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  • : Algérie Pyrénées - de Toulouse à Tamanrasset
  • Algérie Pyrénées - de Toulouse à Tamanrasset
  • : L'Algérie où je suis né, le jour du débarquement des Américains, le 8 novembre 1942, je ne l'oublierai jamais. J'ai quitté ce pays en 1962 pour n'y retourner que 42 ans plus tard. Midi-Pyrénées m'a accueilli; j'ai mis du temps pour m'en imprégner...mais j'adore
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De Toulouse à Tamanrasset

 

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Le cirque de Gavarnie

L'Algérie, j'y suis né le jour du débarquement des Américains, le 8 novembre 1942. J'ai quitté ce pays merveilleux en 1962, pour n'y retourner qu'en août 2004, soit 42 ans plus tard...
Midi-Pyrénées m'a accueilli. J'ai mis du temps pour m'imprégner de Toulouse mais j'ai de suite été charmé par ce massif montagneux et ses rivières vagabondes que je parcours avec amour...Ah ces chères Pyrénées, que je m'y trouve bien ...! Vous y trouverez de nombreux articles dédiés à cette magnifique région et la capitale de Midi Pyrénées : Toulouse
L'Algérie, j'y suis revenu dix fois depuis; j'ai apprécié la chaleur de l'accueil, un accueil inégalé de par le monde.......L'espérance d'abord ...Une relative désillusion ensuite...Pourquoi alors que le pays a un potentiel énorme...Les gens sont perdus et ne savent pus que faire....Les jeunes n'en parlons pas, ils ne trouvent leur salut que dans la fuite....Est-il bon de dénoncer cela? Ce n'est pas en se taisant que les choses avanceront.
Il y a un décalage énorme entre la pensée du peuple et des amis que je rencontre régulièrement et les propos tenus dans les divers forums qui reprennent généralement les milieux lobbyistes relayant les consignes gouvernementales...
Les piliers de l'Algérie, à savoir, armée, religion et tenants du pouvoir sont un frein au développement de l'Algérie ....Le Pays est en veilleuse....Les gens reçoivent des ….sucettes...Juste le nécessaire... pour que ....rien nez bouge....
Pourtant des individus valeureux il y en a ....Mais pourquoi garder des élites qui pourraient remettre en cause une situation permettant aux tenants des institutions de profiter des immenses ressources de l'Algérie. Le peuple devenu passif n'a plus qu'un seul espoir : Dieu envers qui il se retourne de plus en plus...Dieu et la famille, cette famille qui revêt une importance capitale en Algérie.

Le vent de la réforme n'est pas passé en Algérie tant les citoyens sont sclérosés dans les habitudes et les traditions relevant des siècles passés....La réforme voire la révolution passera....à l'heure d'Internet, on ne peut bâillonner le peuple indéfiniment...Cela prendra du temps mais cela se ferra...
Pour le moment le tiens à saluer tous les amis que j'ai en Algérie et Dieu sait que j'en ai....C'est pour eux que j'écris ces blogs, quand bien même je choisis souvent mes articles dans la presse algérienne....pour ne pas froisser la susceptibilité à fleur de peau de l'Algérien...

Cordialement,
Le Pèlerin

 

 

 

 

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26 mai 2016 4 26 /05 /mai /2016 15:47

François Hollande désigné "Homme d’État mondial" 2016 par une fondation new-yorkaise

Au Diable les Casseurs et ceux qui prient pour que le nombre de chômeurs en France augmente

La fondation interconfessionnelle "The Appeal of Conscience" a annoncé mercredi que François Hollande était le lauréat de son prix "Homme d'État mondial" 2016. Il succède notamment à l'ex-président indonésien, accusé d'avoir orchestré un génocide.

Alors qu’il bat des records d’impopularité dans son pays, le président français, François Hollande, vient d’être couronné à New York pour son action politique. La fondation interconfessionnelle "The Appeal of Conscience", a annoncé, mercredi 25 mai, que le chef d’État était le lauréat de son prix "Homme d'État mondial" 2016.

Ce prix "honore les dirigeants qui soutiennent la paix et la liberté, par la promotion de la tolérance, la dignité humaine et les droits de l'Homme, en défendant ces causes dans leur pays et en travaillant avec d'autres dirigeants mondiaux pour bâtir un avenir meilleur pour tous", a précisé la fondation new-yorkaise dans un communiqué. "Le président Hollande sera reconnu pour son leadership dans la sauvegarde de la démocratie et de la liberté dans un moment d'attaques terroristes et pour sa contribution à la stabilité et la sécurité mondiales", ajoute le communiqué.

Ce n’est pas la première fois que cette fondation décerne ce titre à un Français. Nicolas Sarkozy l’avait déjà reçu en 2008, un an après sa prise de fonction à la tête du pays. "The Appeal of Conscience" a également remis cette distinction au Premier ministre britannique, David Cameron, en 2015 et au président mexicain, Enrique Peña Nieto, en 2014.

Un prix controversé pour le président indonésien

En 2013, l’octroi du titre au président indonésien, Susilo Bambang Yudhoyono, avait créé une polémique. Loin d’être considéré comme un exemple en matière de leadership, le chef d'État avait été vivement critiqué pour son échec dans la protection des minorités en Indonésie, premier pays musulman au monde. Le dirigeant a également été accusé d’avoir orchestré un génocide dans l’ouest de la Papouasie.

“The Appeal of Conscience” est une organisation influente sur la scène politique aux États-Unis. […] Décerner le prix à Yudhoyono va donner une bonne image de cette organisation. Les intérêts du peuple indonésien ne sont absolument pas pris en compte", avait dénoncé, en 2013, un activiste des droits de l’Homme, Choirul Anam, dans les colonnes du Jakarta Post.

La Fondation "Appeal of Conscience" a été fondée en 1965 par le rabbin Arthur Schneier et affirme "travailler au nom de la liberté religieuse et des droits de l'Homme partout dans le monde". Elle remettra son "World Statesman Award" à François Hollande le 19 septembre 2016, lors de son 51e dîner annuel au Waldorf Astoria à New York.

Source France 24

Le Pèlerin            

 

Published by Le Pèlerin - dans Société
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16 mai 2016 1 16 /05 /mai /2016 14:02

Toulouse Football Club – TFC -Un instant inoubliable

Toulouse Football Club

Je vous invite à regarder ce reportage relatif au maintien du Toulouse Football club lors de la dernière journée de championnat de Ligue 1

Je voulais me rendre à Angers…Je ne l’ai pas fait et j’ai passé le match, les yeux rivés sur mon téléviseur

Le pari était totalement fou et pourtant ils l’ont fait

Le lien ci-dessous vous donnera un petit aperçu de l’ambiance qui regnait avant, pendant et après le match

http://www.lesviolets.com/actu/l-incroyable-reportage-de-j+1-sur-le-maintien,35890.html

Merci Pascal Dupraz

Le Pèlerin

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29 avril 2016 5 29 /04 /avril /2016 13:30

La transition énergétique dans l'impasse: L'Algérie s'enfonce dans le péril (1/5)

L’Algérie et les ressources énergétiques 1/5

Le bruit court et les déclarations se multiplient, 97% des exportations de l'Algérie provenaient des hydrocarbures et le reste, soit 3%, revenait au secteur hors hydrocarbures.

Bien sûr, un progrès minime et symbolique de 1% (98% auparavant) mais qui laissait espérer l'amorce d'une sortie progressive de l'ornière des hydrocarbures dans laquelle l'économie nationale s'est entravée et qui l'empêche de se diversifier, alors que l'après-pétrole tout proche menace. En effet, si la contribution du secteur hors hydrocarbures semblait s'être améliorée pour atteindre 3% du total des exportations, il s'est avéré que 0,65% de cette contribution était dû à des produits et dérivés pétroliers, c'est-à-dire des produits et dérivés à classer avec les hydrocarbures et non pas en dehors. Dans ces conditions, un calcul simple montre que, en réalité, les hydrocarbures représentent 99% et non pas 97% du total des exportations, alors que le secteur hors hydrocarbures n'en représente que 1% et non pas 3%. Non seulement l'ornière ne s'était pas atténuée mais, en atteignant la cote des 99%, était plus profonde qu'on ne pense. Il y a donc un haut risque, si on n'arrive plus à redresser rapidement la situation, de peur de voir le pays régresser vers une économie immergente au lieu de progresser vers l'économie émergente. L'Algérie aura-t-elle le temps et les ressources nécessaires pour se préparer à une économie d'après-pétrole dans le contexte d'un déclin de la rente pétro-gazière prévue pour disparaître complètement autour de 2030 si aucune action n'est entreprise pour retarder cette échéance ?

Une économie mono-rentière très spécifique à l'Algérie est loin d'être prête pour un après-pétrole qui s'invite pour très bientôt. A cela le plus commun des lecteurs peut être surpris, habitué à la vague et fausse notion que l'après-pétrole est synonyme de tarissement des gisements donc une éventualité encore lointaine dont il n'y a pas lieu de s'inquiéter pour le moment et que la théorie du « peak-oil » devient absurde et peut-être que facultatif et que le pétrole et le gaz sont des économies hôtes et qu'il faut s'en foutre ? Par définition, l'après-pétrole commencera le jour où la rente pétro-gazière ne pourra plus équilibrer la balance commerciale.

Sur la base de cette définition, le début de l'après-pétrole est tout proche et des signes avant-coureurs annoncés par les agissements anormaux des responsables du secteur énergétique du pays. Les institutions financière du pays, notamment la Banque nationale d'Algérie (BNA) et la Banque extérieure d'Algérie (BEA), n'ont pas pu, en maintes occasions, s'empêcher de tirer la sonnette d'alarme à propos de balances des paiements déficitaires. La Banque Mondiale (BM) signale, quant à elle, que le solde de la balance des comptes courants de l'Algérie devrait baisser de 2,6% du PIB en 2014 à 0,1% en 2015, où en est-on aujourd'hui ?

Telles que la situation prévaut, il reste très peu de temps, certainement pas assez, pour mener à bien la transition vers une économie diversifiée, car la durée de vie de la rente s'annonce bel et bien plus courte que le temps requis pour cette transition. Surtout qu'il n'existe aucune politique énergétique, aucune stratégie, ni même une vision claire pour y parvenir. Aucun des programmes mis en œuvre à cette fin ne s'est avéré efficace jusque-là, avec des perpétuels changements de têtes recommandées par l'oligarchie du pouvoir se relayent au chevet de dame dinosaure Sonatrach agonisante. Depuis des décennies, nous ne faisons qu'entendre le même refrain qui revient à longueur d'année comme un leitmotiv : «Le développement des hydrocarbures servira à générer les revenus permettant de développer l'économie nationale ». Tout cela avait été prévu par la première charte nationale et le plan Valhyd ? En réalité, le développement de l'économie s'est confondu avec celui des hydrocarbures. Et s'il est vrai que des actions ont été entreprises dans les autres secteurs, la plupart se sont soldées par des échecs, et à chaque échec on sonnait la fuite vers la forteresse des hydrocarbures, seule capable d'assurer survie et protection. A tel point qu'on a créé domicile dans cette forteresse confortable, sans trop se préoccuper de ce qui se passait dehors.

Après 53 ans d'indépendance, les choses se sont empirées, le pays dépend fortement de la recette des hydrocarbures exportées à hauteur de 99%. Une telle situation rend l'Algérie extrêmement fragile aux fluctuations du marché et la met en grand danger en cas de chute des prix ou de crise. La crise de la fin des années 80 est là pour le rappeler. Aujourd'hui, nous sommes en 2015, cette même crise est devenue une maladie chronique. La question fondamentale que nous devons soulever sur ce point est de savoir si on peut compter sur le potentiel des principales énergies alternatives de substitution disponibles en Algérie (solaire, schistes, charbon et uranium) pour assurer une transition énergétique et économique d'ici 2030, date butoir probable de la fin du pétrole et du gaz en Algérie, sous réserves de miracles de découvrir d'autres gisements potentiels.

Potentiel des énergies alternatives de substitution 
1 - Les hydrocarbures de schiste

Il est pratiquement impossible d'évaluer le potentiel de production des schistes en Algérie pour la simple raison qu'on vient tout juste de forer un puits d'exploration a In Salah alors qu'aucune exploitation n'a commencé, alors que des dizaines, voire des centaines de puits pour acquérir un historique de production suffisant et nécessaires pour avoir une idée sur le potentiel et le choix des techniques d'exploitation. Par conséquent, la meilleure approche possible pour estimer le potentiel des schistes algériens, en l'état actuel des choses, serait une estimation analogique par rapport à celui des schistes américains où des dizaines de milliers de puits ont été forés et notamment les schistes de Barnett (Texas) où les puits possèdent l'historique le plus long. Ce rapprochement n'est pas évident, car la structure géologique change d'un continent à un autre, d'une région à une autre. Cette estimation analogique a déjà été entreprise dans une précédente contribution et a permis d'arriver à la conclusion qu'avec le forage de 200 puits par an on arrivera à obtenir une production à peine de 6 milliards de m3 de gaz/an. Si l'on porte le nombre de puits à 240 par an pour correspondre aux prévisions officielles de forage, elle ne dépassera pas les 7,2 milliards de m3/an, ce qui diffère très substantiellement des 60 milliards de m3 avancés à moins de forer environ 2000 puits par an. La technologie ne peut pas faire beaucoup mieux actuellement. Telles que les choses se présentent au plan des coûts, l'exploitation des schistes en Algérie n'est pas encore une opération rentable. C'est la raison pour laquelle il serait préférable, pour le moment, de se limiter à des projets pilotes jusqu'au jour où une combinaison favorable des progrès technologiques, des coûts et des prix du gaz rendra un développement à grande échelle attrayant.

2 - L'énergie solaire

Tarissement annoncé des puits de gaz et de pétrole, l'Algérie s'est investie officiellement dans les méga-projets d'énergies renouvelables, essentiellement solaire, qui prévoit à l'horizon 2030 l'installation d'une capacité de 22.000 mW, d'une valeur de 130 milliards de dollars et qu'il était loin d'être rentable tout comme cela est souvent le cas à l'étranger où les projets de cette nature ne survivent que grâce aux subventions. De plus, ses dimensions démesurées rendent peu probable son achèvement dans les délais prévus, c'est-à-dire bien après le tarissement de nos ressources pétro-gazières, sous réserves de nouvelles découvertes en conventionnel.

Sur la base des performances de la station solaire de Hassi Rmel qui, avec une puissance de 30 mW permettra d'économiser 7 millions de m3 de gaz/an, que le méga-projet ne pourra en économiser plus de 5 milliards de m3/an. Tout comme il ne pourra économiser plus de 150 milliards de m3 de gaz au cours de sa durée de vie, ce qui est largement inférieur aux 600 milliards avancés dans une autre estimation. 
3 - Potentiel du charbon 
Les réserves, réparties dans le bassin de Bechar, s'élèveraient à un total de 263 millions de tonnes mais ont été abandonnées depuis des décennies, permettront d'économiser un total de 2,7 milliards de m3 de gaz.

4 - Potentiel du nucléaire

Il est question, depuis un certain temps, de construire vers 2025, la première centrale nucléaire algérienne pour faire face à l'accroissement galopant de la consommation d'énergie électrique.

Selon les données du ministère de l'Energie et des Mines, les réserves prouvées de l'Algérie en uranium avoisinent les 29.000 tonnes, tout juste de quoi faire fonctionner deux centrales nucléaires d'une capacité de 1000 mégawatts chacune pour une durée de 60 ans. Un ambitieux programme avait été initié par monsieur Chakib Khelil l'ancien ministre de L'Energie et des Mines qui prévoyait de produire du combustible nucléaire à l'aide des phosphates nationaux disponibles.

En supposant qu'une telle centrale nucléaire civile sera construite malgré les problèmes de rentabilité, de sécurité et d'alimentation en eau, elle ne permettra d'économiser qu'environ 1,35 milliard de m3 de gaz par an et donner à l'Algérie l'accès à ce genre d'énergie méconnu dans notre pays et faciliter la transition d'une partie essentielle du panier des énergies devant remplacer progressivement le pétrole et le gaz.

5 - Contribution de l'ensemble des énergies alternatives au futur mix énergétique algérien.

Le total de toutes ces contributions, en équivalent gaz, qu'ils permettront d'économiser, s'élève donc à 16,25 milliards de m3/an. Comparé à la production actuelle de gaz d'environ 85 milliards de m3/an, l'apport de ces 16 milliards n'en représentera que 19%. En fait, si l'on tient compte de l'accroissement de la consommation locale qui pourrait atteindre les 70 milliards de m3/an d'ici 2030, et si on veut maintenir les exportations à leur niveau actuel de 55 milliards de m3/an, la production totale devra s'élever à environ 125 milliards de m3/an. Dans ce cas, l'apport de 16 milliards de m3/an ne représentera que 13% du total. Comparé à la production totale d'hydrocarbures (gaz + liquides + brut) qui tourne actuellement autour de 200 millions de TEP, cet apport ne représentera plus que 6.5% du total. On déduit que : seuls les hydrocarbures conventionnels pourront jouer dans la transition vers une économie d'après-pétrole. Il est tout à fait clair que les énergies alternatives, même si elles s'avèrent rentables, ne pourront apporter qu'une contribution très marginale par rapport aux besoins énergétiques anticipés à l'horizon 2030 (et probablement au-delà).

Elles ne seront pas en mesure de générer les ressources nécessaires au financement de l'économie d'après-pétrole. Dans ces conditions, tout l'espoir réside dans les hydrocarbures conventionnels qui seuls peuvent jouer le rôle d'une énergie de transition capable de générer les ressources requises à cette fin. D'autant plus que le domaine minier algérien est réputé être sous-exploré et sous-exploité à 85%. Pour y parvenir, il sera nécessaire de concentrer le gros des efforts à l'amont afin de stimuler la production et freiner ou, encore mieux, inverser le déclin dans lequel celle-ci vient d'entrer. Si ces efforts donnent leurs fruits alors une nouvelle chance, à ne pas rater, s'offrira pour préparer l'après-pétrole en gardant à l'esprit qu'elle sera peut-être la dernière, car les capacités futures de l'amont restent incertaines. Aussi, nous ne pouvons qu'être en accord complet avec la démarche des responsables du secteur de l'énergie qui, pour les mêmes raisons ou pour des raisons différentes, concentrent le gros des efforts sur l'amont des hydrocarbures conventionnels..

Par contre, l'immense investissement de plusieurs centaines de milliards de dollars prévu pour les énergies alternatives, en particulier le solaire et les schistes, semble prématuré et devrait être retardé jusqu'à ce que les projets deviennent rentables. Entre-temps, des développements pilotes limités suffiront pour se préparer, au moment opportun, à un déploiement à grande échelle sachant que tôt ou tard ces énergies trouveront la place qui leur revient dans le futur mix énergétique.

L'essentiel d'un tel investissement pourrait être utilisé à meilleur escient pour promouvoir l'économie d'après-pétrole et, dans le même ordre d'idées, pour renforcer encore d'avantage l'amont pétro-gazier. Au point où nous sommes et aussi paradoxal que cela puisse paraître, la meilleure voie à suivre pour ne plus dépendre de la rente c'est de la prolonger le plus longtemps possible.

Le paradoxe des centrales hybrides solaire/gaz

Comme solution de rechange pour parer à l'épuisement drastique des réserves en hydrocarbures conventionnels et en vue d'assurer son après-pétrole, le recours à d'autres énergies à été obligé.

Un véritable mégaprojet initié en 2011 prévoyant de mettre en place d'ici 2030 une capacité de 22.000 mégawatts d'électricité solaire dont 10.000 destinés à l'exportation. L'objectif recherché est de produire, à cette date, 40% de la consommation nationale d'énergie électrique et semble être inspiré par l'Agence internationale de l'énergie (AIE) qui prévoie que, à l'horizon 2030, 40% de l'énergie électrique mondiale sera d'origine renouvelable. Un objectif d'ailleurs plus que douteux vu le revirement vis-à-vis du solaire dans de nombreux pays comme l'Allemagne et la mise en veilleuse de Déserte, dont l'Algérie est partisane. Le projet proprement algérien, qui repose sur le déploiement à grande échelle de plusieurs formes d'énergie solaire, en l'occurrence le photovoltaïque, le thermo-solaire et les centrales hybrides solaire/gaz. En vérité, pour plus d'information pour le lecteur, il existe deux types de stations solaires utilisant deux procédés complètement différents pour la production d'électricité : le photovoltaïque et le thermo-solaire.

Le photovoltaïque consiste à produire de l'électricité directement à partir du rayonnement solaire. Il nécessite pour cela l'utilisation de cellules à base de silicium cristallin dont le fonctionnement repose sur le principe des semi-conducteurs et à l'intérieur desquelles quelques électrons sont mis en mouvement (faible courant) lorsqu'ils sont bombardés par les rayons lumineux (photons). Pour récolter de grandes quantités d'électricité, il faut mettre en œuvre un nombre très élevés de cellules regroupées en panneaux qui sont eux-mêmes déployés à l'intérieur de parcs solaires pouvant couvrir des centaines d'hectares, afin de multiplier la collecte d'énergie au prorata de la surface engagée. Nous n'en dirons pas plus sur le photovoltaïque car il n'a rien à voir avec les centrales hybrides.

Le thermo-solaire, quant à lui, produit de l'électricité indirectement à partir de la chaleur émise par les rayons du soleil. Celle-ci est captée par des miroirs en général de forme cylindro-parabolique, permettant de recevoir la chaleur diffuse envoyée par le soleil. Le miroir concentre cette chaleur et la renvoie vers un fluide qui doit cumuler cette chaleur de plusieurs centaines de degré Celsius. Cette chaleur (énergie) est transportée le long d'une ligne à des fins utiles. Dans notre cas, le fluide caloporteur circulant le long de ces lignes focales dans des canalisations est dirigé à très haute température vers un échangeur de chaleur pour chauffer une chaudière. La vapeur ainsi produite va faire tourner une turbine à vapeur qui, reliée à un alternateur, génèrera l'électricité requise. On obtient la transformation suivante : énergie solaire -énergie calorifique-énergie mécanique- et enfin du courant électrique à consommer. La quantité de chaleur fournie par chaque miroir étant faible, il sera nécessaire d'en déployer un très grand nombre dans des parcs thermo-solaires pouvant, eux aussi, couvrir des centaines d'hectares. L'électricité produite sera donc proportionnelle à la quantité de chaleur générée.

Aussi, un pays comme l'Algérie gagnerait-il mieux s'il réfléchit avant de poursuivre le reste du projet de centrales hybrides qui soulève bien des interrogations.

Parmi ces interrogations, il y a celles qui portent sur la raison d'être des nombreuses centrales hybrides solaire/gaz programmées dans le cadre du projet et dont le nombre s'élève à 27, a-t-on annoncé. En effet, force est de constater que ces centrales ne sont pas, comme on le prétend, la grande percée technologique ouvrant une nouvelle approche pour la promotion de l'électricité solaire. Bien au contraire, elles sont en complète contradiction avec une telle vision et aboutissent à un résultat tout à fait opposé. L'Algérie, qui est le premier, ou l'un des tous premiers, parmi les rares pays qui en ont déjà implanté une sur leur sol, semble s'y être engagée un peu trop vite et sans réflexion préalable.

S'agit-il, au juste d'une avancée innovatrice ! Ou, au contraire, d'une surprenante aberration technologique ? Pour s'en convaincre, il est nécessaire, tout d'abord, de comprendre ce qu'est une station solaire, ce qu'est une centrale électrique à cycle combiné gaz, ce qu'est une centrale hybride solaire/gaz et avoir une idée du manque de rentabilité des projets thermo-solaires.

A suivre...

Y. Mérabet

Ingénieur d'Etat, expert en énergie - Association algérienne des relations internationales - 119 Bd Didouche-Mourad, Alger Centre

Le Pèlerin  

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29 avril 2016 5 29 /04 /avril /2016 12:43

La transition énergétique dans l'impasse: L'Algérie s'enfonce dans le péril (2/5)

L’Algérie et les ressources énergétiques 2/5

1) Les stations solaires et les centrales électriques à cycle combiné gaz 
Ces centrales utilisent le gaz comme combustible et se différencient des anciennes centrales à cycle simple. A cela on fait appel à des turbines à gaz qui ont cette particularité de rejeter des gaz de combustion très chauds (environ 600°C). Avec les anciennes centrales à cycle simple, ces gaz chauds étaient tout simplement rejetés dans l'atmosphère, ce qui constituait une perte énorme d'énergie thermique. Aujourd'hui avec les innovations technologiques, cette perte d'énergie est récupérée pour augmenter l'efficacité énergétique de la turbine. Ces gaz d'échappement sont récupérés et dirigés vers un échangeur de chaleur qui permettra de chauffer une chaudière, d'où une plus-value d'énergie utile. La vapeur ainsi produite va servir à faire tourner une seconde turbine (à vapeur cette fois-ci, la première à gaz) couplée à un alternateur qui générera une quantité supplémentaire d'électricité venant s'ajouter à celle produite par la turbine à gaz. Il en résulte de tout cela un cycle combiné gaz/vapeur améliorant considérablement le rendement de la centrale électrique. C'est grâce à la présence de cette turbine à vapeur qu'on attribue le nom de centrale hybride à cette combinaison de deux turbines une à gaz et l'autre à vapeur.

2) Les centrales hybrides solaire/gaz

L'énergie solaire n'est permanente, cela dépend de la lumière du jour, ce qui nous amène à pallier ce problème par des solutions très simples et à notre portée, la nature est clémente : les gisements d'hydrocarbures se trouvent dans des régions très ensoleillées, les plus au monde. Nos centrales doivent produire de l'électricité en permanence, afin assurer à nos clients sans interruption leur besoin en énergie. En effet, outre les coûts élevés qui réduisent considérablement la rentabilité des centrales solaires par rapport aux centrales à gaz, elles présentent l'inconvénient majeur de fonctionner par intermittence, c'est-à-dire le jour seulement lorsque le soleil brille, avec arrêt complet la nuit et production limitée par temps nuageux et lors de vents de sable. D'où la nécessité de mettre en place des capacités de stockage pour y remédier, sauf que celles-ci se trouvent encore au stade expérimental et sont encore loin de connaître une application commerciale fiable, sans parler de leurs coûts élevés. C'est là une des raisons principales ayant conduit à concevoir des centrales hybrides solaire/gaz afin de contourner le problème de stockage. Un tel projet n'aurait pu voir le jour sans l'existence d'un dénominateur commun à savoir : le gaz et le soleil sur le même lieu.

C'est cela une centrale hybride solaire/gaz : la simple juxtaposition d'une station solaire et d'une centrale électrique à cycle combiné, raccordées par une turbine à vapeur commune. Rien de plus. Il en résulte, entre autres, un surdimensionnement excessif des turbines à gaz par rapport à la partie solaire entraînant ainsi une surconsommation excessive de gaz contrairement à l'objectif d'un projet solaire. Un tel déséquilibre est pratiquement impossible à réduire de manière significative à cause du concept même sur lequel repose l'hybridation.

L'exemple des stations hybrides de Hassi-R'mel (Algérie) et d'Aïn Béni Mathar (Maroc)

La centrale hybride de Hassi-R'mel (Tilghemt) illustre parfaitement ce qui vient d'être dit. Il s'agit en fait d'une grosse centrale à cycle combiné gaz de 120 MW à laquelle est intégrée une petite station thermo-solaire de 30 MW, soit 20% du total. Dans ces conditions, chaque fois que la station solaire nous économise un certain volume de gaz, la centrale à gaz en consomme 4 fois plus le jour et 4 fois plus la nuit, soit 8 fois plus au total. En réalité, le déséquilibre est bien plus grand car la station ne fonctionne jamais au maximum de ses 30 MW et cela pour plusieurs raisons. D'abord, la luminosité n'atteint son maximum qu'à midi et décroît progressivement lorsqu'on s'en éloigne pour disparaître complètement en début et en fin de journée. Ensuite, cette luminosité varie en durée et en intensité en fonction des saisons, par temps nuageux et lors de vents de sable. Enfin, en cas de défaillance technique en tout cas.

Par exemple, si la station ne fonctionne qu'à 50% de sa capacité, les turbines à gaz consommeront environ 16 fois ce qu'elle économise. On dit même, sauf démenti, que seulement 3% de l'électricité produite par la centrale hybride est d'origine solaire, le reste, soit 97%, étant généré par les turbines à gaz. Drôle de façon d'économiser le gaz et de promouvoir le solaire !

Dans le cas de la centrale hybride marocaine d'Aïn Béni Mathar où la partie solaire de 20 MW ne représente qu'environ 4% du total des 472 MW, la situation est encore pire qu'à Hassi-R'mel. Ainsi, pour chaque mètre cube d'économisé par la partie solaire c'est environ 47 m3 de gaz qui sont consommés par la partie cycle combiné. Chiffre qui peut s'élever à 94 m3 si l'unité solaire ne fonctionne qu'à 50% de sa capacité. On dit même que 5% seulement de l'électricité produite serait d'origine solaire. De ce fait, les centrales hybrides ne peuvent se comprendre ni se justifier car en totale contradiction avec le rôle solaire qu'elles sont supposées jouer pour préserver des ressources gazières en déclin.

Le solaire et les centrales hybrides sont-ils rentables ?

Pour cela, il n'y a pas que la consommation démesurée de gaz qui pose le problème, mais aussi le coût excessif des stations thermo-solaires, coût qui les rend non rentables par rapport aux centrales à cycle combiné. Cette non-rentabilité se répercute automatiquement sur les centrales hybrides qui, de ce fait, deviennent de moins en moins rentables avec l'accroissement relatif de la partie solaire par rapport à l'ensemble. Les résultats, basés sur les prix de revient de ce genre de stations à travers le monde, sur la quantité de gaz qu'elles permettent d'économiser et sur une durée de vie moyenne de 30 ans, nous montre que le break-even point, c'est-à-dire le seuil de rentabilité, ne peut être atteint que si les prix du gaz s'élèvent à environ le MM btu. Sachant que les prix du gaz pour les contrats de longue durée tournent autour de le MM btu, il devient évident que le thermo-solaire est loin d'être rentable. Il le sera bien moins avec les prix spots de ou le MM btu et même énormément moins avec les prix locaux subventionnés.

Par conséquent, les centrales hybrides seront toujours, à puissance égale, bien plus coûteuse qu'une centrale à 100% cycle combiné. Cet argument économique vient donc s'ajouter à celui de la consommation excessive de gaz pour montrer qu'elles n'ont aucune raison d'exister.

En conclusion de la première partie :

Les centrales hybrides, présentées comme étant une avancée innovatrice, sont en réalité, pour un pays comme l'Algérie, une véritable aberration technologique. Au lieu de promouvoir l'énergie solaire, celle-ci se trouve réduite à sa plus simple expression et c'est le gaz qui se taille la part du lion dans la production d'électricité alors que le but recherché est sa conservation dans le contexte d'un épuisement proche des réserves. De plus, ces centrales sont d'autant plus injustifiées que les coûts de l'hybridation compromettent leur rentabilité.

Illusion et réalité sur les chiffres des réserves du gaz schiste

Il y a à peine quelques années, rares étaient ceux qui, à part les spécialistes, avaient entendu parler des schistes et des hydrocarbures de schiste. Je me rappelle c'était lors de GNL16 de 2010 qui s'est très mal déroulé à Oran que j'avais soumis à monsieur le ministre de l'Energie et des Mines un écrit sur le gaz de schiste (dit à cet époque : gaz américain), le qualifiant d'hydrocarbure de mauvais goût, s'il serait commercialisé sur le marché mondial au vu de son développement spectaculaire aux Etats-Unis. C'était à la 10e session du Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG) qui devait avoir lieu à Oran le 10 avril 2010, en marge de la 16e Conférence mondiale du gaz (GNL 16), que le sujet du gaz de schiste devait être abordé pour la première fois par les majors producteurs de GNL à savoir : la Russie, l'Iran, l'Algérie et le Qatar et enfin d'essayer de faire barrage à l'entrée sur le marché au gaz de schiste, nouvellement connu dans les médias pétroliers, ceci dans l'unique but de protéger nos prix du gaz conventionnel . Une réunion d'experts devait précéder la rencontre ministérielle. 11 pays membres du Forum et 3 pays observateurs et des ministres «spécialement invités» participeront à la rencontre. L'Algérie devrait présenter une étude sur le bilan offre-demande de gaz naturel à moyen terme sur les principaux marchés de consommation. Tout paraissait bien se passer. Mais voilà la surprise, un nuage de poussière provoqué par le volcan islandais aurait entraîné l'annulation des deux premiers vols qui devaient arriver, de Londres et de Paris. Quelque 4.000 délégués et 200 groupes énergétiques internationaux devraient participer au GNL16, étaient attendu… la poussière islandaise a empêché dit-on, une bonne partie des délégations européennes n'ont pas pu rejoindre Oran… la conférence échoue !

Le miracle pour Oran s'est subitement transformé en mirage. Une OPEP du gaz devait avoir le jour et pour siège Oran, un Hub (marché) de GNL ainsi qu'un grand pôle pétrochimique à Arzew, c'est tombé à l'eau. Oran vient de perdre ! De toute façon, le limogeage de Chakib Khelil a créé plus de mal que de bien pour le pays, son remplaçant a paralysé les activités pétro-gazières pendant 5 ans. Cette précieuse de perte de temps a fait avancer la date de fin des hydrocarbures conventionnels de 5 précieuses années sur l'échéancier, ça se serait plus tôt en 2025 au lieu de 2030. Cette source d'énergie fossile non conventionnelle qu'est le gaz de schiste et l'intérêt grandissant que lui portent de nombreux pays, ils sont aujourd'hui devenus l'exemple inouï cité dans le monde énergivore, et suscitent toutes sortes de spéculations sur l'importance énorme des réserves et sur leur potentiel de production.

Cet intérêt a été rehaussé par les récentes évaluations et réévaluations des réserves entreprises à l'échelle mondiale par des organismes spécialisés tels que l'EIA (Energy Information Agency dépendant du Département US de l'Energie) qui ont mis en relief de vastes ressources réparties à travers les cinq continents, où chacun a reçu sa part fictive sur papier. Les chiffres (hors US) avancés donnent le vertige avec des volumes de gaz en place estimés globalement à 882 000 milliards de m3 dont 188 000 milliards de réserves techniquement récupérables. À cela, s'ajoutent 5 799 milliards de barils de pétrole en place dont 287 milliards techniquement récupérables. De nombreux pays découvrent subitement, à travers ces évaluations, que leurs sous-sols contiennent de vastes réserves qu'ils souhaitent mettre en valeur au plus tôt pour satisfaire leurs besoins actuels ou futurs, dont l'Algérie où cette polémique a failli se dégénérer par une révolte populaire à In Salah.

L'un de ces pays, l'Algérie, se découvre brusquement un volume de gaz en place de 97 000 milliards de m3 dont 20 000 milliards de réserves techniquement récupérables ce qui la place au troisième rang dans le monde après la Chine et l'Argentine, juste devant les USA. A cela s'ajoutent 121 milliards de barils de pétrole + liquides dont 5,7 milliards de réserves techniquement récupérables. Le ministère de l'Energie et des Mines (MEM) et le président générale de Sonatrach poussent leur plaisanterie mensongère plus loin. D'abord en estimant à la hausse les volumes de gaz en place et les réserves techniquement récupérables qui sont portés respectivement à 180 000 milliards et 27 000 milliards de m3. Ensuite, en prévoyant une production annuelle de 60 milliards de m3/an grâce au forage de 240 puits/an. D'où la tendance, pour beaucoup, à croire qu'il s'agit là d'une panacée providentielle qui permettra de remplacer assurément les hydrocarbures conventionnels en voie d'épuisement et de prolonger indéfiniment une rente en voie de disparition. Sauf que la réalité est tout autre comme ils l'ont imaginé, car les réserves en question sont des réserves dites techniquement récupérables dont le sens ambigu peut prêter à confusion, alors que les prévisions de production annoncées se basent sur des débits de puits très surestimés, près de 10 fois plus élevée que la production moyenne par puits aux USA. Il est donc grand temps de faire la part des choses entre ce qui appartient à la réalité et ce qui relève de l'illusion.

Des réserves techniquement récupérables

Les chiffres de réserves présentés dans les différents rapports ne portent, en fait, que sur des réserves dites techniquement récupérables, sans tenir compte de l'aspect économique. Aussi il est important, avant d'aller plus loin, de définir le sens de cette catégorie de réserves afin de clarifier sa signification. Il suffit, pour cela, de dire que les réserves techniquement récupérables sont des réserves pouvant être produites en utilisant les technologies actuellement disponibles mais sans savoir si elles seront économiquement récupérables ou pas. La question qui vient alors immédiatement à l'esprit du lecteur est de se demander pourquoi les estimations se limitent-elles à cette catégorie de réserves et ne portent jamais sur les réserves économiquement récupérables ? Pour y répondre, il faut savoir que les Etats-Unis sont, pratiquement, le seul pays où une telle évaluation est actuellement possible. En effet, des centaines de milliers de puits à schistes y ont été forés, ce qui a permis non seulement de constituer une abondantes base de données lithologiques, pétro-physiques, géochimiques et économiques mais aussi de procéder à des tests de formation et d'obtenir un historique de production pour chacun des puits exploités. Il devient alors possible, en calant l'historique de production sur des courbes de déclin, notamment celles de type exponentiel, hyperbolique et harmonique, de connaître, par extrapolation, la récupération économique de chaque puits. Les résultats ainsi obtenus sont ensuite transposés, sur la base de similitudes géologiques, aux secteurs non encore développés pour en estimer les réserves économiques. Le traitement de tous ces résultats, facilité par l'utilisation de modèles numériques de simulation, permet de déterminer le total des récupérations de tous les puits actuels et futurs : un total qui correspondra donc aux réserves économiquement récupérables des USA. Dans les autres pays où il n'existe pas ou peu de puits à schistes, cette approche n'est pas possible car des centaines voire des milliers de puits sont requis à cette fin. C'est la raison pour laquelle, en attendant de faire mieux, les estimations ne peuvent que se limiter aux volumes d'hydrocarbures en place et aux réserves techniquement récupérables.

A suivre...

Y. Mérabet

Ingénieur d'Etat, expert en énergie - Association algérienne des relations internationales - 119 Bd Didouche-Mourad, Alger Centre 

L’Algérie et les ressources énergétiques

La transition énergétique dans l'impasse: L'Algérie s'enfonce dans le péril (3/4)

Signification et fiabilité des chiffres de réserves

Les réserves dites techniquement récupérables peuvent donc s'avérer très déroutantes, non seulement parce qu'elles sont souvent confondues avec les réserves économiquement récupérables mais aussi parce que leur estimation est très imprécise. Le cas de l'Algérie est un bon exemple pour illustrer ce qui vient d'être dit. En effet, si les réserves techniquement récupérables y ont été estimées à 27.000 milliards de m3, en réalité les réserves économiquement récupérables sont nulles (0 m3), car actuellement non rentables. Cela se comprend aisément lorsqu'on sait que le coût d'un forage tourne autour de millions -sans compter les autres coûts- et qu'il ne peut être compensé par des réserves techniquement récupérables d'à peine (comme déduit plus bas) une trentaine de millions de m3/puits. Est-ce à dire qu'une production rentable ne sera jamais possible ? Absolument pas ! Car tôt ou tard elle le deviendra avec notamment la baisse des coûts, l'accroissement de la récupération et l'augmentation des prix. Mais il est peu probable que cela se produise avant le moyen ou le long terme. Le cas de la Pologne est encore plus parlant. Avec au départ les plus importantes réserves de gaz de schiste en Europe estimés à 5.300 milliards de m3, ce pays a vite fait d'attirer de nombreuses compagnies internationales pour prospecter son sous-sol. Suite au forage d'une cinquantaine de puits, il s'est avéré que les réserves ne présentent aucun intérêt économique. A tel point que les principales compagnies telles qu'Exxon /Mobil, Marathon, Talisman, Total et ENI ont fini par jeter l'éponge et décidé d'arrêter leurs opérations dans ce pays. A cela s'ajoute l'imprécision des réserves. Pour l'Algérie, elles ont au départ été évaluées à 6.000 milliards de m3 de gaz par l'EIA qui vient de les porter à plus de 20.000 milliards de m3, alors que le MEM va encore plus loin en annonçant le chiffre de 27.000 milliards de m3. Tout cela en l'espace de deux ans. Pour la Pologne c'est l'inverse. Au départ, elles avaient été estimées à plus de 5.300 milliards de m3.

Elles viennent, suite au forage de la cinquantaine de puits, d'être revues drastiquement à la baisse et varient vaguement entre 800 et 2.000 milliards. De nombreux pays font périodiquement l'objet de fortes réévaluations à la hausse ou à la baisse. Donc, affaire à suivre.

Un potentiel de production limité et loin de répondre aux attentes anticipées

La connaissance du potentiel de production des futurs puits à schistes algériens est d'une grande importance pour deux raisons principales. D'abord pour estimer les réserves économiquement récupérables. Ensuite pour établir des prévisions de production fiables pour le scénario de développement retenu.

Comme expliqué plus haut, il est impossible d'obtenir cette information dans les pays comme l'Algérie, où il n'existe aucune exploitation de puits à schistes. Par conséquent, le seul moyen pour estimer au mieux le potentiel de production consiste à entreprendre une comparaison analogique par rapport à l'immense base de données issue des centaines de milliers de puits américains, seule référence disponible.

Les statistiques établies à partir de ces données par des organismes tels que l'EIA et l'US Geological Survey ainsi que divers consultants montrent que la récupération ultime moyenne d'un puits à gaz sur l'ensemble des bassins américains est d'un Bcf (environ 30 millions de m3) pour une durée de vie moyenne de 10 ans.

Cette information a déjà permis de déduire plus haut que l'exploitation des hydrocarbures de schiste en Algérie n'est pas encore une opération rentable. Elle permet également de déduire que le projet de développement prévoyant le forage de 240 puits par an pour produire 60 milliards de m3/an est très surestimé, car il ne pourra produire qu'environ 7 milliards de m3/an à moins de forer 2000 puits/an. Le constat qui en découle à ce point est que le potentiel de production des hydrocarbures de schiste est limité et ne dépendra pas de l'importance des réserves, même si elles s'avèrent très vastes. Il dépendra surtout et avant tout du nombre de puits qu'il sera possible de forer par an, c'est-à-dire des moyens technologiques et logistiques qui pourront être mobilisés.

L'autre constat est que les 7 milliards de m3/an que pourront produire les 240 puits forés annuellement permettront de couvrir moins de 9% des 80 milliards de m3 de gaz prévus pour la consommation nationale à l'horizon 2030. Et même si l'Algérie réussissait la prouesse de forer 2.000 puits par an pour produire les 60 milliards/an souhaités, leur production n'arrivera même pas à satisfaire cette consommation.

Tout se passe comme si mère nature, très déçue par la production démesurée et le gaspillage excessif des hydrocarbures, avait décidé de mettre un frein à sa générosité en les distribuant au compte-goutte et au compte-bulle avec des coûts autrement plus élevés. Les rentes fabuleuses auxquelles nous nous sommes habitués ne seront plus, dans quelques années, qu'un souvenir nostalgique. Alors que la transition économique vers une économie diversifiée, seule solution de remplacement pour s'émanciper de la rente, stagne sans amélioration en vue. Sinon comment expliquer que le pays soit inondé d'oranges et de figues sèches, pour ne citer que ces produits, importés d'Espagne et d'ailleurs, alors que c'est plutôt l'inverse qui devrait se produire.

Conclusions :

Dans ces conditions, il ne faudra pas trop compter sur les hydrocarbures de schiste (même si on leur ajoute les énergies renouvelables et autres énergies alternatives) pour prolonger la rente actuelle en voie de disparition.

Par conséquent, la solution ne réside pas dans une transition énergétique vers un mix ne pouvant qu'être déficitaire, mais plutôt dans une transition économique vers une économie diversifiée, capable de s'émanciper de la rente et où la transition énergétique ne serait que l'une des composantes de la diversification.

La fracturation hydraulique peut-elle compromettre les nappes d'eau du sous-sol saharien ?

La fracturation hydraulique des schistes fait l'objet de nombreuses controverses et appréhensions car elle est perçue comme étant la source de la plus grave des atteintes à l'environnement : la pollution et l'épuisement des nappes d'eau du sous-sol.

Il est donc nécessaire de clarifier les choses et dissiper les malentendus afin que chacun puisse se faire sa propre opinion à ce sujet. Tout d'abord, avant d'entrer dans le vif du sujet et afin d'en faciliter la compréhension, il convient d'apporter quelques informations de base sur les hydrocarbures de schiste et la fracturation hydraulique.

Le gaz et le pétrole de schiste (shale gas et shale oil) sont, contrairement à ceux des gisements conventionnels, contenus dans une roche argileuse compacte à perméabilité presque nulle. Les produire dans ces conditions est un défi impossible qui vient pourtant d'être relevé. Il revient pratiquement à extraire des hydrocarbures à partir d'une roche aussi compacte que du béton. De ce fait, lorsqu'un puits vertical traverse un réservoir schisteux, celui-ci ne peut que difficilement expulser (ou plutôt transpirer) les fluides qu'il emprisonne. Pour obtenir un débit rentable, il faut donc accroître la surface d'intersection puits/schistes que même un puits horizontal, avec une surface des dizaines de fois plus grande, reste lui aussi loin de satisfaire.

Il a fallu attendre l'avènement d'une percée technologique de fracturation dite multi-stage fracking qui, appliquée à un puits horizontal, a permis enfin de se rapprocher du seuil de rentabilité. Un seuil qui n'a pu finalement être franchi qu'avec l'embellie des prix du gaz d'il y a une dizaine d'années.

La technique consiste à orienter un puits horizontal dans une direction particulière afin que les fractures, toujours verticales à ces profondeurs, se forment perpendiculairement au drain horizontal. Il devient possible, de cette façon, de fracturer le puits segment après segment et d'aligner ainsi un grand nombre de fractures sur des distances kilométriques, en une sorte de brochette géante de fractures. Il en résulte alors des dizaines de fractures, plus ou moins parallèles, qui pénètrent profondément à l'intérieur du réservoir schisteux, drainant ainsi des débits et des réserves bien plus élevés, contrairement à un puits vertical où une seule fracture est possible.

L'opération implique l'injection, sous très haute pression, d'une formulation de fluides composée d'eau, d'agents de soutènement (sables ou produits similaires) et d'environ 0.5% de produits chimiques dont certains toxiques. Lors de la fracturation, le sable en suspension dans l'eau pénètre dans les fractures et s'y piège en les empêchant de se refermer sur elles-mêmes, créant de la sorte des drains à travers lesquels le gaz ou le pétrole peut s'écouler en bien plus grande quantité vers le puits. Le nombre élevé de fractures qui sont créées nécessitent d'importants volumes d'eau, allant d'environ 7.000 à 15.000 m3 d'eau par puits.

Enjeux liés aux nappes d'eau de l'Albien et aux hydrocarbures de schiste

Il est important de rappeler à ce stade que le sous-sol saharien contient d'immenses volumes d'eau douce dans le Continental Intercalaire (CI) ainsi que dans le Continental Terminal (CT), l'essentiel se trouvant dans l'Albien qui s'étend sur plus d'un million de km2 et déborde sur plusieurs pays voisins. Une véritable mer d'eau douce à faible profondeur contenue dans des formations sablo-gréseuses de plusieurs centaines de mètres d'épaisseur et d'autant plus précieuse qu'elle se trouve dans une des régions les plus arides de la planète.

Le sous-sol saharien contient également d'immenses réserves d'hydrocarbures dans les couches beaucoup plus profondes du Trias et du Paléozoïque. Mais des réserves en voie d'épuisement alors que l'économie du pays reste fortement tributaire de cette ressource qui représente près de 98% de ses exportations. Et voilà qu'on nous annonce que cette rente risque de disparaître bientôt, autour de 2020 pour le pétrole et autour de 2030 pour le gaz, alors que nous ne pouvons pas nous en passer car nous ne sommes pas prêts pour l'après-pétrole.

À ces réserves viennent maintenant s'ajouter de vastes réserves non conventionnelles que sont les hydrocarbures de schiste, potentiellement bien plus importantes. Or c'est précisément autour de ces dates de fin de rente, et pas avant, que les hydrocarbures de schiste pourraient connaître un début de production s'ils s'avèrent exploitables. Ce serait là une chance inespérée qui tomberait au moment où on en aurait le plus besoin et sans laquelle le passage vers une économie d'après-pétrole serait beaucoup plus problématique avec une population qui avoisinera alors les 50 millions.

Nous nous trouvons donc confrontés, si risque de pollution il y a, au dilemme d'avoir à sacrifier une des deux richesses inestimables et indispensables du sous-sol saharien : l'aquifère de l'Albien ou les hydrocarbures de schiste. Par conséquent, la question fondamentale qui se pose à ce point est de savoir s'il y a vraiment risque de pollution. Dans l'affirmative, il faudrait interdire sans hésiter l'exploitation des hydrocarbures de schiste pour préserver les nappes aquifères. Dans la négative, il serait possible de tirer profit de ces deux richesses qui deviendraient complémentaires et non exclusives l'une de l'autre. Sont-elles incompatibles ? Ou au contraire est-il possible de ménager le chou et la chèvre afin de tirer profit des deux ?

L'enjeu est énorme et nous interpelle pour répondre à la préoccupation centrale de savoir si la fracturation hydraulique peut vraiment polluer et épuiser les aquifères.

La fracturation hydraulique peut-elle polluer les aquifères de l'Albien ?

L'argument principal de ceux qui s'opposent au développement des hydrocarbures de schiste est que les fluides de fracturation et les hydrocarbures peuvent, au terme de l'opération, remonter à travers les formations de subsurface jusqu'au niveau de l'Albien et le polluer irrémédiablement. Et même que, dans des cas extrêmes, les fractures elles-mêmes pourraient remonter jusqu'à ces nappes, les pénétrer et les polluer directement.

Or, cela est quasiment impossible pour plusieurs raisons. D'abord parce que la distance séparant l'extrémité supérieure des fractures et la base de l'Albien peut atteindre les 2 kilomètres. Qui plus est, cette séparation est constituée d'un empilement de formations lithologiques dont la plupart sont imperméables. C'est le cas des argiles, du sel, de l'anhydrite et des carbonates se présentant sous forme d'une multitude de bancs massifs d'épaisseur métrique à décamétrique absolument étanches sans parler d'une infinité de laminassions de même nature. Ces formations, qui se répètent en une infinité d'intercalations imperméables jusqu'à la base de l'aquifère et même au-delà jusqu'en surface, se comportent comme autant de barrières infranchissables s'opposant à toute migration de fluides, artificiels ou naturels, vers la surface.

On peut même imaginer le cas extrême et hautement improbable d'une fracture se propageant accidentellement à travers ces formations ou par l'intermédiaire d'une faille, jusqu'à pénétrer directement l'aquifère près de deux kilomètres plus haut. Si ce cas impensable pouvait se produire, seul l'extrême bout de la fracture y pénétrerait, ce qui signifie qu'une quantité négligeable de fluide de fracturation y parviendrait.

En outre, lors du dégorgement des puits qui suit toujours les opérations de fracturation, l'aquifère serait lui aussi aspiré et repousserait cette quantité négligeable de fluides polluants vers le puits. Une pareille fracture, ou faille, ne manquera d'ailleurs pas de se colmater rapidement au niveau des bancs d'argile et de sel, relativement plastiques et fluents aux pressions et températures auxquelles ils sont soumis, et tout mouvement de fluides cessera.

En fait, les accidents de cette nature sont pratiquement impossibles grâce à la panoplie de modèles numériques permettant de prévoir, entre autres, la hauteur des fractures avec une bonne précision et d'éviter toute anomalie éventuelle. Sans parler de la micro-sismique qui permet de suivre en temps réel l'évolution de tous les paramètres de la fracture (en particulier la hauteur) et de prendre pendant l'opération toute mesure d'urgence ou d'arrêt qui s'impose.

On pourra même se passer de ces techniques dans la plus grande partie du bassin saharien car il s'y trouve, au niveau du Trias salifère, une épaisse couche de sel massif de plusieurs centaines de mètres d'épaisseur située à mi-distance entre les formations de schiste et l'Albien. Cette couche forme une barrière absolument infranchissable à toute fracture quelles que soient ses dimensions car celle-ci viendrait tout simplement y mourir étouffée par le sel.

Enfin, il existe un argument géologique de poids prouvant qu'aucune fracture ou migration de fluides ne peut, ni n'a pu, atteindre l'Albien. En effet, si tel était le cas, les hydrocarbures auraient pu migrer vers la surface au cours des temps géologiques, au lieu de rester piégés là où ils sont, et aujourd'hui on trouverait des gisements d'hydrocarbures dans l'Albien lui-même. Il en aurait été de même pour les eaux

saturées en sel des aquifères profonds qui auraient transformé la nappe d'eau douce de l'Albien en mer d'eau salée. Tout se passe comme si mère nature s'était elle aussi mise de la partie pour protéger jalousement ses aquifères en empêchant les intrus les plus obstinés de s'y rapprocher.

Pour conclure ce chapitre, nous pouvons dire que les risques de pollution des nappes aquifères par les fluides de fracturation sont quasiment nuls. Et ces risques pourraient être rapprochés encore d'avantage du risque zéro par les agences de régulation en imposant une distance minimum de sécurité, à définir pour chaque secteur, entre l'extrémité supérieure de la fracture et la base de l'Albien. Par exemple 500 m ou plus.

Tous les secteurs où cette distance serait inférieure au minimum requis devraient tout simplement être déclarés zones interdites à la fracturation hydraulique en attendant que des techniques plus sûres soient développées. On pourra d'ailleurs se passer facilement de ces zones vu l'immensité du domaine minier algérien.

Enfin, tout ce qui vient d'être dit ne concerne, bien entendu, que la fracturation hydraulique. Pour le reste, l'exploitation des hydrocarbures de schiste est, malheureusement, tout aussi polluante que celle des hydrocarbures conventionnels mais ni plus ni moins. Nous y reviendrons.

Fracturation hydraulique et volumes d'eau requis

Un des gros problèmes de la fracturation hydraulique multi-stage réside dans les énormes volumes d'eau qui doivent être mobilisés pour les besoins de l'opération. Chaque puits en consomme environ 7.000 à 15.000 m3 d'où une forte réticence devant un usage perçu comme un gaspillage dans une région en manque d'eau.

Mais au fait manque-t-il de l'eau dans le bassin saharien ?

D'après les évaluations de l'ANRH (Agence nationale des ressources hydrauliques), les réserves d'eau du bassin saharien se situent entre 40.000 et 50.000 milliards de m3. Quant aux capacités de production, elles sont estimées à 6.535 millions de m3/an avec un soutirage actuel de 2.748 millions de m3/an pour les besoins agricoles, industriels et autres, ce qui laisse un surplus de 4.070 millions de m3/an pour des activités supplémentaires.

Sur la base de 15.000 m3 par puits, il faudra 15 millions de m3 pour 1000 puits et 150 millions de m3 pour 10.000 puits, soit respectivement 0,00003% et 0,0003% des réserves en place. S'ils sont forés à raison de 200 puits par an, la consommation totale s'élèvera à 3 millions de m3/an, ce qui représente 0,073% du surplus disponible annuellement. 
A suivre...

Y. Mérabet

Ingénieur d'Etat, expert en énergie - Association algérienne des relations internationales - 119 Bd Didouche-Mourad, Alger Centre

Le Pèlerin 

Published by Le Pèlerin - dans Algérie
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29 avril 2016 5 29 /04 /avril /2016 11:07

La transition énergétique dans l'impasse: L'Algérie s'enfonce dans le péril (3/5)

L’Algérie et les ressources énergétiques 3/5

Signification et fiabilité des chiffres de réserves

Les réserves dites techniquement récupérables peuvent donc s'avérer très déroutantes, non seulement parce qu'elles sont souvent confondues avec les réserves économiquement récupérables mais aussi parce que leur estimation est très imprécise. Le cas de l'Algérie est un bon exemple pour illustrer ce qui vient d'être dit. En effet, si les réserves techniquement récupérables y ont été estimées à 27.000 milliards de m3, en réalité les réserves économiquement récupérables sont nulles (0 m3), car actuellement non rentables. Cela se comprend aisément lorsqu'on sait que le coût d'un forage tourne autour de millions -sans compter les autres coûts- et qu'il ne peut être compensé par des réserves techniquement récupérables d'à peine (comme déduit plus bas) une trentaine de millions de m3/puits. Est-ce à dire qu'une production rentable ne sera jamais possible ? Absolument pas ! Car tôt ou tard elle le deviendra avec notamment la baisse des coûts, l'accroissement de la récupération et l'augmentation des prix. Mais il est peu probable que cela se produise avant le moyen ou le long terme. Le cas de la Pologne est encore plus parlant. Avec au départ les plus importantes réserves de gaz de schiste en Europe estimés à 5.300 milliards de m3, ce pays a vite fait d'attirer de nombreuses compagnies internationales pour prospecter son sous-sol. Suite au forage d'une cinquantaine de puits, il s'est avéré que les réserves ne présentent aucun intérêt économique. A tel point que les principales compagnies telles qu'Exxon /Mobil, Marathon, Talisman, Total et ENI ont fini par jeter l'éponge et décidé d'arrêter leurs opérations dans ce pays. A cela s'ajoute l'imprécision des réserves. Pour l'Algérie, elles ont au départ été évaluées à 6.000 milliards de m3 de gaz par l'EIA qui vient de les porter à plus de 20.000 milliards de m3, alors que le MEM va encore plus loin en annonçant le chiffre de 27.000 milliards de m3. Tout cela en l'espace de deux ans. Pour la Pologne c'est l'inverse. Au départ, elles avaient été estimées à plus de 5.300 milliards de m3.

Elles viennent, suite au forage de la cinquantaine de puits, d'être revues drastiquement à la baisse et varient vaguement entre 800 et 2.000 milliards. De nombreux pays font périodiquement l'objet de fortes réévaluations à la hausse ou à la baisse. Donc, affaire à suivre.

Un potentiel de production limité et loin de répondre aux attentes anticipées

La connaissance du potentiel de production des futurs puits à schistes algériens est d'une grande importance pour deux raisons principales. D'abord pour estimer les réserves économiquement récupérables. Ensuite pour établir des prévisions de production fiables pour le scénario de développement retenu.

Comme expliqué plus haut, il est impossible d'obtenir cette information dans les pays comme l'Algérie, où il n'existe aucune exploitation de puits à schistes. Par conséquent, le seul moyen pour estimer au mieux le potentiel de production consiste à entreprendre une comparaison analogique par rapport à l'immense base de données issue des centaines de milliers de puits américains, seule référence disponible.

Les statistiques établies à partir de ces données par des organismes tels que l'EIA et l'US Geological Survey ainsi que divers consultants montrent que la récupération ultime moyenne d'un puits à gaz sur l'ensemble des bassins américains est d'un Bcf (environ 30 millions de m3) pour une durée de vie moyenne de 10 ans.

Cette information a déjà permis de déduire plus haut que l'exploitation des hydrocarbures de schiste en Algérie n'est pas encore une opération rentable. Elle permet également de déduire que le projet de développement prévoyant le forage de 240 puits par an pour produire 60 milliards de m3/an est très surestimé, car il ne pourra produire qu'environ 7 milliards de m3/an à moins de forer 2000 puits/an. Le constat qui en découle à ce point est que le potentiel de production des hydrocarbures de schiste est limité et ne dépendra pas de l'importance des réserves, même si elles s'avèrent très vastes. Il dépendra surtout et avant tout du nombre de puits qu'il sera possible de forer par an, c'est-à-dire des moyens technologiques et logistiques qui pourront être mobilisés.

L'autre constat est que les 7 milliards de m3/an que pourront produire les 240 puits forés annuellement permettront de couvrir moins de 9% des 80 milliards de m3 de gaz prévus pour la consommation nationale à l'horizon 2030. Et même si l'Algérie réussissait la prouesse de forer 2.000 puits par an pour produire les 60 milliards/an souhaités, leur production n'arrivera même pas à satisfaire cette consommation.

Tout se passe comme si mère nature, très déçue par la production démesurée et le gaspillage excessif des hydrocarbures, avait décidé de mettre un frein à sa générosité en les distribuant au compte-goutte et au compte-bulle avec des coûts autrement plus élevés. Les rentes fabuleuses auxquelles nous nous sommes habitués ne seront plus, dans quelques années, qu'un souvenir nostalgique. Alors que la transition économique vers une économie diversifiée, seule solution de remplacement pour s'émanciper de la rente, stagne sans amélioration en vue. Sinon comment expliquer que le pays soit inondé d'oranges et de figues sèches, pour ne citer que ces produits, importés d'Espagne et d'ailleurs, alors que c'est plutôt l'inverse qui devrait se produire.

Conclusions :

Dans ces conditions, il ne faudra pas trop compter sur les hydrocarbures de schiste (même si on leur ajoute les énergies renouvelables et autres énergies alternatives) pour prolonger la rente actuelle en voie de disparition.

Par conséquent, la solution ne réside pas dans une transition énergétique vers un mix ne pouvant qu'être déficitaire, mais plutôt dans une transition économique vers une économie diversifiée, capable de s'émanciper de la rente et où la transition énergétique ne serait que l'une des composantes de la diversification.

La fracturation hydraulique peut-elle compromettre les nappes d'eau du sous-sol saharien ?

La fracturation hydraulique des schistes fait l'objet de nombreuses controverses et appréhensions car elle est perçue comme étant la source de la plus grave des atteintes à l'environnement : la pollution et l'épuisement des nappes d'eau du sous-sol.

Il est donc nécessaire de clarifier les choses et dissiper les malentendus afin que chacun puisse se faire sa propre opinion à ce sujet. Tout d'abord, avant d'entrer dans le vif du sujet et afin d'en faciliter la compréhension, il convient d'apporter quelques informations de base sur les hydrocarbures de schiste et la fracturation hydraulique.

Le gaz et le pétrole de schiste (shale gas et shale oil) sont, contrairement à ceux des gisements conventionnels, contenus dans une roche argileuse compacte à perméabilité presque nulle. Les produire dans ces conditions est un défi impossible qui vient pourtant d'être relevé. Il revient pratiquement à extraire des hydrocarbures à partir d'une roche aussi compacte que du béton. De ce fait, lorsqu'un puits vertical traverse un réservoir schisteux, celui-ci ne peut que difficilement expulser (ou plutôt transpirer) les fluides qu'il emprisonne. Pour obtenir un débit rentable, il faut donc accroître la surface d'intersection puits/schistes que même un puits horizontal, avec une surface des dizaines de fois plus grande, reste lui aussi loin de satisfaire.

Il a fallu attendre l'avènement d'une percée technologique de fracturation dite multi-stage fracking qui, appliquée à un puits horizontal, a permis enfin de se rapprocher du seuil de rentabilité. Un seuil qui n'a pu finalement être franchi qu'avec l'embellie des prix du gaz d'il y a une dizaine d'années.

La technique consiste à orienter un puits horizontal dans une direction particulière afin que les fractures, toujours verticales à ces profondeurs, se forment perpendiculairement au drain horizontal. Il devient possible, de cette façon, de fracturer le puits segment après segment et d'aligner ainsi un grand nombre de fractures sur des distances kilométriques, en une sorte de brochette géante de fractures. Il en résulte alors des dizaines de fractures, plus ou moins parallèles, qui pénètrent profondément à l'intérieur du réservoir schisteux, drainant ainsi des débits et des réserves bien plus élevés, contrairement à un puits vertical où une seule fracture est possible.

L'opération implique l'injection, sous très haute pression, d'une formulation de fluides composée d'eau, d'agents de soutènement (sables ou produits similaires) et d'environ 0.5% de produits chimiques dont certains toxiques. Lors de la fracturation, le sable en suspension dans l'eau pénètre dans les fractures et s'y piège en les empêchant de se refermer sur elles-mêmes, créant de la sorte des drains à travers lesquels le gaz ou le pétrole peut s'écouler en bien plus grande quantité vers le puits. Le nombre élevé de fractures qui sont créées nécessitent d'importants volumes d'eau, allant d'environ 7.000 à 15.000 m3 d'eau par puits.

Enjeux liés aux nappes d'eau de l'Albien et aux hydrocarbures de schiste

Il est important de rappeler à ce stade que le sous-sol saharien contient d'immenses volumes d'eau douce dans le Continental Intercalaire (CI) ainsi que dans le Continental Terminal (CT), l'essentiel se trouvant dans l'Albien qui s'étend sur plus d'un million de km2 et déborde sur plusieurs pays voisins. Une véritable mer d'eau douce à faible profondeur contenue dans des formations sablo-gréseuses de plusieurs centaines de mètres d'épaisseur et d'autant plus précieuse qu'elle se trouve dans une des régions les plus arides de la planète.

Le sous-sol saharien contient également d'immenses réserves d'hydrocarbures dans les couches beaucoup plus profondes du Trias et du Paléozoïque. Mais des réserves en voie d'épuisement alors que l'économie du pays reste fortement tributaire de cette ressource qui représente près de 98% de ses exportations. Et voilà qu'on nous annonce que cette rente risque de disparaître bientôt, autour de 2020 pour le pétrole et autour de 2030 pour le gaz, alors que nous ne pouvons pas nous en passer car nous ne sommes pas prêts pour l'après-pétrole.

À ces réserves viennent maintenant s'ajouter de vastes réserves non conventionnelles que sont les hydrocarbures de schiste, potentiellement bien plus importantes. Or c'est précisément autour de ces dates de fin de rente, et pas avant, que les hydrocarbures de schiste pourraient connaître un début de production s'ils s'avèrent exploitables. Ce serait là une chance inespérée qui tomberait au moment où on en aurait le plus besoin et sans laquelle le passage vers une économie d'après-pétrole serait beaucoup plus problématique avec une population qui avoisinera alors les 50 millions.

Nous nous trouvons donc confrontés, si risque de pollution il y a, au dilemme d'avoir à sacrifier une des deux richesses inestimables et indispensables du sous-sol saharien : l'aquifère de l'Albien ou les hydrocarbures de schiste. Par conséquent, la question fondamentale qui se pose à ce point est de savoir s'il y a vraiment risque de pollution. Dans l'affirmative, il faudrait interdire sans hésiter l'exploitation des hydrocarbures de schiste pour préserver les nappes aquifères. Dans la négative, il serait possible de tirer profit de ces deux richesses qui deviendraient complémentaires et non exclusives l'une de l'autre. Sont-elles incompatibles ? Ou au contraire est-il possible de ménager le chou et la chèvre afin de tirer profit des deux ?

L'enjeu est énorme et nous interpelle pour répondre à la préoccupation centrale de savoir si la fracturation hydraulique peut vraiment polluer et épuiser les aquifères.

La fracturation hydraulique peut-elle polluer les aquifères de l'Albien ?

L'argument principal de ceux qui s'opposent au développement des hydrocarbures de schiste est que les fluides de fracturation et les hydrocarbures peuvent, au terme de l'opération, remonter à travers les formations de subsurface jusqu'au niveau de l'Albien et le polluer irrémédiablement. Et même que, dans des cas extrêmes, les fractures elles-mêmes pourraient remonter jusqu'à ces nappes, les pénétrer et les polluer directement.

Or, cela est quasiment impossible pour plusieurs raisons. D'abord parce que la distance séparant l'extrémité supérieure des fractures et la base de l'Albien peut atteindre les 2 kilomètres. Qui plus est, cette séparation est constituée d'un empilement de formations lithologiques dont la plupart sont imperméables. C'est le cas des argiles, du sel, de l'anhydrite et des carbonates se présentant sous forme d'une multitude de bancs massifs d'épaisseur métrique à décamétrique absolument étanches sans parler d'une infinité de laminassions de même nature. Ces formations, qui se répètent en une infinité d'intercalations imperméables jusqu'à la base de l'aquifère et même au-delà jusqu'en surface, se comportent comme autant de barrières infranchissables s'opposant à toute migration de fluides, artificiels ou naturels, vers la surface.

On peut même imaginer le cas extrême et hautement improbable d'une fracture se propageant accidentellement à travers ces formations ou par l'intermédiaire d'une faille, jusqu'à pénétrer directement l'aquifère près de deux kilomètres plus haut. Si ce cas impensable pouvait se produire, seul l'extrême bout de la fracture y pénétrerait, ce qui signifie qu'une quantité négligeable de fluide de fracturation y parviendrait.

En outre, lors du dégorgement des puits qui suit toujours les opérations de fracturation, l'aquifère serait lui aussi aspiré et repousserait cette quantité négligeable de fluides polluants vers le puits. Une pareille fracture, ou faille, ne manquera d'ailleurs pas de se colmater rapidement au niveau des bancs d'argile et de sel, relativement plastiques et fluents aux pressions et températures auxquelles ils sont soumis, et tout mouvement de fluides cessera.

En fait, les accidents de cette nature sont pratiquement impossibles grâce à la panoplie de modèles numériques permettant de prévoir, entre autres, la hauteur des fractures avec une bonne précision et d'éviter toute anomalie éventuelle. Sans parler de la micro-sismique qui permet de suivre en temps réel l'évolution de tous les paramètres de la fracture (en particulier la hauteur) et de prendre pendant l'opération toute mesure d'urgence ou d'arrêt qui s'impose.

On pourra même se passer de ces techniques dans la plus grande partie du bassin saharien car il s'y trouve, au niveau du Trias salifère, une épaisse couche de sel massif de plusieurs centaines de mètres d'épaisseur située à mi-distance entre les formations de schiste et l'Albien. Cette couche forme une barrière absolument infranchissable à toute fracture quelles que soient ses dimensions car celle-ci viendrait tout simplement y mourir étouffée par le sel.

Enfin, il existe un argument géologique de poids prouvant qu'aucune fracture ou migration de fluides ne peut, ni n'a pu, atteindre l'Albien. En effet, si tel était le cas, les hydrocarbures auraient pu migrer vers la surface au cours des temps géologiques, au lieu de rester piégés là où ils sont, et aujourd'hui on trouverait des gisements d'hydrocarbures dans l'Albien lui-même. Il en aurait été de même pour les eaux

saturées en sel des aquifères profonds qui auraient transformé la nappe d'eau douce de l'Albien en mer d'eau salée. Tout se passe comme si mère nature s'était elle aussi mise de la partie pour protéger jalousement ses aquifères en empêchant les intrus les plus obstinés de s'y rapprocher.

Pour conclure ce chapitre, nous pouvons dire que les risques de pollution des nappes aquifères par les fluides de fracturation sont quasiment nuls. Et ces risques pourraient être rapprochés encore d'avantage du risque zéro par les agences de régulation en imposant une distance minimum de sécurité, à définir pour chaque secteur, entre l'extrémité supérieure de la fracture et la base de l'Albien. Par exemple 500 m ou plus.

Tous les secteurs où cette distance serait inférieure au minimum requis devraient tout simplement être déclarés zones interdites à la fracturation hydraulique en attendant que des techniques plus sûres soient développées. On pourra d'ailleurs se passer facilement de ces zones vu l'immensité du domaine minier algérien.

Enfin, tout ce qui vient d'être dit ne concerne, bien entendu, que la fracturation hydraulique. Pour le reste, l'exploitation des hydrocarbures de schiste est, malheureusement, tout aussi polluante que celle des hydrocarbures conventionnels mais ni plus ni moins. Nous y reviendrons.

Fracturation hydraulique et volumes d'eau requis

Un des gros problèmes de la fracturation hydraulique multi-stage réside dans les énormes volumes d'eau qui doivent être mobilisés pour les besoins de l'opération. Chaque puits en consomme environ 7.000 à 15.000 m3 d'où une forte réticence devant un usage perçu comme un gaspillage dans une région en manque d'eau.

Mais au fait manque-t-il de l'eau dans le bassin saharien ?

D'après les évaluations de l'ANRH (Agence nationale des ressources hydrauliques), les réserves d'eau du bassin saharien se situent entre 40.000 et 50.000 milliards de m3. Quant aux capacités de production, elles sont estimées à 6.535 millions de m3/an avec un soutirage actuel de 2.748 millions de m3/an pour les besoins agricoles, industriels et autres, ce qui laisse un surplus de 4.070 millions de m3/an pour des activités supplémentaires.

Sur la base de 15.000 m3 par puits, il faudra 15 millions de m3 pour 1000 puits et 150 millions de m3 pour 10.000 puits, soit respectivement 0,00003% et 0,0003% des réserves en place. S'ils sont forés à raison de 200 puits par an, la consommation totale s'élèvera à 3 millions de m3/an, ce qui représente 0,073% du surplus disponible annuellement. 
A suivre...

Y. Mérabet

Ingénieur d'Etat, expert en énergie - Association algérienne des relations internationales - 119 Bd Didouche-Mourad, Alger Centre 

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29 avril 2016 5 29 /04 /avril /2016 11:00

La transition énergétique dans l'impasse: L'Algérie s'enfonce dans le péril (4/5)

L’Algérie et les ressources énergétiques 4/5

Potentiel et limitations de l'énergie solaire

L'épuisement des sources d'énergies conventionnelles, les problèmes de pollution, les risques liés au nucléaire et les progrès technologiques font que le monde se tourne de plus en plus vers les énergies renouvelables, en particulier le solaire et l'éolien, malgré les coûts élevés qui freinent quelque peu l'expansion de ces sources d'énergie inépuisables et propres.

Leur potentiel prend tout son sens lorsqu'on sait que 1% des surfaces arides et semi-arides couvertes de capteurs solaires suffirait pour alimenter la planète en électricité. Bien que les coûts du photovoltaïque (PV) aient chuté de plus de 30% au cours des dernières années, ils restent encore élevés par rapport à ceux des sources d'énergie fossiles. Ceux du thermo-solaire, quant à eux, stagnent à des niveaux encore bien plus élevés ce qui le rend de moins en moins attrayant. À tel point que certaines compagnies qui avaient opté pour des projets thermo-solaires au départ, ont décidé de faire marche arrière au dernier moment en faveur du photovoltaïque moins coûteux.

L'Agence internationale de l'énergie (AIE) prévoit pour sa part que, d'ici 2030, 40% de l'énergie électrique dans le monde sera d'origine renouvelable, solaire principalement. C'est également le but visé par l'Algérie qui prévoit, elle aussi que, à l'horizon 2030, près de 40% de l'énergie électrique nationale proviendra de l'énergie solaire. Le pays, avec environ 3900 heures/an d'ensoleillement au sud et 2550 heures/an au nord ainsi que de vastes espaces désertiques et arides se prêtant parfaitement au déploiement des fermes solaires, ne peut qu'être tenté par de tels atouts. Il se prépare donc, dans le cadre d'un programme projeté à partir de 2011, à mettre en place d'ici 2030 un méga-projet de 22 000 MW d'électricité, thermo-solaire essentiellement. Mais il ne faut pas perdre de vue que les projets solaires sont coûteux et ne sont pas viables sans les subventions et les mesures incitatives dont ils bénéficient de la part des Etats. De plus, ils restent soumis à de sérieuses limitations techniques. Qu'en est-il pour le projet algérien ?

Limitations techniques

Une limitation majeure de l'énergie solaire est qu'elle ne peut être captée que le jour, lorsque le soleil brille. Non seulement la production d'une station solaire est nulle durant la nuit mais elle peut également se trouver considérablement réduite par temps nuageux ou lors de vents de sable.

Le problème qui se pose nécessite donc, pour être réglé, le recours à une capacité de stockage permettant de stocker un surplus d'énergie produit le jour pour le déstocker la nuit et pendant les périodes de pointe ou de faible ensoleillement. Or, là aussi il y a problème car les procédés de stockage à grande échelle de l'énergie sont encore au stade de la recherche ou du pilote avec une multitude de projets en cours.

Ils manquent encore de fiabilité sans parler des coûts souvent exorbitants. Le plus avancé est celui du stockage thermique de la chaleur dans des réservoirs remplis de sels de nitrates en fusion portés à une température d'environ 400°C, ce qui limite son application au thermo-solaire seulement et en exclut le photovoltaïque. Il fait actuellement l'objet d'essais commerciaux en Espagne dans la station thermo-solaire d'Andasol (Espagne) basée sur des miroirs cylindro-paraboliques. Ses capacités de stockage, qui ne dépassent pas les 7 heures par jours, sont insuffisantes et on ne sait pas grand-chose sur ses autres performances de fonctionnement. Un autre projet, celui de Gemasolar, basé sur le procédé différent et excessivement cher de tours thermo-solaires capables d'atteindre des températures de stockage plus élevées d'environ 550°C, a pu fonctionner 24/7 mais seulement pendant quelques périodes de fort ensoleillement.

Au vu de son état d'avancement actuel, le stockage thermique ne peut pas garantir une alimentation électrique fiable pendant la nuit, les heures de pointe et les périodes de faible ensoleillement. Il peut être tenté, à titre d'essai, dans une petite centrale mais n'est pas assez mûr et reste trop risqué pour un projet à grande échelle. Quant au photovoltaïque, son stockage reste encore plus problématique.

Inconvénients des centrales hybrides solaire/gaz

On constate actuellement une tendance qui consiste à promouvoir l'énergie solaire dans le cadre de centrales électriques hybrides solaire/gaz. La centrale hybride qui vient d'être réalisée à Hassi R'mel (Tilghemt) est un très bon exemple qui mérite d'être discuté. Il s'agit en fait d'une grosse centrale à gaz à cycle combiné de 120 MW à laquelle est intégrée une petite station thermo-solaire de 30 MW. Dans ces conditions, chaque fois que l'annexe solaire nous économise un certain volume de gaz, la centrale à gaz en consomme 4 fois plus le jour et autour de 5 fois plus la nuit, soit environ 9 à 10 fois plus au total. Et même davantage si la station solaire ne fonctionne pas au maximum de ses 30 MW.

Miroirs cylindro-paraboliques de la station thermo-solaire de Hassi R'mel

Un pareil projet ne peut se comprendre ni se justifier en tant que projet solaire car très fortement déséquilibré en faveur du gaz, ce qui le dévie de l'objectif solaire recherché. Par contre, il se justifie pleinement et prend tout son sens s'il a été conçu en tant que centrale à gaz intégrant dans son enceinte un pilote solaire.

Ce serait là une excellente démarche permettant de se lancer dans l'expérience du solaire avec un pilote à moindres coûts puisque les coûts logistiques, opératoires et de stockage sont réduits ou éliminés dans le cadre d'un projet intégré.

Tant que les problèmes de stockage se poseront, le choix d'une solution consistera donc à soupeser les avantages et les inconvénients d'une station 100% solaire, d'une centrale hybride et d'une centrale 100% gaz. Le programme solaire national reste discret sur ce point.

Le mégaprojet solaire est-il rentable?

En plus des limitations techniques que nous venons de voir, l'autre limitation majeure du solaire est celle de la rentabilité. On peut en avoir une bonne idée pour le mégaprojet algérien en estimant les coûts d'investissement par rapport à la valeur des quantités de gaz qu'il permettra d'économiser. Nous supposerons que le projet n'accusera aucun retard.

Or, lorsqu'on sait que la petite station solaire d'à peine 30 MW de Hassi R'mel a nécessité une surface de 180 hectares pour le déploiement des miroirs paraboliques et autres installations connexes ainsi que de longs délais de réalisation (l'ensemble de la centrale hybride a demandé près de 5 ans), il n'est pas évident qu'un projet de 22.000 MW, donc environ 733 fois plus important en surface, en installations et en financement que la partie solaire, puisse être réalisé en totalité d'ici 2030.

En supposant qu'il le sera, quel va être le volume de gaz qu'il permettra d'économiser ?

Le calcul est simple. Par analogie avec la station solaire de Hassi R'mel qui, si elle fonctionne à 100% de ses 30 MW, permettra d'économiser 7 millions de m3 de gaz par an comme l'a précisé le constructeur (information confirmée par le calcul), le projet de 22 000 MW permettra d'en économiser 733 fois plus en 2030 soit 5,13 milliards de m3/an...

Bien que substantiel, cet apport de 5 milliards de m3/an correspond tout juste à 11% des exportations actuelles. Il ne soulagera que très légèrement une rente gazière en voie de disparition d'ici 2030 si rien n'est fait pour retarder cette échéance. Un gros effort restera donc à fournir pour compenser un tel déficit ainsi qu'il est expliqué dans une précédente contribution intitulée «Déplétion des gisements conventionnels et après-pétrole'' (Liberté du 31 juillet 2013).

Mais la question fondamentale qui se pose à ce stade est de savoir si les 5 milliards de m3 de gaz économisés annuellement permettront de compenser les investissements énormes du programme solaire. En d'autres mots, le mégaprojet est-il rentable ? Il est possible d'estimer ces investissements par comparaison avec ceux de la station solaire de Shams1 à Abou Dhabi qui est revenue à $ 600 millions pour une puissance totale de 100 MW. Cette station a été choisie comme référence, parmi d'autres, car elle a été construite dans un site comparable à ceux du désert algérien, ce qui laisse supposer des coûts similaires. Ces coûts apparaissent d'ailleurs tout à fait raisonnables d'autant plus qu'ils s'avèrent conservateurs par rapport à ceux de la station d'Andasol en Espagne qui, pour une puissance de 50 MW, est revenue à 0 millions. Ils apparaissent encore plus raisonnables que les coûts de la partie solaire de Hassi R'mel.

Par conséquent, si la station de Shams1 est revenue à X millions, le mégaprojet de 22 000 MW reviendra 220 fois plus cher soit environ 2 milliards sans compter les coûts opératoires et de maintenance. La durée de vie d'une station solaire n'est pas bien définie mais se situerait autour d'une trentaine d'années (probablement moins dans l'environnement agressif du désert). La quantité maximum de gaz qu'elle pourra économiser pendant cette période de 30 ans sera de 150 milliards de m3, à raison de 5 milliards de m3/an. Sur la base d'un prix actuel d'environ le MBTU de gaz correspondant à ceux des contrats de longue durée (donc un prix de vente élevé par rapport au ou du marché spot) cela permettra d'économiser un total de ,07 milliards contre $ 132 milliards d'investissements c'est-à-dire une perte de ,93 milliards. Donc le projet loin d'être rentable. Supposons maintenant une durée de vie de 50 ans au lieu de 30. Le même calcul nous donne un gain total de ,85 milliards contre 2 milliards d'investissements donc une perte de .15. Opération toujours loin d'être rentable. En réitérant les mêmes calculs avec les prix spots de ou le MBTU, la situation serait bien pire évidemment avec des pertes doublées. À titre de comparaison, le projet solaire revient en quelque sorte à investir 132 milliards de dollars pour gagner l'équivalent d'un gisement plutôt modeste d'à peine 150 milliards de m3. Il est certain que pour un pays sous-exploré et sous-exploité comme l'Algérie, une partie seulement de cet investissement suffirait pour découvrir plusieurs fois ce volume et améliorer la récupération des champs en cours d'exploitation. Alors que l'autre partie pourrait être investie dans des projets de développement hors hydrocarbures pour faciliter la transition vers l'après-pétrole tout proche. Quitte, évidemment, à revenir au solaire plus tard lorsqu'il aura atteint un niveau de rentabilité suffisant. ( ...)

On retient en conclusion que : il serait donc prématuré de se lancer dans des projets à grande échelle avec des coûts aussi démesurés tant que les conditions de rentabilité ne seront pas réunies ce qui n'empêche pas, entre temps, de s'engager dans des petits pilotes pour se préparer au jour, espérons-le, pas trop lointain, où elles le seront. Les centrales hybrides ne font pas exception. Elles seront toujours moins rentables qu'une centrale à gaz classique de même puissance tant qu'une station solaire sera moins rentable qu'une centrale à gaz, et seront même beaucoup moins rentable si la partie solaire devient trop importante par rapport à l'ensemble

Y. Mérabet

Ingénieur d'Etat, expert en énergie - Association algérienne des relations internationales - 119 Bd Didouche-Mourad, Alger Centre 

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29 avril 2016 5 29 /04 /avril /2016 09:57

La transition énergétique dans l'impasse: L'Algérie s'enfonce dans le péril (5/5)-Suite et fin

L’Algérie et les ressources énergétiques 5/5 Suite et fin

Impact du gaz de schiste sur l'industrie pétro-gazière? 

Les hydrocarbures de schiste, considérés comme inexploitables auparavant, connaissent une véritable révolution qui a commencé aux USA il y a une dizaine d'années, grâce à la conjoncture favorable de deux avancées technologiques (puits horizontal et fracturation hydraulique multi-stage) et d'une embellie, bien que passagère, des prix du gaz.

Les résultats spectaculaires ainsi obtenus ont provoqué une véritable ruée sur le gaz de schiste aux USA, une ruée qui n'est pas sans rappeler la fièvre de l'or noir du début de l'industrie pétrolière. D'abord au Texas près de Dallas (Barnet Shale) pour s'étendre ensuite avec une véritable frénésie de forages à d'autres régions dont la plus importante (Marcellus Shale) englobe plusieurs Etats de l'est des Etats-Unis. Il en est résulté localement une surabondance de gaz qui a entraîné une importante réduction des importations, notamment l'arrêt des importations du GNL algérien. Avec des prix au plus bas, certaines compagnies envisagent de construire des unités de GNL pour en exporter une partie vers les marchés asiatique et européen plus lucratifs, ce qui n'est pas bon signe pour le GNL algérien.

Comme à toute chose malheur est bon, les compagnies pétrolières, constatant que, contrairement aux prix du gaz, ceux du pétrole étaient au plus haut, ont décidé de tenter avec le pétrole de schiste ce qu'elles avaient fait avec succès pour le gaz. Les résultats ont été tout aussi spectaculaires, puisque la production de brut à partir du seul Bakken Shale (Dakota du Nord) est passée en quelques années d'une production négligeable à près de 800.000 b/j, devenant ainsi le second Etat producteur de brut après le Texas et pourrait atteindre le million de barils/jour dans les prochaines années. Cet accroissement de la production a été la cause d'une forte chute des importations du brut algérien. Il est d'ailleurs prévu que les Etats-Unis deviennent le premier producteur de pétrole au monde, après avoir dépassé l'Arabie saoudite vers 2020 et qu'ils pourraient devenir exportateurs net vers 2030.Un pareil succès dans l'exploitation des gaz et pétroles de schiste est en train de changer la donne des hydrocarbures aux USA, en ouvrant une nouvelle frontière à l'industrie pétrolière-gazière. Cela n'a pas laissé indifférents les autres pays qui, pour une raison ou une autre, éprouvent le besoin d'exploiter ces ressources, s'ils ont la chance d'en posséder, afin d'accroître leur production et réduire leur dépendance des importations. La Chine, le Canada, la Pologne, l'Argentine, le Mexique, l'Afrique du Sud, la Grande-Bretagne et bien d'autres pays s'apprêtent à tenter l'expérience américaine. L'Algérie, qui figure en bonne position dans le peloton de tête, a, pour sa part, entrepris une campagne d'exploration et de forages de reconnaissance pour évaluer le potentiel de ses ressources. Une décision d'autant plus justifiée que ses réserves conventionnelles connaissent un déclin.

Les difficultés actuelles rencontrées dans l'exploitation des hydrocarbures de schiste

La nouvelle frontière qui s'ouvre pour l'industrie pétrolière avec l'exploitation des hydrocarbures de schiste et l'engouement qu'elle suscite ne doivent pas faire perdre de vue, afin de mieux les confronter, les difficultés pouvant entraver les premiers pas d'une industrie naissante.

D'abord, ne produit pas les hydrocarbures de schiste qui veut, et le fait de receler des formations de schiste dans son sous-sol ne signifie pas qu'elles sont exploitables. Elles doivent d'abord répondre à un certain nombre de critères.

L'exemple de la Pologne est assez édifiant là-dessus. Ce pays, réputé posséder les plus importantes formations de schiste d'Europe et parmi les plus importantes du monde, s'est vite engagé, avec l'appui enthousiaste de trois Polonais sur quatre, à développer ses ressources dans l'espoir de réduire sa trop grande dépendance de l'étranger. Le cadre incitatif de sa législation et l'importance des réserves supposées exister ont vite fait d'attirer les principales compagnies internationales pour prospecter le pays. Après un certain nombre de forages de reconnaissance, les résultats se sont avérés décevants, avec notamment un gaz très pauvre ne contenant pas plus de 20% de méthane, le reste étant constitué de gaz carbonique et d'azote. D'autre part, en ce qui concerne les performances de production, elles sont loin de celles auxquelles nous sommes habitués avec les gisements conventionnels. C'est ce que l'on constate aux USA, seul pays où ils sont exploités à grande échelle, notamment le Barnett Shale qui possède l'historique le plus long avec une dizaine d'années d'exploitation. La moyenne actuelle de production des puits se caractérise par des débits très faibles, avec une production initiale qui se situe autour de 70.000 m3/jour en moyenne et qui de plus chute d'environ 70% au cours de la première année d'exploitation d'une courte durée de vie économique qui ne dépasse pas la dizaine d'années. Cette faible productivité ainsi que son déclin rapide sont dus à la combinaison de trois facteurs principaux : une perméabilité extrêmement faible, un rayon de drainage réduit et une durée de vie limitée des fractures. Celles-ci ont en effet tendance à se refermer sur elles-mêmes avec le temps, malgré les agents de soutènement (à cause probablement de la plasticité des schistes), ce qui réduit les bienfaits de la fracturation hydraulique. Nous sommes loin de la productivité de certains gisements conventionnels algériens, avec des puits qui pouvaient atteindre plusieurs millions de m3/jour. De plus, en ce qui concerne les réserves de gaz récupérables par puits, certains organismes tels que la US Geological Survey et l'Energy Information Agency les ont estimées entre 3,5 et 150 million/m3 avec une moyenne générale d'environ 30 millions de m3 par puits. Celles du pétrole se situent autour d'une moyenne de 90.000 m3 par puits.

Forages de puits à schistes

Il est donc évident, au vu de ces chiffres, qu'il sera nécessaire de forer des centaines de fois plus de puits que pour un gisement conventionnel si on veut atteindre des niveaux comparables de production. C'est d'ailleurs ce qui se passe dans les différents plays américains où les puits se forent par dizaines de milliers. D'autres problèmes et non des moindres pourraient affecter une production déjà limitée. L'un d'entre eux, par exemple, a trait à l'existence possible, notamment en Algérie, d'aquifères profonds en contact direct avec les formations de schiste. Quand on sait que la fracturation hydraulique produit des fractures verticales sur des hauteurs importantes, aussi bien au-dessus qu'au-dessous des schistes, elles pourront intersecter les aquifères en question et servir de conduits non seulement pour les hydrocarbures mais aussi pour l'eau qui, de surcroît, est saturée en sel, compliquant ou compromettant ainsi la production. Cela nécessitera des stratégies compliquées et coûteuses de positionnement, de fracturation et de complétion des puits ou carrément de délaisser provisoirement certaines zones dont on pourra d'ailleurs facilement se passer en Algérie, vu l'étendue du domaine minier.

Perspectives des hydrocarbures de schiste

Le tableau plutôt pessimiste qui vient d'être dressé n'a nullement l'intention d'émettre des doutes sur les possibilités de valoriser cette ressource non conventionnelle. Bien au contraire, son but est de mettre en garde les acteurs concernés par son développement contre toute forme de découragement que ce genre de difficultés pourrait induire. En effet, l'ère des énergies faciles à produire touche à sa fin et il faudra s'habituer à se confronter et à résoudre des problèmes nouveaux qui sortent de l'ordinaire et pour lesquels les mentalités conventionnelles doivent céder la place à des mentalités non conventionnelles. Toutes les industries émergentes rencontrent, à leur début, des difficultés d'apparence impossibles, mais qui finissent par être surmontées grâce à l'évolution des technologies et à la réduction des coûts.

Rien n'empêche de croire que la performance des puits va s'accroître, que leur durée de vie va s'allonger, que les réserves récupérables vont s'améliorer, que les prix du gaz vont augmenter et que les coûts vont diminuer. Une chose est certaine, c'est que tout sera fait à travers le monde pour tirer le maximum de ressources aussi vastes qui pourront durer plus de deux siècles, non seulement pour le gaz mais aussi pour le pétrole, alors que le déclin des ressources conventionnelles s'accélère. Il s'agit donc de ne pas rester à la traîne des autres pays et de bien se préparer pour les mettre en valeur chez nous au moment opportun, même si ce moment reste, à notre avis, encore lointain. Cependant, il ne faudrait pas se faire trop d'illusions en pensant que les hydrocarbures de schiste permettront de prolonger l'ère des hydrocarbures conventionnels avec des niveaux de production aussi prolifiques et des rentes aussi fabuleuses.

Tout cela appartiendra à un passé révolu. Dans la plupart des cas, la production permettra tout juste de compléter les besoins de la consommation locale. Dans les rares cas où un surplus pourra être dégagé pour l'exportation, les rentes seront insignifiantes comparées aux rentes actuelles, du fait des faibles volumes concernés et d'une marge bénéficiaire bien plus réduite.

Quelle sera la contribution des hydrocarbures de schiste dans le bilan énergétique d'ici 2030 ?

Aucune donnée de production n'étant disponible en Algérie pour s'en faire une idée puisque aucune exploitation n'y a eu lieu, elle ne pourra qu'être très approximativement estimée par analogie aux performances des différents pays américains, en particulier le Barnett Shale. En supposant que les puits à schiste algériens pourront récupérer chacun l'équivalent de 30 millions de m3 de gaz durant leur courte vie d'une dizaine d'années, cela signifie que 1000 puits pourront récupérer 30 milliards de m3 en 10 ans, soit en moyenne 3 milliards de m3/an. Il faudra pour cela forer 100 puits/an. On pourra porter cette production à 6 milliards m3/an avec 200 puits par an.

Il s'agit là d'une production marginale et disproportionnée par rapport aux moyens mis en œuvre. Elle correspond tout au plus à 11% des exportations actuelles et à 7% de l'objectif de 85 milliards de m3/an. Et il ne faudra pas y compter pour le court ou moyen termes. En effet, les opérations de reconnaissance sur le terrain n'en sont qu'à leurs débuts, alors que plusieurs dizaines de puits pilotes sont requis pour se faire une idée des différents pays avant d'entamer, lorsqu'il deviendra rentable, un développement qui se fera de manière progressive, plus lente que pour les gisements conventionnels. Si on y ajoute les 5 milliards de m3 maximum que pourrait nous faire économiser l'énergie solaire dans ce cas, les pourcentages ci-dessus ne dépasseront pas 20% et 13%.

Conclusion :

La rente pétrolière, confisquée par l'oligarchie du pouvoir, n'a pas été utilisée pour industrialiser le pays et opérer une douce transition énergétique.

L'Algérie aura-t-elle le temps et les ressources nécessaires pour se préparer à une économie d'après-pétrole dans le contexte d'un déclin de la rente pétro-gazière prévue pour disparaître complètement autour de 2030 si aucune action n'est entreprise pour retarder cette échéance ?

Ingénieur d'Etat, expert en énergie. Association algérienne des Relations internationales - 119 Bd Didouche Mourad, Alger Centre 

Y. Mérabet

Ingénieur d'Etat, expert en énergie - Association algérienne des relations internationales - 119 Bd Didouche-Mourad, Alger Centre 

Le Pèlerin 

 

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26 avril 2016 2 26 /04 /avril /2016 17:46

Social - Ce message s’adresse particulièrement à ceux qui leur applaudissent lorsque le nombre de chômeurs s’accroit sans préjuger de l’effet de leur pessimisme sur la croissance

Chômage: France - Forte baisse du nombre de demandeurs d'emploi en mars 2016

Le nombre de demandeurs d’emploi a baissé de 1,7 %, soit 60 000 de moins. Une bonne nouvelle pour l’exécutif dans un contexte social particulièrement tendu…

L’exécutif a de quoi se réjouir. Alors que le français DCNS a raflé ce mardi matin un mégacontrat estimé à 34 milliards d’euros en vue de la construction de la prochaine génération de sous-marins australiens, un « motif de fierté » pour Manuel Valls, le ministère du Travail a annoncé en fin de journée que le nombre de emploi inscrits à Pôle emploi en catégorie A, c’est-à-dire sans aucune activité en mars, a diminué de 60 000 par rapport au mois de février, pour s’établir à 3,53 millions en France métropolitaine, soit une baisse de 1,7 %.

Dans le détail, l'amélioration de la situation des jeunes se poursuit: on comptait en mars 508.200 jeunes de moins de 25 ans sans activité (catégorie A), soit une baisse de 1,7% sur un mois. Le nombre de seniors (50 ans et plus) en catégorie A diminue aussi de 1% pour atteindre 888.200.

Une bonne nouvelle relative

Une bonne nouvelle pour l’exécutif dans un contexte social particulièrement tendu entre de nouvelles mobilisations de rue annoncées contre la loi Travail, la colère des intermittents, mais aussi celle du patronat. Mais cette bonne nouvelle reste à relativiser dans la mesure où, le mois dernier, il y avait 3,59 millions de demandeurs d’emploi sans activité inscrits à Pôle emploi, soit un record.

Sur un an, le nombre de demandeurs d'emploi sans activité a augmenté de 0,5% en métropole.

Cette « baisse mensuelle est la plus importante depuis septembre 2000. Au regard de la volatilité des chiffres, il est important de regarder l’évolution trimestrielle. Il ne faut surtout pas croire que nous sommes désormais sur un rythme de baisse du nombre de chômeurs de 60 000 par mois », commente Eric Heyer, économiste à l’OFCE. Sur les trois derniers mois, leur nombre a diminué de 49.500, la meilleure tendance depuis 2010-11, a précisé le ministère. Avec les demandeurs d’emploi ayant exercé une petite activité, Pôle emploi recensait fin mars 5,45 millions d’inscrits (-8.700) en métropole et de 5,75 millions en incluant l’outre-mer.

L'emploi, un enjeu majeur pour François Hollande

Pour Eric Heyer, avec un taux de croissance qui tourne actuellement autour de 1,5 %, l’activité économique est suffisante pour faire baisser légèrement le chômage d’au moins 13 000 personnes par mois. Dans un communiqué, le ministère estime que la baisse est «le résultat de l'amélioration graduelle de l'activité économique, qui s'est déjà traduite par une reprise des créations d'emploi en 2015, grâce notamment aux effets du Pacte de responsabilité et de solidarité».

L’emploi est un enjeu majeur pour le chef de l’Etat François Hollande qui a conditionné son éventuelle candidature à la présidentielle de 2017 à l’inversion de la courbe du chômage. «Il va pouvoir dire que le chômage a baissé, mais depuis qu’il est arrivé à l’Elysée, il y a 630.000 chômeurs de plus.»

Si le nombre de demandeurs d’emploi baisse de 13.000 en moyenne par mois, il faudrait quatre ans pour revenir au niveau du chômage qui existait lors de son entrée en fonction.

Source 20 minutes.fr

Le Pèlerin

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26 avril 2016 2 26 /04 /avril /2016 09:01

Pour Seniors Hommes !!!

Mon médecin

M’a prescrit

Un programme de remise en forme.

Je fais de la marche

Tous les jours

Avec un thérapeute

Ambulant.


Je n'aurais jamais cru

Que marcher avec

Une autre personne

Puisse être aussi motivant,

Même si nous ne parlons pas trop

Pendant la marche.


Mon thérapeute

Marche à environ 3 mètres

Devant moi

Et fixe la cadence selon

Les indications du médecin.

 

Compagnon de marche

Compagnon de marche

Cela fait  20 km

Que je la suis

Sans même utiliser ma canne !


Je me sens mieux, kilomètre après kilomètre,

Et mon cœur,

Ma pression artérielle

Et

Ma respiration semblent s'améliorer.


Et cela me plaît

Où que nous allions !

 

Après 25km, Si nous voulons continuer

Il y a une récompense je crois que

je pourrais marcher 40 km

 

Prescrit médicalement

Prescrit médicalement

A faire suivre à tout Senior pour l'inciter à faire de l'exercice

Le Pèlerin 

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23 avril 2016 6 23 /04 /avril /2016 23:00

24 avril 1954, 62 ans déjà.    

Papa, tu nous as  quittés si jeune 

En ce jour anniversaire de ta disparition, je te salue Papa, toi qui repose à jamais en cette terre d’Algérie, à Hussein-Dey plus précisément... 

Tu es parti si jeune que j’ai à peine eu le temps de te connaître....

Je repasserai certainement te voir très prochainement…

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Papa repose à Hussein-Dey

Si quelqu’un passe par hasard à Hussein-Dey, qu'il aille se recueillir sur sa tombe… Je remercie tous ceux qui se seront associés à cette démarche...  

Je remercie également les Gardiens du cimetière qui prennent soin de nos tombes

Le Pèlerin 

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