la région. Le symbole voulu de prospérité, notamment pour les régions du sud du pays, a attisé la colère de la population locale et nourri la protesta.

Malgré la visite du ministre de l’Energie, elle n’en démord pas et réclame un moratoire sur l’exploitation du gaz de schiste. La visite de jeudi n’aura au final induit qu’un «dialogue de sourds» entre un ministre ayant exposé les préoccupations quant à la sécurité énergétique du pays, qu’il faudra garantir pour l’avenir, et une population qui appréhende des risques de pollution qui pèsent sur les ressources hydriques fossiles. Peur justifiée ou confusion résultant de l’ambiguïté du discours officiel ?

A défaut d’un débat national, réclamé par les populations, ce sont pour l’heure les experts qui alimentent la contradiction. Bien qu’ils s’accordent sur la légitimité des préoccupations des populations du Sud et sur la nécessité de se pencher sérieusement sur les solutions à apporter afin de garantir la sécurité énergétique du pays, détracteurs et laudateurs y vont de leurs arguments.

C’est le cas de Nazim Zouiouèche, ex-PDG de Sonatrach, qui, en connaisseur du secteur énergétique algérien, milite aussi pour un débat national sur l’exploitation du gaz de schiste, estimant tout à fait légitime la revendication des populations d’In Salah quant à la nécessité d’un moratoire sur l’exploitation du gaz de schiste pour se pencher sérieusement sur les risques liés à cette industrie et sur sa rentabilité. Celui-ci s’appuie d’ailleurs sur le manque d’éléments d’information quant au débit de ce puits pilote et à la méthode de fracturation utilisée.

Il s’interroge aussi sur la durée de vie d’un puits, sur la quantité d’eau utilisée, qui serait de 7000 m3/jour, tandis que celle-ci est à 20 000 m3/jour sur les puits en service dans d’autres pays, et sur la productivité de ce genre de forages. Bref, autant de questions qui suscitent, selon M. Zouiouèche, des doutes quant à la rentabilité et au coût d’exploitation du gaz de schiste. Industrie que l’ex-PDG de Sonatrach considère comme coûteuse et non rentable en Algérie. Il explique ainsi que si l’industrie des shale a réussi aux Etats-Unis, c’est parce que ce pays détient la technologie du schiste.

Ce qui n’est pas le cas de l’Algérie, qui devra importer et maîtriser les technologies et le process, ce qui risque d’être très coûteux, dans les conditions actuelles du marché et des prix du gaz non rentables. Bien qu’il concède le fait que l’Algérie devra être en veille et attentive aux évolutions dans le domaine des hydrocarbures non conventionnels, il refuse les fatalités et estime que le gaz de schiste ne devrait pas s’imposer comme la seule solution et seule garantie à la sécurité énergétique du pays.

M. Zouiouèche estime que nous n’avons toujours pas le choix. Il a, dans ce sens, réaffirmé ses positions quant à la nécessité d’améliorer les taux de récupération sur les gisements dits «matures» via une meilleure maîtrise des techniques de récupération tertiaire, d’aller vers de nouveaux gisements d’hydrocarbures conventionnels, à l’image de celui annoncé récemment par le ministre de l’Energie et qui renfermerait des réserves de 1,5 milliard de barils dans la région de Hassi Messaoud.

L’expert milite surtout pour l’intégration, et ce, dès à présent, du renouvelable, particulièrement du solaire, dans le mix énergétique, bien que coûteux, le serait bien moins que le gaz de schiste, qui représente d’ailleurs, contrairement aux énergies fossiles, un potentiel énergétique renouvelable à l’infini.

Dire la vérité aux Algériens

Un avis que ne semble pas complètement partager Abdelmadjid Attar, autre ex-PDG de Sonatrach et ex-ministre des Ressources en eau. S’il considère qu’il faut intensifier l’exploration en amont pour les hydrocarbures conventionnels, améliorer les taux de récupération des gisements «matures», intégrer le renouvelable dans le mix énergétique, qu’il faudrait améliorer l’efficacité énergétique, il est une vérité immuable : le non-conventionnel est une composante incontournable pour garantir à terme la sécurité énergétique du pays et passer le cap de 2030, car, dans l’état actuel des choses, l’Algérie risque de ne plus pouvoir couvrir les besoins de sa consommation interne.

Si l’expert consent à dire qu’une nouvelle économie est nécessaire pour permettre à l’Algérie de sortir de la dépendance aux hydrocarbures et de créer de nouvelles richesses, celle-ci ne réglera en rien les problèmes liés à la sécurité des approvisionnements énergétiques, dont les besoins ne feront que grandir au cours des années à venir.

A ce propos, M. Attar rappelle que si aujourd’hui la production de gaz commercialisable est à 85 milliards de mètres cubes par an, Sonelgaz a récemment annoncé que les besoins de distribution et de production d’électricité pourraient atteindre les 75 milliards de mètres cubes en 2030. Il a également précisé que pour ce qui est du renouvelable, celui-ci n’est pas susceptible de remplacer les hydrocarbures dans le monde, car selon les prévisions, le renouvelable ne couvrira à l’horizon 2040 que 35% de la consommation (l’Algérie table sur 37% en 2030).

L’ex-ministre considère ainsi que si les responsables du département de l’Energie ne tiennent pas à affoler la population, il faudra dire la vérité aux Algériens. Celle qui concerne nos réserves en hydrocarbures conventionnels et qui ne nous suffiront plus à l’avenir. Il met d’ailleurs ce qui se passe à In Salah sur le compte d’une erreur de communication de la part des responsables du secteur, qui ont prédit une exploitation du gaz de schiste dès 2022 et qu’ils ont présenté comme une nouvelle rente. Selon l’expert, l’année 2022 n’ouvrira la porte qu’au début de l’exploration, celle-ci ne pouvant intervenir avant 2025 ou 2030.

Celui-ci précise d’ailleurs que ces prévisions sont hypothétiques et tributaires des résultats des puits pilotes que Sonatrach compte lancer. A ce sujet, M. Attar, qui estime légitimes les préoccupations de la population d’In Salah, dit ne pas comprendre la revendication d’un moratoire et l’arrêt de l’exploitation des puits pilotes, vu que de ces derniers dépend l’accès à des informations essentielles, telles que les potentialités en place, celles exploitables et commercialisables et donc la rentabilité de tels projets.

Des données essentielles pour alimenter, selon lui, un débat sérieux auquel cas cela reviendrait encore une fois à disserter sur l’exemple américain, alors qu’il faudrait se pencher sur l’exemple algérien avec ses spécificités et ses particularités. Enfin, l’expert estime que la question du gaz de schiste ne suffit pas, à elle seule, à expliquer la colère des populations d’In Salah, et qu’il faudrait en chercher la cause également dans des facteurs socioéconomiques qu’il faut prendre en charge.

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  1. Samira Akli permalink
    février 17, 2015 6:20

    Feuille de route pour l’exploitation du gaz algérien
    Par Y.Mérabet (AARI)
    Les trois réserves des protestâteurs levées
    1- Gaz conventionnel ou gaz non conventionnel (appellation originale : gaz naturel)
    2- Forage vertical ou forage horizontal (appellation de base : forage tout court)
    3- Fracturation hydraulique (opération classique pour briser un corps solide, utilisée à grande échelle dans l’industrie d’extraction des hydrocarbures depuis l’apparition du forage rotary). Du point de vue sécurité (assurance que demandent les protestâteurs anti-gaz de schiste d’In-Salah), elle est du même niveau que ceux des puits verticaux que la Sonatrach exploite depuis la nuit des temps.
    Oui à l’exploitation du gaz algérien dit ‘gaz de schiste’ !
    Cours préparatoire sur le gaz de schiste
    Tight gas, gaz de schiste, gaz de charbon… Ces gaz « non conventionnels » sont piégés dans des gisements atypiques de par leur localisation et leurs caractéristiques géologiques.
    L’appellation « gaz non conventionnels » recouvre principalement trois types de ressources gazières : le gaz de schiste (ou shale gas), le tight gas et le gaz de charbon (ou coal bed methane) Ce n’est pas leur nature chimique qui les distingue du gaz « conventionnel » (il s’agit dans tous les cas de gaz naturel), mais les caractéristiques géologiques de la roche qui les contient.

    Des techniques de production adaptées
    Les gisements de gaz non conventionnels, en particulier de gaz de schiste et de tight gas, sont difficiles à produire. Des techniques de forage spécifiques, maîtrisées par depuis des décennies permettent la remontée du gaz du fond des puits jusqu’en surface.
    Gaz de schiste et ‘tight gas’ : puits horizontaux multi fracturés
    Des technologies spécifiques de forage et de stimulation de la production sont mises en œuvre sur les gaz de schiste (ou shale gas) et les tight gas. Elles sont indispensables pour relever le défi technologique majeur de ce type de gisement : leur très faible perméabilité. Leur capacité à laisser circuler le gaz est trop réduit pour les méthodes de production classiques. Ces techniques spécifiques comprennent notamment un grand nombre de puits horizontaux et une fracturation hydraulique de la roche.
    Des puits horizontaux
    Pour optimiser le drainage du gisement, la liaison des puits avec le réservoir doit être la meilleure possible. Les puits fortement déviés ou horizontaux permettent de suivre, sur de longues distances, les couches productrices. La Sonatrach dispose d’une expérience largement éprouvée de cette technique dite de forage horizontal. À son actif, un record très appréciable en Algérie.
    Une fracturation ou stimulation hydraulique de la roche
    L’objectif est de créer la perméabilité que n’offre pas la nature. Un réseau de fissures est produit par une injection d’eau sous pression dans le réservoir, permettant au gaz de circuler jusqu’au puits. A l’eau injectée sont ajoutés :
    • des matériaux appelés frappants (sable, céramique) qui maintiennent les fissures ouvertes ;
    • une quantité limitée d’additifs (de l’ordre de 0,5 % de la totalité du volume injecté) : essentiellement des bactéricides, gélifiants et tensio-actifs. Leur composition dépend principalement des conditions du puits : pression, température, quantité de proppants… Ces additifs permettant de stériliser et d’éviter la contamination bactérienne du réservoir et d’améliorer l’efficacité de l’opération.

    Chaque puits doit être fracturé en plusieurs étapes, et moins le gisement est perméable, plus le nombre de fracturations est élevé. Ces techniques de fracturation sont mises en œuvre par les sociétés majors du pétrole opérants en Algérie, notamment Total pour l’exploitation de gisements de tight gas.
    Un grand nombre de puits
    Chaque puits draine en effet un volume de roche moins important que dans un gisement gazier conventionnel. Pour réduire l’emprise au sol des opérations, les têtes de puits sont regroupées en cluster : on peut ainsi forer plusieurs puits horizontaux (10 à 15) à partir d’un point central.

    Schiste-Chiffres clés d’une fracturation pour un puits
    • 5 à 10 fracturations en moyenne pour un drain de 1 000 m
    • Par fracture : 1 500 m3 d’eau, 360 tonnes de sable, 0,5 % d’additifs
    • Dimensions classiques d’une fracturation : latéralement de l’ordre de 150 m de part et d’autre du puits, verticalement de l’ordre de quelques dizaines de mètres (limitée par l’épaisseur de la formation).
    Le forage commence par une percée verticale jusqu’à la zone cible de la production, située entre 1 500 et 3 000 m de profondeur pour les gaz de schiste, et qui peut être plus profonde pour les tight gas.
    Une fois la couche recelant le gaz atteinte, le forage devient horizontal et se prolonge sur plusieurs milliers de mètres à l’intérieur de cette couche. Le monde pétrolier par le biais des spécialistes du domaine du forage et de l’exploitation a développé des outils de pointe qui permettent un ajustement des trajectoires en temps réel au cours du forage. Sa maîtrise reconnue dans ce domaine a notamment été l’une des clés du succès du développement des ressources situées sous de très grandes profondeurs d’eau : ses puits horizontaux suivent ainsi, parfois sur de grandes distances, des couches réservoir épaisses de quelques mètres seulement.
    L’installation de tubages en acier, dits ‘casing’, puis la cimentation de l’espace existant entre le tubage et la roche, assurent une parfaite étanchéité du puits, en particulier dans la traversée de la zone phréatique. Ciment et tubages ne sont perforés que sur la section horizontale du puits (à plusieurs milliers de mètres de profondeur), pour permettre sa connexion avec la couche productrice. La fracturation hydraulique est l’ultime étape réalisée avant la mise en production du puits.
    L’immense potentiel des gaz non conventionnels
    Abondants et présents sur tous les continents, les gaz non conventionnels ont transformé le marché gazier nord-américain et pourraient redistribuer la donne gazière mondiale. Ces ressources, équivalentes à celles du gaz conventionnel, constituent un atout majeur pour répondre durablement à une demande sans cesse croissante.

    Une demande en gaz croissante
    Les gaz non conventionnels constituent une source potentielle majeure du renouvellement des ressources en gaz. Avec une production en croissance annuelle de près de 3 % en moyenne depuis plus de trente ans, le gaz est l’énergie fossile dont la progression est la plus soutenue.Des volumes très importants restent à produire. Au rythme actuel de la consommation, les ressources déjà connues permettront de répondre aux besoins du marché mondial pendant plus de cinquante ans. Le très fort potentiel des gaz non conventionnels devrait prolonger durablement la capacité de l’industrie pétrolière à répondre aux besoins énergétiques de la planète et en particulier à la croissance programmée de la part du gaz naturel dans la génération d’électricité.
    Des ressources abondantes
    Le volume des ressources en gaz de schiste, et gaz de houille, est estimé aujourd’hui à entre 8 000 et 9 000 Tcf, soit environ 51 % des ressources gazières mondiales (source Total).
    Les gaz de schiste (ou shale gas) concentrent la plus grosse part de ce potentiel. L’étendue des roches mères dont ils sont issus (beaucoup plus importante que celle des réservoirs gaziers classiques) et leur présence sur tous les continents de la planète, élargissent considérablement les perspectives de l’exploration.
    Le « boom » américain une réalité et un exemple que l’Algérie doit suivre, vue l’énorme potentiel de gaz de schiste dont elle dispose
    Les États-Unis ont retrouvé leur rang de premier producteur mondial de gaz et sont devenus exportateur net de gaz grâce aux gaz non conventionnels. Pionniers de leur valorisation, ils en restent les leaders. La production des tight gas et du gaz de charbon y a été initiée dès les années 1970 pour compenser le déclin des champs de gaz conventionnels.

    Celle des shale gas l’a été dans les années 1990, d’abord par des petits producteurs indépendants du Texas. L’arrivée récente d’acteurs industriels maîtrisant des techniques de production avancées a été à l’origine d’une très forte montée en puissance de cette production. Elle pourrait être, à l’avenir, la source essentielle de la croissance gazière américaine. Selon les prévisions, sa part actuelle de 14 % de la production américaine de gaz (65 millions de m3/an) atteindra rapidement 20 % pour se hisser à plus de 50 % à l’horizon 2035. Elle dépassera ainsi largement celles des tight gas et du gaz de charbon, dont les volumes de production devraient quant à eux rester constants.
    Cette « révolution » américaine des gaz de schiste, portée par une très forte croissance de la production de ce gaz reste un exemple unique au monde. Sur le reste de la planète, la géologie des roches mères, leurs contenus en gaz comme la rentabilité de leur exploitation reste encore teintée de fortes incertitudes dont la levée nécessitera plusieurs années d’études.
    Gaz de schiste et tight gas : le défi de la perméabilité
    Dans le sous-sol, les hydrocarbures (gaz, mais aussi pétrole) sont piégés dans des roches dites « réservoir ». Malgré cette appellation, il ne s’agit pas de vastes poches continues, mais de minuscules pores entre les grains qui forment la matrice de cette roche.
    La qualité d’une roche réservoir est caractérisée par sa porosité et sa perméabilité.
    La porosité représente l’espace entre les grains, et donc sa capacité à stocker un hydrocarbure, liquide ou gazeux. Un réservoir très poreux pourra donc receler un gros volume de pétrole ou de gaz. Mais cela ne suffit pas. Encore faut-il qu’il laisse ces fluides circuler, autrement dit que les pores soient connectés entre eux. C’est la perméabilité qui mesure cette aptitude de la roche à se laisser traverser par le gaz ou le pétrole.
    Les gaz de schiste (ou shale gas) et les tight gas ont en commun d’être piégés dans des roches de très faibles perméabilités. Des roches ultra-compactes qui interdisent, ou limitent très fortement, la circulation du gaz.
    Pour une exploitation responsable des gaz de schiste
    Limiter la consommation d’eau
    L’exploitation des gaz de schiste requiert d’importants volumes d’eau pour fracturer la roche mère. Cette consommation reste toutefois inférieure à celle de la production du pétrole conventionnel assistée par la technique classique d’injection dans les réservoirs. Elle est aussi plus concentrée dans le temps, avant la mise en production des puits, alors que la production conventionnelle requiert une injection d’eau tout au long de la vie du champ.. Nos gisements de schiste se trouvent juste sur la plus grande nappe d’eau albienne du monde
    Repères – Eau consommée et produite
    A l’heure actuelle, un puits de gaz de schiste nécessite en moyenne 15 000 m3 d’eau pour un drain de 1 000 m (1 500 m3 d’eau sont utilisés par fracturation, avec une moyenne de 5 à 10 fracturations par puits). Cette consommation d’eau se situe ainsi dans une fourchette de 0,1 à 0,5 baril d’eau par baril équivalent pétrole produit. Celle de la production de pétrole conventionnel assistée par injection d’eau varie 1 à 3 barils d’eau par baril de pétrole produit.
    • Traitement de l’eau : Sontrach entend se donner les moyens de tendre vers un recyclage maximum de l’eau produite. Si la réutilisation de cette eau n’est pas obligatoire aux États-Unis, elle y atteint déjà près de 100 % sur certains champs (Marcellus). La Sonatrach se concentre sur les technologies qui permettront de systématiser ce recyclage à 100 %.
    • Des technologies alternatives à la fracturation hydraulique sont en cours de développement, que la Sonatrach va certainement en bénéficier. Ces brevets à la fois à réduire les besoins en eau et à améliorer l’efficacité énergétique de la fracturation.
    • Le développement de proppants innovants, à la fois plus légers et plus résistants que le sable, est une autre piste à l’étude. Capables de résister à des charges plus lourdes que le sable, leur légèreté nécessitera moins d’eau pour les transporter.
    Optimiser les coûts du traitement de l’eau
    Toutes les technologies nécessaires au traitement des eaux de production des gaz de schiste sont disponibles depuis de nombreuses années. Leur performance a déjà largement été démontrée. L’enjeu est avant tout économique. Selon les configurations spécifiques de chaque champ (composition de l’eau de production, spécifications visées en fin de traitement), les coûts associés au traitement varient considérablement, allant de 1 à 12 dollars par baril d’eau traitée.
    Une gamme étendue de technologies de traitement des eaux de production disponibles
    Les technologies de traitement des eaux de production sont très nombreuses. Elles permettent de déployer des solutions adaptées à la composition de l’eau à traiter et aux spécifications attendues de l’eau traitée :
    • traitement des particules solides : filtration réalisée au travers d’une large gamme de filtres (du grillage métallique jusqu’aux membranes) ou procédés chimiques (précipitation ou floculation des carbonates, des métaux lourds…)
    • traitement des hydrocarbures : la technique la plus classique est la séparation gravitaire dans des bassins de décantation.
    • traitement de la salinité : les techniques varient selon la salinité de l’eau. Les eaux les moins salées sont traitées par osmose inverse, tandis que des concentrations en sel élevées nécessitent la mise en œuvre de techniques thermiques (évaporation, cristallisation) plus coûteuses.
    Préserver les nappes phréatiques
    Le tubage des puits et la cimentation de l’espace annulaire existant entre la roche et les tubages doivent assurer une parfaite étanchéité des puits. La qualité de ces « barrières », garante de la préservation des nappes phréatiques de toute contamination, constitue un pôle d’expertise de pointe des spécialistes de Sonatrach. Parce qu’il doit maîtriser des conditions parfois extrêmes (températures, pression, production de gaz acides) Le partenaire étranger de Sonatrach , en effet développé une forte compétence interne sur la cimentation des zones fragiles géologiquement que doit traverser le forage et cela, associée à d’importants moyens laboratoires.
    Le savoir-faire de ces laboratoires lui ont permis de mettre au point, en 2010, un système unique dans l’industrie et le monde scientifique qui, pour la première fois, permet de contrôler in situ la bonne tenue mécanique des ciments. Et en parallèle, à limiter le volume d’additifs chimiques nécessaire à la fracturation hydraulique et étudie des alternatives possibles, tels que les produits utilisés par l’industrie agroalimentaire.
    Réduire l’empreinte au sol
    Augmenter la longueur des drains horizontaux des puits de production des gaz de schiste est l’un des moyens que les entreprises pétrolières spécialisés dans les opérations spéciales envisagent de mettre en œuvre pour limiter le nombre de puits de développement. Le Vette opération est maîtrisée depuis de nombreuses années les techniques du forage horizontal, sur des longueurs pouvant dépasser 10 000 m. Mais le défi est ici de préserver l’efficacité de fracturation au fil de l’allongement des drains, d’une longueur actuelle de l’ordre de 3 000 m.
    Ces entreprises étudient également les possibilités de recourir à la technologie du puits dit « multidrains ». Elle permet de forer plusieurs drains de production à partir d’une seule tête de puits, limitant ainsi très nettement les infrastructures visibles en surface. Le défi consiste à adapter cette technologie, coûteuse, à la dimension industrielle de l’exploitation des gaz de schiste.
    Caractéristiques physico-chimique de la roche-mère

    La perméabilité, qui s’exprime en Darcy, est l’un des paramètres marquant la frontière entre réservoirs « conventionnels » et « non conventionnels ». Elle peut atteindre 1 Darcy, voire plus, dans un piège à hydrocarbures classique de bonne qualité, et chute à quelques dizaines de micro Darcy dans les réservoirs de tight gas, plus compacts qu’une brique. Dans le cas des gaz de schiste, elle s’effondre encore, se réduisant à des valeurs mille fois plus faibles que dans les tight gas. Elle se mesure alors en nano Darcy.
    • Le tight gas est piégé dans des réservoirs ultra-compacts, dont la porosité et la perméabilité sont très faibles. Les pores de la roche réservoir contenant le gaz sont minuscules, et la compacité de la roche est telle que le gaz ne peut s’y mouvoir que très difficilement.
    • Le gaz de schiste est quant à lui extrait d’une couche géologique appelée « roche mère », et non d’un réservoir pétrolier classique. Cette roche sédimentaire argileuse est naturellement peu perméable. Une partie du gaz qui s’y trouve est soit adsorbé (intimement imbriqué dans la matière organique) soit à l’état libre dans le volume poreux de la roche.
    Qu’est-ce qu’une roche mère ?
    La roche mère est la couche géologique où se forment pétrole et gaz. Elle est issue de sédiments, riches en matière organique, déposés sur les fonds océaniques ou dans des lacs et qui se sont enfoncés dans le sol au fur et à mesure que d’autres sédiments les recouvraient. Au fil de cet enfouissement, les sédiments se solidifient, et la matière organique se décompose en hydrocarbures sous l’effet combiné de la température et de la pression souterraine. Ces derniers sont progressivement expulsés de la roche mère, et migrent, pour l’essentiel, jusqu’en surface. Certains hydrocarbures sont arrêtés lors de cette remontée par un obstacle composé de roches infranchissables. Ils s’accumulent sous ce « toit » et forment au fil du temps un réservoir classique, cible conventionnelle de l’exploitation pétrolière et gazière.
    Dans le cas des gaz de schiste, tout ou partie du gaz issu de la décomposition de la matière organique est resté prisonnier sur place. Les roches mères candidates à l’exploitation de leur gaz sont donc celles dont la maturité est suffisante pour le générer mais qui ne l’ont pas encore entièrement expulsé.
    Des réserves considérables, un enjeu majeur pour l’avenir du gaz « dit de schiste »
    Conclusion générale :
    Avec des réserves mondiales considérables, le gaz de schiste présente un double intérêt. Il offre une réponse aux besoins énergétiques croissants de la planète et il contribue à réduire la dépendance énergétique vis-à-vis des pays producteurs actuels
    Des besoins énergétiques croissants
    L’accroissement de la population et le dynamisme des économies des pays émergents engendrent des demandes énergétiques croissantes à l’échelle mondiale. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), les besoins en énergie devraient augmenter de 40 à 50 % d’ici 2030.
    À cette même période, le gaz devrait représenter environ 25 % du bouquet énergétique mondial, contre 21 % en 2010. Les gisements de gaz conventionnels proches des lieux de consommation ont été exploités en premier. Il faut donc les remplacer désormais soit :
    • par l’importation de gaz conventionnel produit loin des lieux de consommation et acheminé par gazoduc ou par bateau,
    • par des gaz non conventionnels, comme les gaz de schiste.
    Gaz de schiste et production d’électricité
    Le gaz de schiste comme tout gaz naturel génère, lors de sa combustion, 50 % de CO2 de moins que le charbon. Utilisé comme matière première dans les centrales électriques à la place de ce dernier, il pourrait offrir une production d’électricité plus compatible avec les engagements de réduction de gaz à effet de serre, en diminuant la production de CO2.
    Les gaz de schiste, des ressources abondantes…
    Les gaz de schiste constituent un immense potentiel. Ils représentent l’essentiel du volume mondial de gaz non conventionnels (gaz de schiste, tight gas et gaz de charbon) estimé par l’AIE : 380 000 milliards de m3, soit 120 à 150 ans de la consommation actuelle de gaz naturel.
    En Europe, les réserves de gaz de schiste sont estimées entre 3 000 à 12 000 milliards de m3 (source : CERA, Cambridge Energy Research Associates).
    Contribuer à l’indépendance énergétique
    Étant donné leur répartition dans de nombreuses régions du monde, l’exploitation des ressources en gaz de schiste devrait permettre :
    • aux États-Unis de devenir, dans les dix prochaines années, exportateurs de gaz, dans la mesure où ils vont produire suffisamment de gaz pour répondre à la demande intérieure ;
    • à des pays en pleine croissance comme la Chine et l’Inde, de disposer des ressources énergétiques indispensables à leur développement ;
    • à l’Europe de voir la durée de vie de ses réserves actuelles multipliée par deux, ce qui lui permettrait de réduire considérablement les importations en croissance constante.
    De plus, l’arrivée sur le marché des gaz non conventionnels aux États-Unis (gaz de schiste, tight gas et gaz de charbon) a généré une augmentation de la quantité de gaz naturel disponible. Cette hausse de l’offre a entraîné une évolution à la baisse des prix du gaz dans cette région. Cette évolution des prix du gaz à la baisse a un impact positif non seulement pour le consommateur particulier mais également pour l’industrie.
    Quels bénéfices pour l’économie locale ?
    L’exploitation du gaz de schiste a montré aux États-Unis qu’elle pouvait créer de la richesse, non seulement au plan national, mais également local :
    • Avantages financiers directs grâce au versement de taxes, redevances et autres impôts par les compagnies pétrolières. Ceux-ci prennent des formes différentes selon la législation des pays concernés.
    • Avantages indirects induits principalement par :
    o Des créations d’emplois : directement dans la production de gaz (pétroliers et sous-traitants), mais aussi dans la logistique, les BTP, les services à l’industrie, etc. Elle génèrerait aussi, comme toute activité industrielle, des emplois indirects : activités commerciales, formation, services à la personne…
    o Le développement de nouvelles industries intéressées par un approvisionnement en gaz de proximité.
    o La création d’un savoir-faire industriel exportable.
    Mise en garde protestâteurs Anti-schiste

    Oh ! Protestâteurs, allez-vous renvoyer, les 8 compagnies étrangères qui forent et fracturent péniblement la roche pour vous ? Pour vous allaiter. Etes-vous capables de survivre sans le bienfait du gaz qui vous enivre. Allez-continuer à vivre sur le dos des autres et sous l’assistance de l’Etat ? Que pourrait nous offrir la bourgade d’In-Salah en échange de notre souveraineté et l’abondant de nos richesses. Alors, que toute la bourgade d’In-Salah ne représente 1 /250 nième de la population algérienne, et que les meneurs de cette rébellion ne sont qu’au nombre infime de 22 agissant dans ‘l’informel politique’, L’informel politique et la rébellion sont deux délits que le code pénal algérien e.
    Y.Mérabet
    – Journaliste indépendant – Ingénieur d’Etat en Engineering pétrolier – Ex Chef de Division des infrastructures gazières de Hassi-R’mel – Expert en Energie retraité – Militant FLNiste

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