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  • : 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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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 

Le Pèlerin

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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 

Le Pèlerin

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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 09:31

Un cadeau inattendu

C'est un homme qui demande à sa femme ce qui lui ferait plaisir comme cadeau pour fêter leur anniversaire de mariage.
- Qu'est-ce que tu dirais d'un manteau de fourrure ?
- Bof...
- Et si je te payais une Mercedes ?
- Non, non.
- Que dirais-tu d'une résidence secondaire à la montagne ?
- Non merci...
Alors l'homme déclare forfait et lui demande :
- Bon, allez, dis-moi ce que tu veux directement, on ira plus vite !
- Je voudrais divorcer
- Aie ! Je n'avais pas prévu de dépenser autant...

Le Pèlerin

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22 avril 2016 5 22 /04 /avril /2016 09:20

Les bienfaits du pain

 

Humour – Ah vieillesse ennemie… !

Un petit vieux se désole de ne plus avoir d'érection.
Un copain lui dit :
- Mange du pain, beaucoup de pain ! C'est formidable pour le sexe. 
Le pain ça contient plein d'amidon, tu vas voir le résultat...
L'autre se précipite à la boulangerie et demande dix baguettes.
- Vous avez des invités, Monsieur Marcel ? interroge la boulangère.
- Non c'est que pour moi...!
- Alors là, je vous préviens, ça va durcir !
- Ah, ah ! fait le petit vieux avec malice, je vois que vous êtes au courant...!
Bonne journée,

Le Pèlerin

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21 avril 2016 4 21 /04 /avril /2016 09:11

Quelle élégance verbale ! Celle là ne restera pas longtemps à la poste

Quelle répartie !!! 

 

Humour - Tout simplement EXCELLENT !!!!

Elle est d'ailleurs partie de la Poste

Un prix pourrait être attribué à cette guichetière d'un bureau de poste parisien pour son élégance et son humour ! Cette guichetière se trouvait face à une longue file de clients mécontents, lassés d'attendre pour pouvoir enfin déposer un chèque, retirer un chéquier ou envoyer du courrier.

C'est alors qu'un client excédé, se taillant un chemin jusqu'au guichet, jette son bordereau sur le comptoir et dit :

 - JE DOIS encaisser ce chèque TOUT DE SUITE !

- Je suis désolée, Monsieur. Je serai heureuse de vous aider tout à l'heure; je dois d'abord m'occuper des autres clients, mais soyez sûr que votre tour viendra.

Le client ne s'en laisse pas conter. Il crie très fort de manière à ce que tout le monde l'entende :

 - EST-CE QUE VOUS SAVEZ QUI JE SUIS ?

Alors sans aucune hésitation, la préposée se lève et s'adresse à tous les clients présents:

 - Puis-je avoir votre attention s'il vous plaît ?

Sa voix résonnant dans tout le bureau. Nous avons au guichet un client qui NE SAIT PLUS QUI IL EST. Si vous êtes en mesure d'aider cette personne à trouver son identité, nous vous prions de bien vouloir l'en informer, merci. Alors que toute la file d'attente éclate de rire, le client furibard s'exclame:

-Je T'ENCULE !

Sans broncher, la guichetière sourit et dit:

- Je suis désolée, Monsieur, mais pour cela aussi il faut être capable de faire la queue ! ! !

Le Pèlerin

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8 avril 2016 5 08 /04 /avril /2016 18:39

10 aphrodisiaques naturels qui vont booster votre libido

Les Aphrodisiaques Naturels - Stimulants Sexuels pour Elle et Lui

On les oublie parfois. Mais ces aliments ont le pouvoir de booster votre libido et donc, votre sexualité. Gingembre, cacao ou anis : on en connaît certains mais d’autres moins connus vont vous étonner ! Voici dix aphrodisiaques naturels pour des nuits pimentés.

Le Gingembre

Grand classique des aphrodisiaques naturels, le gingembre donne du tonus et facilite l’afflux sanguin dans le corps, et donc l’érection.

Le Cacao

Avis aux amateurs de chocolat. Cet aphrodisiaque naturel permet au cerveau de libérer de la dopamine dans le corps et donc de booster notre énergie. Il augmente aussi la pression sanguine ce qui crée de l’excitation chez l’homme et la femme.

Les Huîtres

Egalement très connues, les huîtres sont un très bon aphrodisiaque naturel. Très riches en zinc, elles favorisent la production de sperme chez les hommes et boostent la libido. De quoi s’organiser une belle nuit.

Les Asperges

Si votre partenaire vous sert des asperges au dîner, ne doutez plus : il envisage une soirée de folie. Cet aphrodisiaque naturel est rempli de vitamine K qui augmente l’afflux sanguin dans le pénis et le vagin. Egalement riches en vitamines B9, les asperges permettent le relâchement de l’utérus, idéal lors de moments coquins.

Le Céleri

Cet aliment a surtout un effet excitant direct chez l’homme. En effet, cet aphrodisiaque naturel favorise la production de testostérone chez Monsieur, ainsi que la libération d’androstérone qui se trouve dans la sueur. Conséquence : l’odeur de la sueur de votre partenaire pourrait fortement vous exciter !

Le Clou de Girofle

Un coup de chaud. Voilà ce que va vous donner le clou de girofle. Cette épice est un vasodilatateur puissant qui permet à votre sang de se diffuser plus rapidement dans vos organes. Résultat : l’excitation monte en un claquement de doigt. Votre sang ne fera qu’un tour.

Le Bois Bandé

Autre grand classique des aphrodisiaques naturels, le bois bandé faciliterait grandement l’érection des hommes. De plus, il ferait également augmenter le pression sanguine et provoquerait une montée de désir chez la femme.

L’Anis

Cet aphrodisiaque naturel libère une grande quantité d’anéthol, une molécule très proche de l’œstrogène, cette substance qui fait monter l’excitation chez la femme. L’explication du succès des « Sucettes à l’anis » ?

L’Avocat

En nahuatl, l’avocat signifie « testicule », ce qui nous met déjà sur une piste. Par ailleurs, l’avocat aiguise nos sens bien plus accrus. Une idée de plus pour le repas de ce soir !

Le Miel

S’il peut pimenter les préliminaires en étant sensuellement étalé sur le corps de votre partenaire, le miel a aussi des vertus aphrodisiaques. Riche en vitamine B, le miel permet de diffuser en masse de la testostérone dans le corps de l’homme. La femme, elle, ne sera pas insensible à l’effet de l’œstrogène produit par le miel.

Source Elle - Arthur. Œuvrard

Le Pèlerin

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8 avril 2016 5 08 /04 /avril /2016 17:03

Au Maroc, le plus grand parc solaire du monde va éclairer 6 millions de foyers

Le parc d’Ouarzazate

Le parc d’Ouarzazate

Le parc de Ouarzazate, d'une capacité totale de 580 Mégawatts dont la construction vient d’être achevée devrait-être connecté dans les semaines à venir au réseau électrique.

Travaux.

Quelques jours après la fin du sommet de Paris sur le climat doit être inaugurée aux portes du Sahara la première phase du méga-projet "Noor", présenté par le Maroc comme le plus grand parc solaire au monde. Ouvriers et ingénieurs s'activent pour que l'immense ferme solaire située à une vingtaine de kilomètres de Ouarzazate, au centre du Maroc, entre en activité d'ici à la fin décembre. "Les travaux de construction sont achevés. Nous testons des composantes de cette unité de production en vue de la connecter au réseau national d'ici à la fin de l'année", explique Obaid Amrane, membre du conseil d'administration de l'Agence marocaine de l'énergie solaire. Avec une capacité totale de production d'électricité de 580 megawatts (MW), le parc de Ouarzazate deviendra le "plus grand complexe d'énergie solaire au monde", selon ses concepteurs. Il devrait être à même de fournir de l'électricité à un million de foyers.

Noor 1 sera une vitrine pour le Maroc qui doit accueillir fin 2016 la 22e conférence mondiale sur le climat, au cours de laquelle sera examinée l'application des engagements pris par la COP21 ces jours-ci à Paris. Le royaume, dépourvu d'importantes réserves en hydrocarbures mais très riche en ensoleillement, a développé un ambitieux plan de développement des énergies renouvelables qui doit lui permettre de subvenir à 42% de ses besoins énergétiques par ce biais à l'horizon 2020. Dans ce cadre, le roi Mohamed VI avait lancé en mai 2013 les travaux de la première phase de Noor, d'un coût de 600 millions d'euros. Un millier d'ouvriers ont été mobilisés. Suivront les parcs Noor 2 et 3 en 2016 et 2017 tandis que l'appel d'offre a été ouvert pour Noor 4.

Continuer l'effort après 2030

Répartis sur 450 hectares, un demi-million de miroirs cylindro-paraboliques d'une hauteur de 12 mètres chacun et disposés sur 800 longues rangées suivent lentement le mouvement du soleil. Ils font converger ses rayons pour permettre de chauffer à haute température un fluide caloporteur qui fait ensuite fonctionner une turbine à vapeur. Avec une capacité de production d'électricité de 160 mégawatts, Noor-1 est censé permettre au Maroc de réduire de manière importante ses émissions de gaz à effet de serre. Selon les estimations du ministère de l'Energie, le complexe permettra d'éviter l'émission de 240.000 tonnes de CO2 par an. Et même 522.000 tonnes quand Noor-2 et Noor-3 seront opérationnels. En plus de ses projets solaires, le Maroc a également inauguré fin 2014 à Tarfaya (sud-ouest) le plus grand parc éolien d'Afrique (300 MW). Le coût total de ces différents projets s'élève à 13,1 milliards de dollars (12 milliards d'euros), soit 60% des investissements en énergie du Maroc jusqu'en 2020.

Outre les énergies renouvelables, le Maroc avait également annoncé l'an dernier un vaste projet de développement gazier, destiné à réduire la dépendance énergétique du royaume et qui nécessitera 4,6 milliards de dollars (4,22 milliards d'euros) d'investissements."Les choses se passent bien jusqu'ici, et nous pensons arriver à dépasser 2000 MW pour l'éolien d'ici à 2020", a déclaré le ministre marocain de l'Energie et de l'Environnement, Abdelkader Amara. Rabat est déterminé à poursuivre le développement des énergies renouvelables au-delà de cette date afin de tenir son objectif de réduire de 32% ses émissions de gaz à effet de serre d'ici 2030.

Source Sciences et Avenir

Le Pèlerin

 

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