S’agissant des définitions universelles sur les réserves pétrolières, le ratio de remplacement des réserves (RRR) est défini comme le montant des réserves additionnelles prouvées de l’année divisé par la quantité extraite durant la même année (RRR = Réserves prouvées /Production
en %). Notons qu’il s’agit là de réserves et non pas de r

S’agissant des définitions universelles sur les réserves pétrolières, le ratio de remplacement des réserves (RRR) est défini comme le montant des réserves additionnelles prouvées de l’année divisé par la quantité extraite durant la même année (RRR = Réserves prouvées /Production
en %). Notons qu’il s’agit là de réserves et non pas de ressources (Original Oil In Place ou OOIP).

En gros, les réserves sont égales aux ressources multipliées par le taux d’extraction attendu. Par exemple, pour Hassi Messaoud, le taux d’extraction est de l’ordre de 15%, donc les ressources sont égales à 6,66 fois les réserves. En effet, seule une partie des ressources (30% en moyenne dans le monde) peut être extraite, le reste étant prisonnier pour toujours dans le réservoir, sauf en cas de récupération assistée de pétrole tertiaire. Aussi, il importe de ne pas confondre récupération assistée secondaire (injection d’eau et/ou de gaz) et récupération assistée tertiaire. La récupération secondaire augmente la pression du gisement, mais demeure sans effet sur les réserves, alors que la récupération tertiaire augmente la production mais aussi les réserves.

Ce ratio RRR peut être calculé pour l’ensemble des hydrocarbures ou pour chaque produit (pétrole brut, gaz naturel, condensats, GPL) ou sur plusieurs années. A long terme, le RRR doit être supérieur ou égal à 100% sinon l’entreprise pétrolière (ou le pays) risque de couler. De même, un RRR inférieur à 100% entraîne une diminution des réserves et, à l’inverse, un RRR supérieur à 100% entraîne une augmentation des réserves.L’erreur, probablement involontaire, de certaines déclarations, provient du fait que l’on confond réserves et ressources, deux valeurs totalement différentes.

Les compagnies pétrolières, surtout celles cotées en Bourse, doivent (cf. SEC regulation, New York) faire connaître périodiquement leur RRR et leurs réserves ainsi que le nombre d’années restant à produire (réserves/production ou inverse de la déplétion). Ainsi, en 2012, le RRR était de 115% pour ExxonMobil, 112% pour Chevron, 142% pour ConocoPhillips, Anadarko 194%. BP qui, après avoir connu un RRR supérieur à 100% durant 20 ans, l’a vu baisser en 2012 à 77%.

Ces taux sont aussi calculés pour une région ou un pays. Pour l’Algérie, le RRR a été supérieur à 100% pour la période 1962-2000, d’où une augmentation continue des réserves, et inférieure à 20% pour la période 2000-2013, ce qui se traduit par une baisse des réserves. Aussi, pour la décennie passée, le docteurMohamed Saïd Beghloul (El Watan du 25 mars 20012) écrivait : «La production cumulée durant la décennie 2001-2010 (tous hydrocarbures confondus) avoisine les 2200 millions de tep et le taux de renouvellement des réserves par le biais de ces découvertes ne dépasse guère les 14% (produire 100 et en découvrir 14).» En 2013, le ratio algérien a été de l’ordre de 20%, selon le temps de récupération espéré sur la durée de vie restante des gisements exploités ou à exploiter.  Ces données contredisent des déclarations récentes, probablement imposées par le ministère. Cependant, pour des raisons compréhensibles, les pays de l’OPEP ont intérêt à gonfler artificiellement les réserves «déclarées».

Par ailleurs, le monde pétrolier international sait parfaitement que le RRR algérien actuel est de l’ordre de 20% et non de 100%. Les sociétés pétrolières internationales engagées en Algérie le savent car ce sont elles qui exploitent plus de 50% de la production pétrolière actuelle.
En conclusion, il ne faut pas confondre réserves et ressources, mais assumer la triste réalité. En attendant de nouvelles découvertes en Algérie, qui ne donneront du pétrole que dans 10 ou 15 ans, l’Algérie se voit confrontée à une situation dramatique : la fin du pétrole dans une quinzaine d’années, la baisse des réserves (8 milliards de barils ou 12,2 milliards de barils ?), l’inefficacité singulière de la politique pétrolière menée depuis 2000 avec un RRR de 20 à 25%, au lieu de 100%, et des dépenses faramineuses de l’entreprise pétrolière nationale.

Les prévisions du FMI pour l’Algérie dépendent des prévisions pétrolières qui lui sont envoyées par le ministère de l’Energie à travers le ministère des Finances.Comme le disait l’économiste Serge Christophe Kolm à propos des modèles économiques, «Garbage In, Garbage Out». Nous n’avons plus le droit d’être imprévoyants et d’accepter la méthode Coué.

La politique pétrolière algérienne de ces 14 dernières années conduit à une impasse car on se trompe d’objectifs et l’on oublie l’importance de la variable temps ainsi que la nécessité du calcul économique dans tout processus de décision.
D’où la nécessité d’un conseil national de l’énergie et d’un minimum de gouvernance dans le secteur de l’énergie et des mines. Si l’on veut éviter le désastre financier qui se profile à l’horizon 2015-2017, il est impératif de supprimer les objectifs actuels ou les reporter à 2025. Nous allons droit au naufrage alors que la nature a doté l’Algérie de ressources exceptionnelles, avec de nombreux gisements miniers découverts ou à découvrir et qui font d’elle un véritable «scandale géologique».Nous sommes totalement persuadés que l’Algérie pourra et devra devenir le Brésil de l’Afrique (BRICA= BRIC + A) d’ici 10 ans grâce à ses ressources naturelles et humaines. Pour ce faire, il faut un virage à 180° et transformer ce Dutch Disease en Algerian Miracle !
 

Source de l'article: http://www.elwatan.com/economie/verites-ameres-sur-les-reserves-petrolieres-algeriennes-10-05-2014-256561_111.php

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