Auteur/autrice : Raymond Bonnaterre

Des ZIF (zéolites imidazolates) pour capturer le CO2 ?
                  Les zéolites naturels ou artificiels sont des alumino silicates solides de très grande surfaces spécifiques qui peuvent adsorber différents gaz et dont les propriétés sont largement utilisées en catalyse par exemple. Le californien Omar Yaghi, de l’UCLA, a réussi à synthétiser des structures zéolitiques, ZIF (zeolitic imidazolate frameworks) en utilisant les liaisons entre les métaux de transition (Zn, Co) et les deux atomes d’azote des dérivés hétérocycliques de l’imidazole. L’angle de 145° formé par les liaisons métal-imidazole-métal est très proche de l’angle Si-O-Si typique des zéolites. Yaghi et son équipe, en jouant sur les substitutions de l’hétérocycle et plus particulièrement en introduisant une fonction nitrate sur le carbone situé entre les deux azotes de l’imidazole, ont obtenu des composés organo métalliques du Zinc à structures zéolitiques fortement sélectives au CO2.
                     Ces composés, décrits dans la revue Nature du 15/02/2008, qui peuvent adsorber jusqu’à 80 fois leur volume de CO2 ouvrent une nouvelle voie à la capture sélective industrielle du CO2 à partir de mélanges de gaz contenant du monoxyde de carbone ou de l’hydrogène. C’est le principe des procédés dits de VPSA (Vacuum Pressure Swing Adsorption) utilisés par Praxair ou Air Liquide pour séparer l’oxygène de l’air avec des zéolites. En jouant sur les pressions le CO2 piégé peut être ensuite désorbé sous vide, récupéré et stocké dans des structures géologiques ad’hoc. La validation industrielle d’une telle solution qui consisterait à piéger le CO2 de gaz de combustion ou de réaction catalytique au travers de colonnes chargées en ZIF suppose une longue étude de sélection des composés, de validation de leur stabilité, de leur résistance à l’environnement et de leur vieillissement en cyclages.
                     Un des intérêts majeurs de ce type de procédé réside dans la réduction des consommations d’énergie des procédés de CCS (capture et stockage de CO2). En effet la capture de CO2 dans une centrale à flamme par exemple, nécessitera de consommer une partie de l’énergie produite par la combustion du gaz ou du charbon. Plus faible sera cette part et moins onéreux sera le procédé.
                     Une unité pilote de l’Air Liquide, de type VPSA, est en cours de test, sur le pilote de MEFOS à Lulea en Suède. Le type de zéolite utilisée piégeant le CO2 est un secret de la recette.
                     Liens pour en savoir plus (en anglais): les ZIFs et les ZIFs sélectifs au CO2.
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février 16, 2008
Très longs délais pour la fabication d’éoliennes offshore européennes
                           La Grande-Bretagne est très en retard dans la mise en oeuvre des énergies renouvelables, avec seulement 2% de l’énergie d’origine verte, elle est classée troisième plus mauvaise en Europe après Malte et le Luxembourg. Alors, elle voudrait, pour rattraper le temps perdu, lancer un grand plan éolien qui comprendrait 10000 éoliennes d’ici à 2020, avec 3000 éoliennes on shore et 7000 éoliennes offshore. Ces dernières pour des raisons de rentabilité et d’optimisation des coûts d’installation et de maintenance devront être de très forte puissance (5 MW). Mais voila, Siemens, un des fabricants de ces super éoliennes, a déjà quatre ans de carnet de commandes malgré un programme de triplement des capacités de production d’ici à 2011. Le meilleur délai de livraison actuel est de ce fait repoussé à 2012.
            Les opérateurs anglais, par l’intermédiaire de la British Energy Wind Association, demandent au gouvernement britannique de s’impliquer d’avantage dans la politique industrielle de ces équipements en essayant de convaincre Siemens ou Vestas de venir installer des moyens de production en Grande-Bretagne. Mais que pèse le marché britannique éolien en face des marchés américains ou chinois?
               Un autre goulot d’étranglement existe aussi dans les moyens d’implantation d’éoliennes offshore sur site, c’est le nombre de navires capables d’assumer cette tâche. La Grande-Bretagne dispose de deux de ces bâtiments capables de transporter et de construire ces immenses éoliennes par morceaux. Il faut au moins trois ans pour en faire construire d’autres.
               Cet exemple britannique sur l’éolien offshore, doit sensiblement décrire l’ensemble des problèmes européens sur le sujet. On sait par exemple que la filiale d’Areva, Multibrid, doit livrer en 2010 et 2011 quatre vingt aérogénérateurs au parc offshore Borkum West II. La mise en place de nouveaux équipements risque donc d’être retardé en Europe en raison du manque de capacité de production en éoliennes de fortes puissances.
               La politique de la Commission Européenne naïvement focalisée sur les énergies renouvelables va ainsi trouver ses limites et découvrir le caractère absurde et incomplet de ses décisions qui ne prennent pas en compte, en parallèle avec la mise en oeuvre de nouvelles sources d’énergies alternatives, l’amélioration des sources d’énergies existantes.
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février 16, 2008
Les productions de pétrole des cinq Majors indépendantes se sont redressées à fin 2007
                        Les productions cumulées des cinq plus grosses pétrolières indépendantes (Exxon et Chevron pour les USA, Shell, BP et Total pour l’Europe) avaient présenté une décroissance de leur volumes de production de liquides (pétrole + condensats) au cours des trois premiers trimestres 2007 des plus inquiétantes. La pente de décroissance était à la fin du troisième trimestre 2007 d’un million de barils par an. Le quatrième trimestre a marqué un arrêt à cette décroissance. Cette légère remontée des volumes d’un trimestre à l’autre est attribuable à la reprise des productions de BP et de Total et à la quasi stabilisation des productions de liquides des trois autres. Ce changement de tendance est attribuable à la reprise des investissements 3 ou 4 ans plus tôt.
                     Ces productions des cinq Majors dépassent 10 millions de barils par jour et 9,3 millions de barils par jour après déduction des productions mises en équivalence de TNK-BP par BP, qui risquent un jour de ne plus être prises en compte. Ces volumes cumulés ne représentent que près de 12% des volumes mondiaux de pétrole consommés.
               De la même façon les volumes cumulés de raffinage de ces Majors après une chute d’un million de barils traités en trois trimestres, se sont stabilisés au voisinage de 16 millions de barils par jour ou 18% de la consommation mondiale. La gestion du raffinage par ces grands goupes repose sur la cession des petites unités peu rentables et par des investissements importants dans les grosses unités pour installer des procédés de conversion profonde et de désulfuration hydrogénante.(voir le projet de Total pour la raffinerie de Port Arthur)
            Les volumes de ventes de produits pétroliers par ces groupes ont atteint 27 millions de barils par jour ce qui représente près du tiers de la consommation mondiale. On le voit, plus on descend vers l’aval et plus le poids relatif des Majors est important dans le monde. Cette remarque relativise la soi-disant toute puissance des Groupes pétroliers nationaux qui disposent des gisements mais qui ne possèdent qu’une partie de la technologie et du réseau de distribution.
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février 15, 2008
Gisements de gaz des Emirats: première manche à ConocoPhillips
D’après diverses sources venant des Emirats Arabes Unis c’est ConocoPhillips qui aurait été retenu à hauteur de 40% des parts pour développer le champ de gaz de Shah, en association avec l’ADNOC (Abu Dhabi National Oil Company) qui détiendrait 60% des parts. Conoco est passé devant Exxon, Shell et Occidental Petroleum qui étaient su les rangs. L’investissement pour développer ce champ est estimé à 10 milliards de dollars. Le gaz se caractérise par des teneurs en H2S très élevées qui peuvent atteindre 30%, ce qui rend son exploitation plus difficile.
Cet appel d’offre a été dissocié de celui concernant le champ de gaz de Bab qui sera mis en exploitation plus tard. Le français Total a affirmé être intéressé par une participation à cette deuxième manche.
février 15, 2008
Les émissions de CO2 du transport maritime étaient largement sous estimées
Jusqu’à présent les statistiques officielles de Nations Unies estimaient les émissions de CO2 du transport maritime à 400 millions de tonnes par an. C’était moins que le transport aérien dont les émissions de CO2 sont estimées à 650 millions de tonnes de CO2. Le transport maritime vivait donc tranquillement à l’abri de toute contrainte écologique, contrairement à son homologue du transport aérien tant décrié pour sa pollution. Mais voila, un rapport des Nations Unis, non encore officiel, mais consulté par The Guardian, basé sur une étude analytique de la flotte marchande, de la puissance des moteurs et de leurs heures annuelles de fonctionnement, affirme que les émissions de CO2 et autres polluants associés seraient près de trois fois supérieurs aux estimations. Les émissions annuelles de CO2 des navires de commerce seraient de 1120 millions de tonnes. Ceci représente 4,5% des émissions mondiales annuelles de CO2. De plus ces émissions devraient croître de 30% d’ici à 2020 pour tendre vers 1.5 milliards de tonnes de CO2 émises par an.
Voila un domaine d’action pour la Commission Européenne pour appliquer ses nouvelles règles d’allocations de droits d’émissions de CO2.
février 15, 2008
Alstom et Dow s’allient dans la capture du CO2
Alstom, dans un communiqué du 13/02/2008, annonce qu’il vient de signer un accord de développement et de commercialisation joints (JDA) avec DOW, portant sur la capture du CO2, par les amines, des gaz à basse pression issus des combustions dans les centrales électriques à flamme ou autres industries. D’après cet accord exclusif, Alstom commercialisera et gèrera les installations alors que Dow apportera son support technique dans le développement et l’optimisation des unités de capture. L’objectif est de proposer le meilleur système industriel de capture du CO2 par les amines à partir des connaissances complémentaires des deux industriels, DOW apportant sa compétence en chimie et dans les technologies de traitement des gaz.
Un accord d’entreprises européenne et américaine dans ce domaine ne peut avoir que du sens dans un marché qui va être initialement fortement subventionné.
février 14, 2008
Grande découverte d’hydrocarbure en Indonésie?
Sur la base d’une campagne de mesures sismiques en 2D, à la suite du tsunami de 2004, une agence indonésienne de recherche, la BPPT, affirme que le bassin à l’extrême Ouest, au large de l’île de Sumatra, dans la région de Aceh pourrait contenir entre 100 et 300 milliards de barils de réserves d’hydrocarbures. Cette information doit être accueillie avec beaucoup de prudence, compte tenu du fait qu’elle n’émane pas d’un spécialiste de la prospection pétrolière. Les mesures ont été cependant menées par l’Institut Fédéral Allemand pour les Géosciences et les Ressources Naturelles, sorte de BRGM allemand. D’après la PPPT des mesures de confirmation en 3D vont être conduites avec l’aide de la Pertamina, Société pétrolière nationale.
A suivre.
février 14, 2008
L’ECOFIN critique le projet 2020 de réduction des émissions de CO2 de la Commission
Les ministres des Economies et des Finances de l’Eurogroupe ont examiné le 12/02/2008, le projet de la Commission pour la réduction des émissions de CO2 pour 2020. Ils ont attiré l’attention du Commissaire Andris Piebalgs sur les points suivants:
1. les mesures pour améliorer l’efficacité énergétique sont moins onéreuses que celles qui accroissent la part des énergies renouvelables, (préconisées par la Commission). Le prix des mesures doit donc être pris en compte.
2. le négoce des Droits d’ émissions (ETS) peut se percuter avec des taxes environnementales. Il est donc nécessaire de valider la compatibilité des systèmes en interaction, afin d’éviter des coûts prohibitifs.
3. La vente des ETS doit être validée par les Ministres des Finances. Leur enveloppe doit être approuvée par l’Ecofin.
4. Les mesures doivent être très flexibles ce qui est incompatible avec des sous-objectifs (nationaux) préconisés par la Commission.
En clair le dispositif préconisé est trop onéreux et trop rigide. Les lobbies allemands des énergies renouvelables apparaissent trop nettement entre les lignes du projet de la Commission. Un dispositif basé sur l’amélioration de l’efficacité énergétique et l’amélioration des centrales électriques thermiques à flamme existantes serait tout aussi efficace, mais il ne maintiendrait pas à bouts de bras l’industrie éolienne et solaire allemande, qui ne vit et se développe que parce que ses clients mondiaux sont subventionnés.
février 14, 2008
Consommations mondiales de pétrole en 2008 vues par l’AIE
L‘Agence Internationale de l’Energie dispose d’un privilège exclusif: manipuler les cours du pétrole avec des prévisions bidons. Elle dispose d’une astuce pour cela: faire une prévision initiale débilement très haute puis, chaque mois, la revoir à la baisse. Exemple: les prévisions de consommation mondiale de pétrole en 2008. Elle a débuté sa série en Juillet 2007 avec un volume moyen prévu pour 2008 de 88,2 millions de barils de brut par an, en croissance de 2,2 millions par rapport à son actualisation 2007 qui était à l’époque de 86 millions de barils par jour. Or cette croissance était stupide. Historiquement, depuis 10 ans la croissance annuelle moyenne de consommation est de 1,3 millions de barils par jour. Depuis insensiblement, presque tous les mois l’AIE revoit ses prévisions à la baisse, sous divers prétextes. C’est tellement GROS que le Marché se moque ouvertement de ses chiffres prospectifs.
février 13, 2008
TOTAL : les productions résistent dans un environnement peu favorable
                  Les volumes de productions de liquides (pétrole + condensats) de Total on crû en 2007, par rapport à ceux de l’année précédente, de 1,6%, à 1520 milliers de barils par jour. Ceux de gaz ont augmenté de 9,5% à 931 milliers de barils équivalents de pétrole par jour. Les volumes de produits raffinés sont restés stables à 2461 milliers de barils (+0,3%) et le volumes de produits commercialisés ont crû de 3,3% à 3911 milliers de barils par jour. Ces résultats opérationnels montrent la bonne tenue des productions de gaz et de liquides malgré des pertes de production au Nigeria et les effets défavorables des cours du brut sur les volumes alloués par les accords de partage de production. Par contre les volumes raffinés, compte tenu des investissements réalisés par Total dans ce domaine, sont très décevants. La stagnation du raffinage serait due aux nombreuses opérations de maintenance. Cette non maîtrise des volumes raffinés à entraîné une plus grande quantité de produits achetés pour alimenter la distribution et donc une baisse des marges de l’aval.
                        Un examem des volumes trimestriels des productions de gaz et de liquides montre la stabilisation des volumes de liquides produits depuis mi-2006 autour de 1,5 millions de barils par jour. Depuis cette même date les productions de gaz croissent et ont même dépassé 0,9 million de baril équivalent par jour.
            Ces résultats expliquent la croissance des résultats de TOTAL, qu’il faut valoriser en dollars pour comparer la performance de cette Société à celles des concurrentes.
                  Le Chiffre d’affaire s’est accrû de 13% à 217 millards de dollars, le résultat net a progressé de 22% à 18 mds$ et le cash généré par les opérations s’est élevé à plus de 24 milliards de dollars en croissance de 20%.
               A titre de comparaison avec la référence de la profession, Exxon dégage 10% de Résutat Net sur CA et TOTAL 8.3%. Exxon dégage 12.9% de Cash généré par les opérations sur CA et TOTAL 11.1%. On voit donc que les ratios de Total ne sont pas stupides, malgré un aval et une chimie probablement mal gérés.
                  Une seule ombre sérieuse au tableau, les réserves prouvées de liquides se sont réduites de 11% à fin 2007 par rapport à fin 2006, à 5.8 milliards de barils essentiellement en raison de la cession forcée de 16.7% du gisement d’huiles lourdes Sincor au venezuélien PDVSA et de l’impact l’accroissement des prix sur les accords de partage. Les réserves prouvées de gaz ont crû de 1% à 4.7 milliards de barils équivalents.
            Ces baisses de réserves qui expliquent l’essentiel de la décote actuelle des cours des Sociétés pétrolières, n’est qu’une photographie instantanée. Les analystes qui prévoient un déclin inéluctable des pétrolières indépendantes sous estiment l’aptitude de ces grandes Sociétés à réagir. Les Sociétés nationales possèdent les réserves mais ont un très faible niveau de know-how pour les valoriser. Elles sont donc elles aussi très fragiles. Un équilibre est donc nécessaire. Les financiers oublient trop souvent que 40% du pétrole mondial est distribué par les grosses Sociétés pétrolières indépendantes.
               L’action Total a ouvert en hausse de 1.9% à New York à 72.6$ ce jour, 13/02/2008.
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février 13, 2008