“Le gaz de #schiste n’est pas rentable en Algérie

 

“Le gaz de schiste n’est pas rentable en Algérie”

MOHAMED TERKMANI, ANCIEN DIRECTEUR À SONATRACH

“Le gaz de schiste n’est pas rentable en Algérie”

L’exploitation du gaz de schiste n’est pas possible dans le pays en raison des énormes moyens financiers devant être mobilisés annuellement pour extraire ces ressources non conventionnelles.

Liberté : Comment commentez-vous la relance par le gouvernement de l’exploration et l’exploitation du gaz de schiste ?
M. Terkmani : La décision de relancer l’exploration et l’exploitation des schistes est assez inattendue car elle intervient à un moment bien plus défavorable qu’auparavant avec la chute drastique des cours du pétrole et du gaz. Il ne peut donc s’agir, comme précédemment, que d’un objectif à long terme avec seulement quelques puits d’évaluation dans le court terme. Et cela pour trois raisons principales. D’abord l’exploitation des hydrocarbures de schiste n’est rentable actuellement qu’aux USA et au Canada. Elle ne le sera pas avant bien longtemps en Algérie. Ensuite, quand bien même elle le serait, le projet de forage de 200 puits/an dont on a parlé pour exploiter le gaz de schiste ne pourra pas être réalisé avant très longtemps à  cause des moyens importants qu’il nécessite (nombre très élevé d’appareils de forage et autres équipements lourds, infrastructures, industries de support) et de la logistique à mettre en place. Enfin, on ne peut décider d’exploiter les schistes sur la base du ou des deux seuls puits d’évaluation. Des dizaines de puits ou même plus, avec un historique suffisant, seraient requis pour une estimation plus précise du potentiel et de la rentabilité du projet. Il aurait, néanmoins, été intéressant de connaître les résultats de ces premiers puits d’essai. Malheureusement, ces résultats n’ont, à ma connaissance, jamais été publiés comme s’il s’agissait d’une information top-secret.

Il est possible, cependant, d’estimer approximativement le potentiel de production des schistes algérien par analogie avec ceux du play de Barnet au Texas (USA), l’un des plus anciens donc disposant d’un des historiques de production les plus longs. Dans ce play, les réserves moyennes par puits sont de 1,3 Bcf (Billion cubic feet) soit l’équivalent de 37 millions de m3 de gaz. C’est ce que devrait donner la moyenne des puits algériens s’ils s’avèrent comparables. Avec des prix de $5-6 le MMbtu, le puits n’aurait rapporté que $5 millions à $7,9 millions alors qu’il revient à environ $20 millions sans compter les autres coûts de développement. Dans ces conditions, il faudrait que la récupération moyenne des puits algériens, soit environ 3 à 5 fois plus élevée que ceux du play de Barnet pour franchir le seuil de rentabilité.
En ce qui concerne la production des 200 puits envisagés annuellement, elle ne dépassera pas les 7,5 milliards de m3 par an, toujours par analogie avec le play de Barnet.
Sur la base de ces informations, nous pouvons dire que l’exploitation rentable des gaz de schiste ne sera pas possible avant le long ou le très long terme. Elle ne pourra alors constituer qu’un appoint à la consommation locale, ne représentant qu’environ 3% du futur mix énergétique algérien. Son volume sera insuffisant pour une exportation significative.

Quelles sont les conditions à réunir avant de se lancer dans l’exploration et l’exploitation du gaz de schiste ?
Je vois cinq conditions principales :
• engager un large débat national pour expliquer objectivement les enjeux de l’exploitation des hydrocarbures de schistes afin que chacun puisse se faire sa propre opinion sur la question alors qu’une grande confusion règne dans ce domaine. Aboutir à un consensus sur l’exploitation des schistes.
• Entamer une campagne d’exploration et d’essais pour délimiter les secteurs les plus propices à une éventuelle exploitation.
• Trouver un financement pour des investissements lourds d’où l’intérêt de s’associer avec des partenaires financièrement et technologiquement solides. Mais il n’est pas certain qu’ils accepteront de venir investir dans cette activité tant que la rentabilité du projet sera insuffisante alors qu’il pourrait obtenir un meilleur retour sur investissement dans les hydrocarbures conventionnels ou ailleurs. Il faudra donc attendre que le moment propice arrive pour cela.
• Être capable de gérer une opération complexe nécessitant des centaines de puits par an.
• Se préparer à fabriquer sur place les appareils de forage et autres équipements en forte demande pour les opérations.

Le gaz de schiste est-il la seule alternative pour garantir la sécurité énergétique du pays et honorer les contrats internationaux de vente de gaz ?
Le gaz de schiste n’est tout simplement pas une alternative pour garantir la sécurité énergétique du pays et encore moins pour garantir les contrats internationaux de vente du gaz. Comme nous l’avons déjà dit, ce n’est pas demain que l’Algérie sera en mesure de forer 200 puits à schiste par an. En supposant qu’elle en soit capable, la production totale de gaz qu’ils pourront fournir, estimée par analogie avec les play américains, se situera autour de 7 ou 8 milliards de m3/an. Un tel volume ne pourra que servir d’appoint à la production et sera loin de pouvoir honorer les contrats de vente. Par exemple, pour produire 100 milliards de m3 de gaz par an, il faudrait forer environ 3 000 puits par an. Sans commentaire !
Enfin, il ne faut pas oublier que le gaz de schiste est très coûteux à produire avec des marges bénéficiaires faibles. Son exportation éventuelle ne rapportera qu’une petite fraction des recettes qu’aurait rapportées le même volume de gaz conventionnel.

Pensez-vous que la solution de Sonatrach face à un déficit de production de puiser dans le gaz réinjecté pour augmenter les exportations de gaz soit pertinente ?
Toute réduction ou arrêt intempestif de la réinjection serait préjudiciable au gisement car il réduirait son taux de récupération ainsi que ses performances de production.
Cependant, pour les gisements vieillissants en déplétion avancée qui font encore l’objet d’une réinjection de gaz et dont les performances ont fortement décliné, on peut se poser la question de savoir si le moment est arrivé d’arrêter la réinjection de gaz pour certaines parties ou pour l’ensemble du gisement : c’est la phase de blow-down final. Mais pour savoir si ce moment est arrivé ou quand il arrivera, une étude de réservoir engineering complétée par une évaluation économique des résultats est requise.
En gros, il s’agit de savoir si la valeur accrue du gaz vendu aujourd’hui par rapport à la valeur considérablement réduite du même gaz vendu plus tard au terme de l’opération de réinjection, compense ou pas la diminution de brut ou de condensat induite par l’arrêt de la réinjection.
Si de telles évaluations préliminaires n’ont pas été menées, il y a risque de prendre la mauvaise décision à ce sujet.
Il faut savoir, par ailleurs, que l’Algérie cherche par tous les moyens à accroître ses recettes pour atténuer la grave crise financière à laquelle elle fait face depuis la chute des cours du brut. Elle ne peut le faire qu’en augmentant sa production d’hydrocarbures, seule ressource capable de générer de telles recettes.
Or, elle ne peut soutirer davantage à partir des gisements de pétrole pour les raisons suivantes : sa production s’essouffle et arrive tout juste à satisfaire son quota de l’Opep et quand bien même elle déciderait de surexploiter ses gisements de brut pour accroître la production, elle ne pourra pas dépasser son quota, à moins de tricher comme certains pays. En revanche, elle est libre de le faire avec le gaz  puisqu’il n’est soumis à aucun quota. Compte tenu du fait que la production gazière s’essouffle elle aussi, la tentation est grande de surexploiter les gisements de gaz et de réduire la réinjection dans les gisements de pétrole.

Que préconisez-vous pour assurer la sécurité énergétique du pays à moyen et long termes afin de consolider la position de Sonatrach en tant que fournisseur non négligeable d’hydrocarbures ?
Seuls les hydrocarbures conventionnels ont le potentiel de les assurer, mais pendant un certain temps seulement. Effectivement, lorsqu’on sait que la plus grande partie du domaine minier national reste inexplorée, nous ne pouvons que préconiser un renforcement de l’activité amont en investissant davantage dans l’exploration et la récupération assistée des gisements. Le partenariat avec des compagnies étrangères s’avère incontournable tant pour les investissements que pour leur savoir-faire. Il devrait être encouragé par une plus grande attractivité de la future loi sur les hydrocarbures qui a besoin d’être adaptée aux nouvelles conditions du marché actuel.
Parallèlement à cette action, nous préconisons de promouvoir l’efficacité énergétique et les économies d’énergie qui sont l’équivalent d’un immense gisement négligé d’hydrocarbures brut et de produits raffinés avec l’avantage que ce gisement est déjà développé et en attente d’exploitation.
Mais ce ne sont là que des mesures temporaires pour répondre à la crise financière que traverse le pays. La solution permanente consiste à développer une économie diversifiée basée sur les nombreuses ressources inexploitées ou sous-exploitées du pays pour promouvoir les exportations hors hydrocarbures et prendre la relève d’une rente pétrolière en voie d’extinction. Car tôt ou tard les exportations d’hydrocarbures cesseront et l’approvisionnement énergétique national finira par accuser un déficit. C’est inéluctable !
Les ressources financières générées par une économie diversifiée permettront d’importer, comme le font de nombreux pays, une partie de nos besoins énergétiques le jour où nous ne pourrons plus en produire la totalité. En ce sens, la diversification est aussi garante de la sécurité énergétique du pays. Sans elle c’est le chaos.

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