Le blog Energie

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Echanger du CO2 contre du méthane dans les hydrates...une technologie du futur.

Par Raymond Bonnaterrele 26 octobre 2011 | (3) Commentaires | Permalink

 La créativité des activités humaines n'est pas en panne et le retour à l'état sauvage n'est peut-être pas pour demain. Il est des innovations qui ouvrent de formidables horizons. Les nouveaux modes d'exploitation des gaz de schistes vient en quelques années de rendre caduques bien des prévisions alarmistes annonçant la fin des haricots et du gaz naturel. Mais la vraie révolution viendra peut-être, dans les prochains siècles, de la mise en exploitation des immenses gisements d'hydrates de méthane.

 C'est en tous les cas le pari que fait le pétrolier Conoco-Phillips qui, avec l'aide du DOE et du JOGMEC (japonais), prévoit au cours du premier trimestre 2012 de réaliser dans les North Slope de l'Alaska un essai consistant à injecter du CO2 dans les gisements de grès contenant des hydrates de méthane dans le but d'échanger le méthane par du CO2 (FIG.). Ce procédé a été imaginé depuis 2003 par une équipe de l'Université de Bergen en Norvège.

 Une autre option qui sera également testée consistera à dépressuriser la zone explorée pour en extraire le gaz.

LIRE le communiqué du DOE sur le sujet et un papier de Conoco-Phillips.

Le 26 Octobre 2011

La combustion de lignite sera-t-elle l'alternative énergétique écologique incontournable?

Par Raymond Bonnaterrele 25 octobre 2011 | (4) Commentaires | Permalink

 Décider de stopper la génération électronucléaire d'électricité comme l'a fait la Chancelière Allemande, convaincue de l'urgente nécessité de sacrifier cette technologie pour essayer d'assurer un avenir politique à son parti, n'est pas un geste anodin. Il va nécessiter d'investir dans de nouveaux modes de génération d'électricité de base que seules les centrales à flammes sont à même de produire en larges quantités. Les énergies récupérées à partir des centrales au fil de l'eau ou de la géothermie après fracturation des roches profondes ne conduisant qu'à des quantités d'électricité anecdotiques. Ceci implique de massives importations de gaz naturel (russe), de charbon (australien, africain, américain) ou de consommer l'abondant lignite local afin de sauvegarder la croissance économique du pays.

 Le lignite (brown coal), forme intermédiaire du processus de formation du charbon, est très abondant sur Terre (FIG., part rose des camemberts). L'Europe et l'Australie sont en particulier bien pourvues en cette ressource énergétique. C'est donc une source d'énergie qui va être allègrement consommée dans les décennies à venir et qui, de ce fait, mérite une indispensable optimisation des procédés de mise en oeuvre dans les centrales électriques.

 La voie à privilégier est celle de la gazéification intégrée à cycle combiné (IGCC) qui permet de faire fonctionner des turbines à gaz (H2 +CO2) à très hautes températures (1600°C aujourd'hui et 1700°C dans dix ans) avec des rendements énergétiques par rapport au gaz injecté dépassant les 60%.

 Les grands de la génération électrique (GE, Siemens, MHI, etc.) travaillent activement sur ce sujet. On pourra LIRE une mise au point récente réalisée par le japonais MHI qui montre qu'il est possible de réduire les émissions de CO2 de 1100 kg de CO2 par MWh d'électricité dans les centrales classiques au lignite (rendement autour des 30%) vers des valeurs de 700 kg de CO2 par MWh par ces procédés élaborés (FIG.III). L'IGCC couplée au lignite doit permettre de pouvoir obtenir des rendements et des émissions de CO2 proches de ceux des centrales modernes au charbon.

Une remarque importante: la France ne dispose pas de très grands gisements de lignite. Précautionneusement hostile au gaz de schistes, en cas de décision politique d'un abandon de la filière nucléaire, il ne lui resterait comme solution économique de base que le biogaz issu de la valorisation des déjections de ses nombreux ruminants pour s'éclairer: un vrai retour à la nature. Pompons!

LIRE la mise au point de MHI sur le sujet.

Le 25 Octobre 2011

 

 

 

Le Gouvernement Basque décide d'explorer ses ressources en gaz non conventionnel

Par Raymond Bonnaterrele 16 octobre 2011 | (0) Commentaires | Permalink

  Le Peuple Basque imprégné de sentiments passionnés et de courage ne comprend pas le Pétochard Principe de Précaution, retombée ridicule d'un rigorisme écologique d'une certaine Droite française bigote qui prend plaisir à faire passer dans les textes de lois les idées farfelues et irréalistes des tiers-mondialistes attardés de l'autre bord. L'écologisme politique comme vecteur de prise du pouvoir ne semble pas prévaloir au-delà des Pyrénées. Montaigne puis Pascal nous l'ont déjà appris, la Vérité change de bord entre Hendaye et Irùn sur les flots de la Bidassoa. Ce qui est interdit en France est sponsorisé au Pays-Basque dont les autorités investissent dans la recherche de gaz non conventionnels.

LIRE un papier sur ce sujet.

Le 15 Octobre 2011

L'avenir du raffinage en Europe apparaît bien compromis

Par Raymond Bonnaterrele 2 octobre 2011 | (7) Commentaires | Permalink

 La baisse européenne de la demande en produits pétroliers, les éblouissantes marges de raffinage américaines résultant d'un WTI vendu à prix bradé, la volonté des pays producteurs de pétrole (Moyen-Orient, Russie) de mieux valoriser leurs ressources en s'intégrant vers l'aval, la démocratie d'opinion prévalante devant donner le change à la mystique écologique ambiante en taxant les émissions des raffineries encore actives, incitent à imaginer un avenir morose pour l'industrie du raffinage en Europe. L'European Petroleum Industry Association (Europia) vient de publier un document détaillé sur ce sujet qui prévoit une baisse des consommations de pétrole de 11% (seulement) en Europe entre 2009 et 2030 et une capacité de raffinage qui si elle restait d'ici là en l'état, présenterait alors une surcapacité de production de 25%. En termes clairs il faudra selon ce bureau de lobbying professionnel fermer d'ici à cette date, au bas mot 25 raffineries des 96 unités existantes en 2010 (FIG.).

Remarque: une timide baisse des consommations de 11% entre 2009 et 2030 ne représente que 0,6% de baisse de consommation annuelle. Pour l'instant l'EIA entre 2009 et 2012 envisage une baisse des consommations européennes de 0,8% par an. Le paramètre du premier ordre qui déterminera cette vitesse de décroissance sera bien sûr le prix à la pompe des carburants qui minorera la demande et sponsorisera l'offre de biocarburants. On peut imaginer des gouvernements européens à la recherche de recettes de poches taxer gaillardement les carburants dans les années à venir. Quand aux cours du brut à Londres nul ne sait quels sommets ils auront atteint dans 20 ans. Une baisse des consommations de pétrole en Europe autour des 20% d'ici là par rapport à celles de 2009 n'est donc pas impossible.

LIRE l'étude d'Europia sur le sujet.

Remarque pour les peak-oilers angoissés: la vue des réserves ultimes figurant dans ce rapport

et je trouve le petit rectangle vert d'EOR à l'aide d'injections de CO2 vraiment trop étroit. Il faudrait aussi l'actualiser avec les nouvelles connaissances sur les gaz de schistes. Satanas!

Allez pour les ulcérés par tant de mauvaise foi insupportable, une vision plus récente, celle de Mosconi de Total en 2011...encore un siècle de pétrole ou plus...hi!hi!

Et la Mer du Nord britannique après avoir produit plus de 40 milliards de barils équivalents pétrole de liquides et de gaz, bande encore (FIG.)! Le plateau continental assure encore la fourniture de 87% du pétrole et 61% du gaz britannique...formidable avantage économique par rapport à la France. La vitesse de déplétion de ces extractions va dépendre des investissements consentis et donc du prix du baril de pétrole...et des taxes britanniques. Mais il en restera encore dans 30 ou 40 ans.

Le 2 Octobre 2011

 

Les cours de l'essence à New York se décident à Londres

Par Raymond Bonnaterrele 20 août 2011 | (3) Commentaires | Permalink

 En ces temps imbéciles d'annonces de la fin de la prospérité et des haricots, liée à la volonté des Républicains américains les plus radicaux de faire recaler Obama aux prochaines présidentielles, nos économistes distingués nous annoncent que la consommation de pétrole dans le monde va se réduire et donc que les cours du brut vont tout naturellement se replier. Bien sûr ils oublient le phénomène de déplétion des puits en production qui naturellement voient leurs productions se réduire de 4 à 7% par an et qui oblige les pétroliers à amener chaque année dans les 4 à 5 millions de barils/jour de productions nouvelles ou améliorées (EOR) pour compenser cette réduction naturelle des flux de production. Les quelques centaines de milliers de barils/jour en plus ou en moins liés à une hypothétique conjoncture ne pèsent donc pas lourd par rapport à la demande nouvelle. Les cours du pétrole swinguent lorsque les Bourses plongent, mais je voudrais souligner ici que certaines hiérarchies sont respectées et même amplifiées.

 Le marché du WTI à New York dont on nous rabat sans-cesse les oreilles, est devenu un marché régional largement approvisionné à Cushing, Oklahoma, par les ressources locales et les pipe-lines en provenance du Canada. La référence des cours du pétrole Occidental est maintenant assurée par la cotation du Brent à Londres avec un confortable "mark-up" par rapport aux prix américains. Avec la crise boursière récente cette primauté du Brent sur le WTI s'est encore plus affirmée (FIG., courbe bleue). Depuis le premier Août le WTI a perdu dans les 12 dollars par baril alors que le Brent n'a lâché que 7 dollars. Le spread entre Brent et WTI a atteint les 27 dollars par baril, un plus haut historique.

Tout naturellement les cours de l'essence à New York qui dépendent des cours des importations marginales d'essence venant d'Europe, s'alignent eux aussi sur les cours du Brent. La marge de raffinage entre essence et WTI atteint ainsi des valeurs supérieures à 35 $/baril (courbe rouge) pour le plus grand plaisir des raffineurs américains...dont les cours de Bourse paradoxalement s'effondrent.

Il faut donc imaginer des résultats des Valero, Tesoro et autres purs raffineurs américains en forte progression au troisième trimestre par rapport à ceux du second trimestre qui n'étaient pas si mal.

On le voit malgré la baisse tendancielle des consommations d'essence aux États-Unis les résultats du raffinage américain vont être superbes en 2011 en raison de la prime sur le Brent européen qui traduit mieux en dollars par baril les contraintes géopolitiques (Libye, Syrie, Afrique Noire...) qui s'exercent sur le pétrole mondial. Les cours de l'essence à New York sont déterminés à Londres.

Le 20 Août 2011

 

Les E-On, RWE, Groupes de l'énergie allemande en grandes difficultés financières et stratégiques

Par Raymond Bonnaterrele 10 août 2011 | (3) Commentaires | Permalink

 Les ressources énergétiques japonaises sont sans-dessus-dessous mais la situation est la conséquence du gigantesque tsunami qui a frappé le nord-est de l'île principale au mois de Mars. En Allemagne une Chancelière persuadée que son Parti ne pourrait plus jamais jouer de rôle politique éminent dans son pays si elle ne bannissait pas l'énergie nucléaire, a décidé de provoquer un formidable choc psychologique auprès de son électorat. Aux dépens des autres Nations en Europe et des Groupes allemands de l'énergie elle décida la fermeture immédiate d'une partie des centrales nucléaires et de la totalité à terme.

 L'impact sur les leaders du marché énergétique allemand ne s'est pas fait attendre et les résultats financiers du premier semestre présenté par les Sociétés concernées ressemblent à un Champ de Bataille au soir de la défaite.

 E-On avec un chiffre d'affaire au premier semestre en croissance de 20% voit son résultat opérationnel avant amortissement et dépréciation (EBITDA) se réduire de 45% à 4,3 milliards d'euros. Les décisions politiques sur le nucléaire impactent ce montant de 1,9 milliard, la distribution de gaz devenu trop cher à l'achat fait apparaître un recul de 0,97 milliard et le négoce d'énergie (trading) malmené par les événements fait apparaître un recul d'un milliard d'euros.

E-On annonce bien sûr des mesures de restructuration parmi lesquelles la suppression de 9000 à 11000 postes de travail au sein du Groupe. Il faut s'attendre aussi à des augmentations de tarifs évidentes dans un tel contexte. Acheter plus cher qu'on ne vend n'est pas très longtemps soutenable.

Remarque: au mois de Juillet, Destatis annonce que l'inflation allemande avec 2,4% tirée pour une large part par les prix de l'énergie (0,9 point) a affiché son sixième mois consécutif d'inflation supérieur à 2%. Il faut cependant noter que les augmentations sur 12 mois des prix aux ménages du gaz (+4,4%) et de l'électricité (+7,4%) n'ont sûrement pas encore affiché tout le potentiel de hausse que dévoilent ces résultats des entreprises allemandes de l'énergie.

 

 RWE moins impacté mais aux revenus stables voit son EBITDA chuter de 25% seulement à 4,6 milliards d'euros. Son patron le Dr Grossmann qui a trop affiché son désaccord avec les décisions de la Chancelière va y perdre sa place.

 Quoi qu'il en soit comme le montre le planning de création de nouvelles unités à combustion à flamme de RWE, l'utilisation du lignite et du charbon va monter en puissance en Europe (FIG.). On vide le patron mais on garde le programme...c'est de la réal-écologie.

CONSULTER la présentation semestrielle instructive de E-On et aussi celle de RWE.

Le 10 Août 2011

Est-il possible d'extraire économiquement les hydrocarbures des sables bitumineux canadiens avec du propane?

Par Raymond Bonnaterrele 29 juillet 2011 | (0) Commentaires | Permalink

 L'extraction des huiles lourdes du Bassin de l'Orénoque ou des hydrocarbures des sables bitumineux profonds de l'Alberta nécessite de mettre en œuvre des procédés in-situ qui vont faire décroître la viscosité de ces hydrocarbures et rendre ainsi possible leur extraction du sous-sol par pompage.

  Dans le cas des huiles lourdes du Venezuela les pétroliers injectent des solvants qui dissolvent les huiles lourdes et après extraction, récupèrent dans des unités ad hoc les solvants légers d'une part qui sont recyclés et les hydrocarbures lourds convoités d'autre part.

  Dans le cas des sables bitumineux canadiens c'est par l'injection d'eau chaude (vers les 250°C) sous pression des procédés SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) que ces hydrocarbures lourds sont extraits du sous-sol. Le point faible de cette technologie réside dans l'utilisation d'eau et d'énergie ce qui ulcère les écolo-sensibles au volant de leur 4X4 ou, pour certains, de leur hélicoptère (Ils ont depuis longtemps abandonné la brouette et le vin rouge qui les rendaient si avenants).

 Les procédés d'extraction des bitumes canadiens par solvants se sont avérés jusque là inefficaces à l'exception, peut-être, du procédé N-Solv de John Nenninger qui a breveté en 1998 l'utilisation d'injections de Propane chaud (vers les 50°C) qui permet de faire descendre la viscosité du mélange propane-bitume vers une fraction de centipoise et de rendre extractible une large part de la ressource, les deux-tiers environ, à l'exception des asphaltènes insolubles.

 Les autorités canadiennes viennent d'accorder une aide de 10 millions de dollars canadiens pour la réalisation dans l'Alberta d'une paire de forages de démonstration et de validation du procédé qui devrait extraire dans les 500 barils par jour de mélange.

 Un procédé moins énergivore, ne nécessitant pas d'eau, utilisant du propane qui serait recyclé, il y a là de quoi à séduire bien des industriels. Suncor Energy, allié à Total dans l'extraction à ciel ouvert de ces sables quand ils sont accessibles, est un des sponsors de cette première tentative industrielle.

CONSULTER une présentation sur le sujet.

Le 29 Juillet 2011

 

Si le Japon veut réduire sa puissance électronucléaire, il devra faire appel au gaz naturel

Par Raymond Bonnaterrele 29 juillet 2011 | (2) Commentaires | Permalink

 La génération d'électricité de base des pays sans ressources énergétiques locales comme la France ou le Japon, intégrant la contrainte d'émissions de CO2 limitées à l'avenir, ne peut reposer dans les prochaines décennies que sur deux ressources énergétiques: le nucléaire ou le gaz naturel.

 L'Institute of Energy Economics japonais (IEEJ) publie une étude portant sur divers scénarios d'évolution du mix énergétique de production des 1000 TWh d'énergie électrique nécessaires à son pays. Il a sélectionné trois hypothèses:

1- un fort accroissement de la puissance électronucléaire à 67 GW d'ici à 2030,

2- un maintien de cette puissance en croissance autour des 57 GW,

3- une réduction importante vers les 22 GW.

 

  Il apparaît, dans l'hypothèse d'un objectif maintenu des réductions des émissions de CO2, que la seule alternative au nucléaire pour ce pays repose (FIG. colonne de droite) sur un abandon en simultané des centrales au charbon et le remplacement de toutes les centrales arrêtées (nucléaires ou au charbon) par des centrales au gaz naturel à cycles combinés équipées ou non de capture de CO2 (CCS).

Avec un tel scénario le Japon poursuivrait la réduction de ses émissions de CO2 (FIG.II), mais ce ne serait pas gratuit pour le consommateur.

Remarque: contrairement à l'Allemagne le Japon n'envisage pas un abandon du nucléaire, pour comprendre cette différence il faut toujours avoir en tête les productions diaboliques de lignite allemandes qui permettent de générer de l'électricité prioritaire en Europe à moindres coûts...et qu'importent les émissions emportées par le vent.

LIRE le papier de l'IEEJ sur ce sujet.

Le 29 Juillet 2011

EPRI: les faibles coûts du charbon et du gaz américains assurent un coût du MWh électrique, chargé des émissions, à moins de cent dollars

Par Raymond Bonnaterrele 20 juillet 2011 | (1) Commentaires | Permalink

Très intéressante et rigoureuse étude de l'EPRI sur le coût annuel moyen sur toute la durée de vie d'une installation (Levelized Cost of Electricity ou LCOE) d'un MWh électrique aux États-Unis dans diverses conditions de génération allant de la combustion de charbon pulvérisé aux solutions solaires photovoltaïques ou thermiques.

Il ressort essentiellement de cette étude qui prend en compte les coûts très faibles du charbon (<2$/MMBTU ou 50$/tonne métrique) et du gaz naturel (entre 4 et 8$/MMBTU) américains un avantage compétitif inégalé des centrales à flamme par rapport aux solutions alternatives, même avec une charge sur le CO2 émis allant jusqu'à 50$/tonne (FIG.). Les coûts moyens restent dans toutes les hypothèses inférieurs à 100 dollars 2010 par MWh et revient même à 70$ pour les coûts du gaz naturel les plus bas. Seul l'éolien terrestre avec des taux de charge exceptionnels dans certaines contrées des Rocheuses, entre 28% et 40%, arrive péniblement à être compétitif avec une charge de CO2 à 50$/tonne et un gaz naturel à 8$/MMBTU.

FIG. Coût moyen du MWh en dollars en fonction de la charge sur le CO2 émis en dollars la tonne

 Le prix de revient de l'électricité américaine dans un contexte mondial d'énergie de plus en plus chère, est pour ce pays un avantage compétitif évident et un des moteurs de son dynamisme à long terme.

 Dans le cas d'installations équipées de captage de CO2, les hypothèses de l'EPRI ne prennent pas en compte une éventuelle revente de ce gaz pour récupérer le pétrole de puits en voie d'épuisement ou pour alimenter l'industrie chimique. Au contraire elle charge le transport et la séquestration à 10$/tonne de CO2. La valorisation de cette ressource est pourtant la clé d'un développement significatif de ces technologies onéreuses et énergivores de captage. Une tonne de CO2 qui permettra de récupérer en moyenne 1,5 baril de pétrole hors de prix se vendra bien un jour autour des 50 dollars...c'est une évidence.

CONSULTER la présentation de l'EPRI.

Le 20 Juillet 2011

BHP-Billiton: une poignée de milliards de dollars pour des gaz de schistes

Par Raymond Bonnaterrele 15 juillet 2011 | (1) Commentaires | Permalink

 Les gaz de schistes nous explique un docte journaliste du New York Times, journal qui s'illustre par des papiers d'une objectivité parfois douteuse, ne seraient qu'un énorme bluff...du vent. Ceci ne semble pas être tout à fait l'avis de certains grands groupes de l'énergie comme BHP-Billiton qui après avoir acheté au mois de Mars dernier à Chesapeake pour 4.75 milliards de dollars, un accès aux gaz de schistes du gisement de Fayetteville dans l'Arkansas, vient de faire rebelote en mettant au pot 12,1 milliards pour s'offrir un jeune premier doué du secteur, Petrohawk, qui possède un million d'acres (400 mille ha) de concessions dans l'Arkansas (Heynesville Shale) et surtout dans le sud du Texas (Eagle Ford area).

 Ces achats importants qui succèdent à ceux d'Exxon qui a absorbé XTO pour près de 35 mrds$, et aux diverses emplettes de quelques milliards de dollars de BP, Statoil et Total pour des participations dans les gaz de schistes américains de Chesapeake, montrent combien stratégiquement les grands Groupes de l'énergie veulent être associés à la montée en puissance du gaz naturel dans le mix énergétique américain.

 

 En raison de cours du gaz naturel actuellement très bas aux États-Unis (FIG.) entre 4 et 5$ le MMBTU alors qu'ils sont 2,5 fois plus élevés en Europe, ces opérations ne semblent pas aujourd'hui dégager de larges profits. Cependant, il ne faut d'une part pas négliger la ressource financière que constituent les liquides associés à ces gaz et il est opportun d'autre part de prendre en compte sur le moyen-terme l'inexorable montée des cours de l'énergie. Rien n'affirme que les cours du gaz naturel US vont continuer à se traîner sous les 5 dollars le MMBTU alors que les cours du pétrole vont se valoriser.

Remarque: les prix avaient frisé les 14 dollars à l'été 2008 alors que l'Amérique n'a jamais manqué d'un seul BTU de gaz...il est tout de même des moments où les Marchés ne traduisent plus du-tout les "fondamentaux". Le retour de bâton qui s'en suivit le démontre.

Remarque: Total qui vend du gaz naturel un peu partout dans le monde annonce un prix moyen de ses ventes au cours du T2 de 6,60 $/MMBTU contre 6,19 $ au trimestre précédent et 4,82 $/MMBTU il y a un an. Il y a là une tendance nette à la hausse des prix de cette ressource.

LIRE le papier de Bloomberg sur ce thème.

Le 15 Juillet 2011