La Nation - Hebdomadaire Algérien

Numéro 101

Edition du 01 au 07 Mai 2013



La décision prématurée sur les gaz non-conventionnels :

avant l’heure ce n’est pas l’heure, (le gaz de schiste) et, après l’heure ce n’est plus l’heure (EOR à Hassi Messaoud)

Ali Kefaifi*
Mardi 6 Mars 2012



Introduction

Les gaz de schistes ont été l’objet d’un séminaire international où, probablement, tout a été dit, en particulier l’aspect économique et environnemental spécifiques à l’Algérie (pas à Marcellus !)

Nous disposons de l’expérience, spécifique, des USA mais aussi des études faites en Europe

Un rappel des éléments techniques et environnementaux permettra de faire ressortir les spécificités et les principales leçons

L’analyse économique suggèrera des axes possibles, mais surtout l’importance du temps et du risque, à moins que l’Algérie ne soit à court d’imagination pour dépenser son argent et devenir le champion de l’Inefficacité Structurelle et Irréversible.

Cadre

L'effet gaz de schiste sur le marché du Gaz Naturel aux États-Unis.

L’Algérie dispose des 2 premiers types de gaz non conventionnels (gaz de schistes, tight gas dont gaz à accumulation). Ces ressources potentielles sont connues estimées depuis longtemps, et c’est aussi le cas de beaucoup de régions (Algérie, Libye, Tunisie, Maroc, Sahara Occidental, Mauritanie).La concurrence GN-Gaz Non Conventionnels (gaz de schistes) sera importante dans les pays consommateurs, déficitaires en GN et disposant de très vastes ressources d’eau à cout faible.
Pour le moment, aux USA, les coûts (prix en tête de puits) varient entre 3 et 7 $ / M Btu.

  • Les 5 types de gaz
La raréfaction des ressources gazières, notamment aux États-Unis, a conduit les pays et les entreprises à développer de nouvelles ressources gazières. Ces nouvelles ressources gazières, quoique connues et exploitées partiellement depuis longtemps, sont classées dans la catégorie dite de gaz non conventionnels, compte tenu de la spécificité géologique et de la spécificité des technologies mises en œuvre, spécificité sur plusieurs plans (environnemental, rentabilité économique, technique)
 
  • Les différentes catégories de gaz non conventionnel :
On distingue les tight gas, les gaz de schiste (shalegas), les gaz de méthane ( coal bed), les hydrates de méthane (nodules océaniques)

Selon l’IFP (Panorama 2010,) les gaz non conventionnels, contenus dans de très médiocres réservoirs comme le charbon (Coalbed Methane) ou comme certains grès ou carbonates très cimentés (Tight Gas) voire des argiles (Shale Gas), constituent également un potentiel important pour de nouvelles réserves. En dehors des États-Unis, les ressources sont peu connues.

Actuellement, elles sont estimées à 900 Tm3 dont le quart serait situé en Amérique du Nord, où elles sont activement étudiées, et un tiers en CEI et en Asie centrale, dont la Chine. Déjà exploités aux États-Unis où ils représentent environ50 % de la production nationale (9 % environ de la production mondiale), ces gaz pourraient être produits dans d’autres pays et permettre d’apporter quelques dizaines de Tm3 supplémentaires aux réserves futures

Le schéma ci-dessous visualise les différentes formes d'exploitation pour ces gaz conventionnels et non conventionnels

La décision prématurée sur les gaz non-conventionnels :

- Historique

Les premiers gaz de schiste (shale gas) créés en 1825, dans l'État de New York (Pussytown) et ce, bien avant le premier forage pétrolier dans le monde (colonel Drake en 1859).

Cependant, compte tenu de l'absence de technologie compétitive et du faible niveau du prix du gaz, les premières exploitations industrielles, d'essence minière, ne commencèrent que durant les années 70, en réponse au déclin de la production pétrolière puis gazière aux États-Unis et traduisant la politique américaine de développer des programmes de recherche-développement.

Ces programmes ont permis d'identifier des technologies imparfaites mais économiquement acceptables compte tenues des conditions américaines en matière de réserves de gaz (autonomie de 10 années environ en 2000), et existence d'un marché local proche des centres de production de gaz non conventionnels. Trois techniques complémentaires ont permis le développement de la nouvelle technologie d'exploitation des schistes de gaz. Il s'agit du forage horizontal, de l'imagerie micro sismique (géophysique), et de la fracturation hydraulique poussée (plusieurs opérations de fracturation répétées dans le temps).

Les premières fracturations hydrauliques eurent lieu dans les années 60.

Mais en même temps que l'imagerie micro sismique, c'est le forage horizontal qui s'ajoutant aux deux autres technologies a permis le développement industriel de la fracturation hydraulique.
La société Mitchell énergie, du nom de l'ingénieur grec émigré, a pu combiner ces trois technologies et mettre en œuvre, en 1998, la première expérience mondiale de fracturation hydraulique du gaz de schiste. C'est ce procédé qui sera développé aux États-Unis sur les gaz non conventionnels (gaz de schiste, tight gas), puis dans les autres régions du monde.
Le premier grand développement à l'échelle industrielle eut lieu dans le bassin Marcellus (2006)

Aspects techniques

La particularité technique et économique de la fracturation hydraulique réside schématiquement dans les aspects suivants :
  • Contrairement aux puits des gaz conventionnels (Hassi R Mel,etc) qui donnent du gaz pendant la durée de vie du gisement (20 ans et plus), les puits de gaz non conventionnels donnent du gaz durant la première année puis voient leur production décroître de façon considérable , avec un débit divisé par 10 dès la deuxième année. Cette constatation qu'il faut des milliers et des milliers de puits pour l'exploitation du gisement de gaz de schiste.

Profils moyens de production d’un puits aux USA
IHS -  AAPG Avril  2008    (Noter la baisse subite et considérable de production)
IHS - AAPG Avril 2008 (Noter la baisse subite et considérable de production)

Après 55 ans, l’Algérie a foré près de 2000 puits pour produire 15 milliards de barils de pétrole et des quantités pharamineuses de gaz exportés (cf. ci-dessous)
Pour produire quelques m3 de gaz non conventionnels, elle va devoir forer un millier de puits et des dizaines de gazoducs
 
Statistiques OPEP (puits de production de pétrole)
  2006 2007 2008 2009 2010
Algérie 1 580 1 790 2 028 2 028 2 014
OPEP 31 100 35 082 37 481 37 086 37 479
Total monde 1 452 860 1 482 727 1 509 416 913 978 1 005 375
 
-Cette technologie nécessite le forage de puits horizontaux d'un coût plus élevé que le forage vertical. Le coût de puits horizontal varie entre 2 millions de dollars (aux États-Unis) et 10 millions de $ dans les pays à économie administrée.
-Cette technique nécessite de répéter plusieurs fois (10 fois et plus) l'opération de fracturation hydraulique
-Cette technologie nécessite des quantités considérables d'eau et de sable
-Cette technologie utilise un très grand nombre de produits chimiques qui sont injectés dans le sous-sol, véhiculés par l'eau. Ces produits chimiques, dont certains ne sont pas rendus publics par les entreprises (confidentialité, secret, fausses déclarations administratives), sont souvent nuisibles sur le plan environnemental, voire extrêmement dangereux comme nous le verrons par la suite.

Aspects environnementaux

Pour l'analyse des conséquences environnementales de la fracturation hydraulique, nous avons analysé différents rapports. Il existe de très nombreux rapports aux États-Unis dont la plupart sont biaisées car émanant des entreprises ou des groupes de pressions qui ont tendance à minimiser les effets. Cependant on pourra lire avec intérêt un article, écrit dans le journal New York Times qui met l'accent sur les dangers environnementaux de cette technologie. On pourra aussi regarder le film documentaire Gasland (Josh Fox) effectué en 2010 sur ce sujet où l'on peut constater l'existence d'émanations de gaz véhiculées par l'eau du robinet de la cuisine.

Une étude publiée en Mai 2011 conclue que ce procédé a sérieusement contaminé les aquifères peu profonds qui alimentent le Nord-Est de l’Etat de Pennsylvanie (USA)

Cependant, pour adopter un point de vue moins subjectif, nous préférons citer les conclusions d'études effectuées par des organismes européens, tels le DECC, département de l'énergie et les changements climatiques (chambre parlementaire anglaise).

-Les produits et la méthode utilisée dans la fracturation hydraulique :

Les substances, qui peuvent se retrouver dans l'eau et la polluer, sont de natures et d'origine diverses : les matériaux issus de la roche elle-même, les éléments gazeux (gaz naturel, gaz carbonique, hydrogène sulfureux, azote, hélium), des produits dangereux même si à l'état de traces (Mercure, arsenic, plomb), des matières radioactives (radium thorium, uranium), des composés organiques volatiles (benzène)

La fracturation hydraulique peut être répétée plusieurs fois pour empêcher l'arrêt du débit gaz. Les variations de pression exercée par la méthode fracturation hydraulique peuvent entraîner un état de fatigue des composants du puits (tubage, ciment)

-Contamination de l'eau : Selon l'Agence Américaine de Protection de l'Environnement, si la fracturation hydraulique a lieu dans des zones géologiques marquées par des failles ou des fractures, alors, il existe un risque de contamination de l'eau potable par le fluide de fracturation, gaz naturel ou les autres substances,

Durant l'opération de fracturation hydraulique, on observe dans la structure géologique un phénomène dit de fuite de fluides. Le volume de ces fuites qui s'échappent et qui ne peuvent être contrôlées, peut dépasser 70 % du volume injecté, s'il n'y a pas un contrôle opérationnel adéquat. Ces fuites migrent naturellement vers l'aquifère.

Le rapport conclut que si la fracturation hydraulique en elle-même ne pose pas un risque direct à la nappe aquifère, en considérant que la construction du puits répond aux normes, il recommande que l'organisme chargé de l'inspection fasse tester la qualité de chaque puits avant de donner une licence pour l'activité de forage.

-Volume d'eau nécessaire à l'opération de fracturation : Le rapport évalue un besoin compris entre 54 et 174 millions de litres d'eau pour l'ensemble des 6 puits de gaz de schiste, soit entre 9 et 29 millions de litres par puits. Ces données sont à rapprocher de celles de l'Institut Américain du Pétrole qu'elles évaluent entre 7,5 et 15 millions de litres d'eau.

-Traitement des eaux usées : les spécialistes notent qu’il y a des risques sérieux liés à la gestion de ces grandes quantités d'eaux usées contaminées par les produits chimiques et utilisées dans le processus de fracturation hydraulique.

-Pollution de l'air : selon une étude réalisée par le Fonds Américain de Protection de l'Environnement, la production de gaz de schiste peut avoir des conséquences sur la qualité de l'air et le rejet de gaz à effet de serre.

Les ressources européennes en gaz non conventionnel

La décision prématurée sur les gaz non-conventionnels :
L’Europe du Sud, « territoire commercial » du gaz algérien, ne dispose pas de ressources de gaz de schistes. Quelle chance pour l’Algérie. Cette idée peut être exploitée par les « épiciers » mais surtout pas en faisant une JV avec une société du Sud Européen (ENI ?) surtout si cette société vient du néant (hors achat d’une société familiale aux USA). Pourquoi l’Algérie a-t-elle gâché sa chance d’utiliser le gaz non-conventionnel comme « atout politique de négociation » ? Pourquoi n’a-t-elle pas acheté une PME /PMI similaire à celle achetée récemment par ENI ? La réponse est-elle à chercher à Milan ? L’Algérie, éternelle colonisée (2000 ans après !) ?

Les restrictions à l’exploitation des gaz de schistes dans quelques pays

Pays ou Etats Observations
Etat de New Jersey - USA En décembre 2010, le gouverneur de New York a imposé un moratoire sur les forages à fracturation horizontale, valable jusqu’en juillet 2011 (puis …)
Etat de Maryland - USA En Mars 2011 la Chambre des Représentants a imposé un moratoire valable jusqu’en 2013
Canada En Mars, la Province a imposé un moratoire sur l’exploration des gaz de schiste jusqu’à ce qu’une évaluation environnementale soit achevée
Afrique du Sud En avril 2011, le gouvernement a introduit un moratoire indéfini dans le temps contre le développement des gaz de schistes dans la province concernée (Karoo)
France En Mai 2011, la Chambre a introduit un moratoire et s’est opposé é à des permis d’exploration
Inde En mars 2011, le gouvernement a reporté les appels d’offres relatifs aux blocs de gaz de schistes
Algérie -Un moratoire jusqu’en 2020 ?
- Un Conseil des Sages  non coopté et sans lieu de naissance ?

Aspects économiques :

Les conséquences environnementales de la fracturation hydraulique constituent une contrainte sérieuse, surtout pour les pays ou zones géographiques connaissant un stress hydrique.

Cependant, il est permis de considérer qu'à très long terme (au-delà de 2020), ses effets négatifs seront probablement réduits, voire supprimés en cas de développement ou de découverte de nouvelles technologies. Cependant, pour la décennie actuelle, la contrainte critique est constituée par le coût économique qui, comme on le verra, est largement supérieur au prix du gaz, sauf dans les régions particulières importatrices de gaz et disposant d'un marché local de proximité (États-Unis, Chine, etc.).

Le tableau suivant indique la structure de coûts pour le gaz naturel conventionnel. Il est représentatif du marché gazier des États-Unis, montre que le coût de transport est déterminant dans la viabilité du projet économique d'extraction de gaz de schiste.

Ainsi, aux États-Unis, le niveau du coût de production est compétitif pour l'alimentation du marché local, compte tenu du coût élevé du gaz importé, dont le gaz naturel liquéfié.
Selon les statistiques américaines, le coût de production en tête de puits du gaz de schiste (et du tight gas), se situe entre 3 et 7 dollars/million Btu. Compte tenu de la proximité des marchés locaux américains, ce coût très compétitif par rapport au gaz naturel conventionnel importé du Canada ou au gaz naturel liquéfié importé.

Etude de rentabilité

Un tableau de calcul des profits (cash-flow) montre l’extrême sensibilité aux prix de vente et au montant de l’investissement. Pour le lecteur intéressé par son extrapolation au cas algérien, il convient de corriger le prix de vente (prix UE/NBP moins coûts des transports et liquéfaction, soit 2 $/millions Btu = ,2 $/Mcf) et le montant de l’investissement (double ou quadruple, car l’Algérie est devenue le champion mondial de la surfacturation des investissements)

Réserves récupérables et coûts pour les différents types de gaz (IEA janvier 2010)
  Gaz conventionnel Tight gas Gaz de schiste gaz de méthane
Tm3 (1) $/MBtu Tm3 $/MBtu Tm3 $/MBtu Tm3 $/MBtu
Europe Est & Eurasie
Moyen Orient
Asie Pacifique
Amérique N. OCDE
Amérique Latine
Arica
Europe OCDE
136
116
33
45
23
28
22
2 à 6
2 à 7
4 à 8
3 à 9
3 à 8
3 à 7
4 à 9
11
9
20
16
15
9
3 à 7
4 à 8
4 à 8
3 à 7
3 à 7
 
 
14
51
55
35
29
16
 
 
 
 
3 à 7
83
 
12
21
3 à 6
 
3 à 8
3 à 8
  404 2 à 9 84 3 à 8 204 3 à 7 118 3 à 8
  1. Tm3 = Téra m3= 1000 Milliards m3
Les réserves récupérables mondiales de gaz conventionnels sont de l’ordre de 400 000 milliards de m3, soit 120 années de consommation et 88 fois les réserves algériennes.

Les réserves totales couvrent 250 années de production

C’est pour cela que le ministre algérien n’a étonné personne en annonçant à Houston (près de Dallas) que l’Algérie avait presque autant de gaz conventionnels que les USA.

Tout le monde acquiesçait à cette découverte annoncée par YY, mais déjà connue de CK en 2005.

Tout le monde savait que la notion de réserve est liée au préalable des « conditions économiques d’exploitation », et en bon français, des coûts de production.

Un jour, en 2015, grâce aux génies de la Tour Chaabani, et à l’amitié de nos « amis » de ENI, l’Algérie pourra demander à l’IEA d’ajouter les chiffres suivants au tableau (colonne tight sand et gaz de schiste:
  • Quantité : à peu près, le résultat de 10 forages et des milliers de pipe corrodés
  • Coût : pas moins de 15 $ /million Btu, parole d’épicier qui connait ses coûts et qui sait que les amis italiens ne font jamais de surfacturation, mais seulement des quadruples factures pour la même dépense (Ah, 1999 ! Ah Ces beaux Cost Oil qui montaient au Ciel ! qu’il est loin le Comité de Contrôle des Couts des Associations !)

Analyse de sensibilité

Une étude de rentabilité économique effectuée par Wood Mackenzie GEM sur 6 puits (réserves 5 Bcf, production 5 million cf) montre que le projet est très sensible à l'augmentation du montant de l'investissement (rentabilité nulle pour un montant supérieur à 50 % de l'investissement de base) et sensible aux prix du gaz.

Hors États-Unis, il n'existe pas encore d'expérience industrielle d'exploitation des gaz de schiste. Cependant, on commence à disposer d'études fiables au niveau de l'Union Européenne dont l'industrie des gaz de schiste se situe économiquement et techniquement (y compris sur le plan environnemental) entre les États-Unis et des pays à stress hydrique disposant d'une industrie des services faiblement productive.

Selon une étude effectuée par le géant allemand de l'énergie E.on, les coûts estimés sont :
 
- USA : coût moyen de l'ordre de quatre dollars/ million Btu, seuil de rentabilité égal à trois dollars/ million Btu.
 
- UE : des estimations considérées comme optimistes donnent un seuil de rentabilité égale à six dollars/million Btu en Hongrie et 10 $/ million Btu en Pologne. Ces estimations trop optimistes ne prennent pas en considération les incertitudes telles que les puits secs, le taux de récupération ultime et le niveau de production durant la première.
 
- Ces estimations donnent un seuil de rentabilité égale à 10 $/ million Btu alors que le prix du gaz (NBP) se situe à cinq dollars/million Btu.
 
- L'étude de ce géant de l'énergie conclue qu'il est permis d'espérer qu'une production limitée de gaz non conventionnels puisse être compétitive avant 2020.
 
- Cette hypothèse tient compte du fait que l'union européenne est totalement dépendante du gaz étranger, à l'exception du gaz norvégien très coûteux. Ces chiffres et cette conclusion montrent que la décision du secteur pétrolier algérien de s'engager dans le gaz de schiste alors qu'il dispose de 60 ans de gaz naturel conventionnel avec des coûts en tête de puits 100 fois moindres à celui indiqué ci-dessus pour la Pologne.

- L'un des premiers consultants mondiaux dans l'énergie, l’IHS/CERA estiment à 10 ou 15 milliards m3/an la production UE de gaz non conventionnel mais au-delà de 2020

- l'Agence Internationale de l'Energie estime cette production à 15 milliards de mètres cubes en 2030.

- Des sources très optimistes prévoient une production allant jusqu'à 40 milliards de mètres cubes par an en 2030

- L'étude E.on conclut que Les ressources UE sont 7 fois plus faibles qu’aux USA, et qu'il est exclu de parler de révolution du gaz de schiste en Europe.

La géologie des régions prospectives n’est pas encore bien comprise

L’accès aux zones prometteuses est plus difficile qu’aux USA

Il existe d’innombrables contraintes environnementales

L’industrie des services est plus coûteuse qu’aux USA (et Quid de l’Algérie ?)

Par rapport aux USA, la production de gaz de schistes se produira plus tard, lentement et a un coût plus élevé qu’aux USA

- Ces conclusions qui valent pour l’UE, s’imposent à l’Algérie de manière beaucoup plus conséquentes, et il n’est pas nécessaire d’avoir un « diplôme » d’économie pour le comprendre.

Contrairement à l’UE, l’Algérie a du gaz pour 60 ans, voire un potentiel de 120 ans, et du gaz qui ne coûte presque rien en tête de puits. Ce gaz coûte 100 à 200 fois moins que l’hypothétique gaz de schiste algérien, et ce sans tenir compte des dégâts environnementaux et sur la précieuse ressource aqueuse.

- Ces vérités montrent l'inanité de la décision inexplicable et incompréhensible de s'engager dans l'exploitation des gaz de schiste algérien. Malheureusement, les décisions folles ne se traitent pas par la rationalité économique, car la rationalité ne peut rien dans un environnement de Cooptation et d’absence de règles de Gouvernance
 
Les tendances mondiales et les leçons à tirer

Dans son rapport annuel Golden Age of Gas Report (2011), l’Agence Internationnale de l’Energie (IEA / OCDE) donne les évaluations suivantes
Scenario GAS   2008 2015 2020 2025 2030 2035
Production totale gaz (est.) Milliards m3 3200 3700 4000 4400 4750 5200
Dont gaz non conventionnel (1) % % 12 13 16 18 21 24
Dont gaz de schiste (est.) % ~ 2 ~ 3 ~ 5 ~ 8 ~10 11
  1. gaz de schistes, tight gas, gaz de méthane
 
Jusqu’en 2025, la production de gaz non conventionnels sera portée par les tight sands (USA essentiellement) puis après 2025 par les gaz de schistes (USA, Chine, UE ?)

Dans son classement par pays (figure 1.8, p30), l’IAE présente un scenario de production de gaz (conventionnel et non conventionnel) à l’horizon 2035
    Rus
sie
USA Chine Iran Qa
tar
Cana
da
Alge
rie
Aus
tralie
Arabie
Saou
dite
Total gaz
(est.)
Gm3 875 780 300 280 260 190 180 160 150
Dont gaz non conventionnel
(est.)
Gm3 100 530 250 0 0 50 0 80 0
Ce tableau montre que l’Algérie figure parmi les pays pour lesquels l’IEA ne prévoit pas de production de gaz de schiste à l’horizon 2035.

Pourquoi ce Zéro en 2035, est-ce parce que l’IAE considère que nous avions une comptabilité analytique en 2002 et que nous utilisons des modelés de Recherche Opérationnelle ?
Est-ce un coup de l’impérialisme qui pourtant nous reconnait comme pays pivot en Afrique et dans la région MENA ?

Est-ce pour être volontairement rétrogradé après le micro Etat de 60 000 habitants autochtone ( Q)?

Le modelé de prévision de l’IEA utilise certainement des sous modules « impérialistes » de calcul économique qui sont trop rationnels !!! Experts de la rue de la Fédération (Paris 15), vous n’avez rien compris à la rationalité économique des Cooptés disposant d’un « diplôme » d’économie !

Ces modèles de l’IEA se trompent car ils ne tiennent pas compte de l’IRRATIONALITE dans le processus de décision des « experts de la résidence Chaabani » lesquels experts restent profondément attachés aux « calculs d’épiciers »

Qui a dit que ces experts ne sont pas suffisamment futés pour annoncer la reprise des explorations offshore près de Jijel (ou il n’y a rien à découvrir de rentable et compétitif avant 2030 !), uniquement pour aller visiter Petrobras a Rio de Janeiro, au moment précis du Carnaval de Rio (Ah, mon pov’ pays) ?

Conclusion

Les défis actuels de l’industrie mondiale du gaz non conventionnel
  • Nombre élevé de forages
  • Maitrise de la géologie régionale
  • Nombre élevé de pipelines en cas d’exploitation (une future industrie de spaghettis)
  • Exploitation des pipes, non rationnelle car les débits de gaz chutent de 10 à 1, d’où des coûts de transport très prohibitifs car le cout du transport varie exponentiellement avec l’inverse du débit
  • Conséquences environnementales
  • Incertitudes sur la régulation et la compétence (GN nouveau) des personnels des Agences
  • Incertitudes sur les coûts et les prix
  • Eau, stress hydrique, évolution du climat au Maghreb
  • L’Algérie est certes le …. 1er pays d’Afrique (en superficie) mais 80 % sont désertiques (stress hydrique ou absence de stress par absence d’eau !)
  • Rôle du pétrole en 2020 et absence probable de Fonds Financiers pour supporter les subventions (mais le FMI sera toujours là … comme en 14 …1994 ! pas 1914 !!)
 
Les défis du gaz non conventionnels sont nombreux mais l’Algérie dispose déjà de 60 ans de gaz naturel a très bas coût et de quelques 60 autres années de gaz à découvrir.

Dans ce cas, pourquoi se poser un problème, d’autant plus qu’il est insurmontable aujourd’hui et qu’il aura une solution technique et économique plus favorable après 2025 ?

On pourrait rétorquer « pourquoi faire simple, quand on peut faire compliqué »

Pourquoi s’allier à un Groupe pétrolier (ENI) qui n’a aucune expérience dans les Gaz Non Conventionnels ?

Jusqu’à quand l’Algérie va-t-elle prêter ses marchés (automobiles, camions, fer, gaz) à ces sociétés étrangères pour les aider à rentabiliser leurs mauvais achats de Merging & Acquisitions (GCC, ENI, etc)
 
La seule stratégie hydrocarbures qui s’impose « aux Algériens d’Algérie » est trop simple à formuler pour devoir être exposée
 
Les coûts d’exploitation des gaz de schistes algériens seront certainement beaucoup plus élevés qu’Europe, soit de l’ordre de 10 à 12 $/MBtu, soit près de 100 fois le coût du gaz algérien conventionnel, et face à un prix de vente netback Arzew de 3 $/ MBtu.

Le seul avantage est que cela permettra d’augmenter les subventions, les importations de casing (new opportunity !!!), de forer ces trous qu’on n’avait pas pu forer avec CK pour obtenir les 100 puits /10 000km2 au lieu de misérables 10 puits/10000 km2 indignes d’un grand pays comme l’Algérie!)
  • Fonder la stratégie sur les coûts, les coûts, les coûts et les avantages comparatifs
  • Développer Hassi Messaoud par la récupération tertiaire
  • Développer la pétrochimie à base d’éthane et de gaz naturel
  • Développer les industries de base des caoutchoucs et des textiles
  • Associer Sonatrach (industries de 1ere Génération) au seul Privé Algérien et « Relever les Manches Algériennes» : l’argent est disponible et il n’existe aucun savoir-faire ou technologie ou société qui ne s’achète pas !
  • Jusqu’en 2020, les Gaz Conventionnels ne concernent pas Sonatrach, mais un Institut du Gaz Non Conventionnel qui relèverait de l’IAP.

________________
Bio Express :
* Ingénieur Civil des Mines (Nancy) et Ingénieur économiste pétrolier (ENSPM/IFP). DEA Stat Math (ISUP –Paris) et Dr Science Eco (Dijon) Ali Kefaifi a exercé des responsabilités dans le secteur des hydrocarbures et de la pétrochimie.
- Chercheur RO (Oxy- Occidental Petroleum)
- Ingénieur production (vapocraqueur Carling/ Total)
- Directeur CMPK (Sonatrach /Skikda)
- Directeur projets (Uhde/Hoechst)
- Directeur projet (Rasco –Libye)
- Directeur Stratégie /Dévt. (Fonds Chimie-Alger)
- Conseiller et Directeur Stratégie (Ministère Energie- Alger)
- Président SGP
- Consultant Stratégie /Investissements (MIPI- Alger)

Lire également :
Le scandale du gaz
La politique pétrolière algérienne entre Charybde et Scylla, et les innombrables « héritages » légués par la gestion de CK.
2011-2012 : La loi sur les hydrocarbures, les pratiques pétrolières et le lourd héritage de C.K.
Algérie 2015 : Le spectre lancinant du début de la fin des exportations pétrolières.


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