Ali al-Naimi le ministre du pétrole saoudien estime la croissance de la consommation de pétrole cette année entre 900 mille et 1,5 millions de barils par jour, il manipulait auparavant une fourchette plus étroite comprise entre 1 et 1,1 millions bl/jour. Il est loin des 2,1 millions de bl/jour curieusement avancés par l’Agence Internationale de L’Energie que plus personne ne croit, tellement ses chiffres fantaisistes sont déconnectés du réel. Cet élargissement de la fourchette de prévision du ministre saoudien montre les incertitudes qui pèsent sur l’évolution à court terme des consommations. Les Saoudiens sont bien convaincus que les 90 dollars par baril seront difficilement supportables par des économies occidentales en phase de refroidissement. On peut donc s’attendre à un geste significatif d’accroissement des quotas de l’OPEP lors de la prochaine réunion du 1er Février à Vienne. La baisse actuelle des cours anticipe un geste bienveillant du roi Abdullah après la visite de G. Bush en Arabie. Les cours du brut rejoindraient alors une fourchette 80$ – 90$ par baril qui calmerait la hausse des prix énergétiques et permettrait aux banques centrales de baisser leurs taux administrés.
Auteur/autrice : Raymond Bonnaterre
Repli des cours du brut sur fond de diplomatie
Comparaison des prix des électricités éoliennes avec ceux du marché spot
Les prix de gros spot de l’électricité peuvent varier de façon considérable en fonction de l’heure, du jour, de la saison, des conditions météorologiques, de la disponibilité des centrales, etc. Il est donc difficile de définir un prix de marché moyen sur une période donnée. La Commission de Régulation de l’Energie (CRE) publie les courbes des valeurs hebdomadaires en BASE et en POINTE pour le marché français et le marché allemand. En raison des interconnexion des réseaux les prix des deux pays sont généralement voisins. Les prix d’achat de l’électricité d’origine éolienne sont définis par l’Arrété du 10 Juillet 2006. Il définit les prix d’achat de l’électricité éolienne terrestre sur une période de 15 ans et ceux de l’électricité éolienne offshore sur 20 ans. Pour les dix premières années le MWh éolien terrestre est payé 82 euros et le MWh éolien offshore 130 euros, auxquels il faut ajouter le clauses d’indexations sur l’indice du coût horaire du travail et des prix industriels.
La comparaison des prix d’achats des électricités éoliennes avec les prix spot en Base montre que le prix "éolien terrestre" à 82 euros le MWh est en moyenne le double du prix moyen en Base. Quand au prix "éolien offshore" à 130 euros le MWh il est plus de trois fois plus cher que le prix en Base.
De tels tarifs décidés par notre administration pour des périodes de 15 ou 20 ans, dont la partie dégressive arrive lors la onzième année et dépend curieusement du taux de charge de l’installation, sont difficiles à admettre. L’amortissement financier d’une éolienne doit se faire sur 7 à 8 ans maximum pour une durée de vie espérée du double. La longueur de la durée de l’aide et son ampleur chargent la facture énergétique de notre pays de façon irresponsable, pour un enjeu des plus discutables, surtout quand il n’y a pas de vent et que les centrales au charbon ou au lignite crachent leur CO2 dans le ciel allemand.
Total publie des indicateurs de son activité en nette amélioration
Le Groupe Total vient de publier ses indicateurs d’activité de quatrième trimestre 2007. Exprimés en dollars, ces indicateurs sont en forte progression par rapport au troisième trimestre. La marge de raffinage européenne croît de 26% à 30.1$ la tonne; le prix moyen de vente des liquides qui suit le cours du Brent, croit de 18% à 84.5$ par baril; les prix moyens de gaz augmentent de 26% à 6.08$ par Million de BTU. Ces progressions exprimés en euros doivent être minorées, en raison de la décroissance de la valeur du dollar exprimée en euro de 5.5% d’un trimestre à l’autre. Les progressions en euros sont alors respectivement de 19% pour le raffinage, 12% pour les ventes de liquides et 19% pour les ventes de gaz.Ces chiffres montrent que, si les volumes de productions du quatrième Trimestre en pétrole, gaz et produits raffinés ont été au niveau de ceux du T3, les résultats de Total du T4 devraient être très corrects sinon très bons. Bien sûr à l’annonce de ces bons indicateurs l’action Total perd plus de 1% à 56,7 euros en cette matinée du 15 Janvier 2008. Les acteurs du CAC40 sont vraiment indécrottables.
Nigeria: accroissement des capacités de liquéfaction de gaz
Le Nigeria vient d’inaugurer sa sixième ligne de liquéfaction de gaz du complexe de l’île de Bonny informe Reuters. Cette nouvelle unité a nécessité trois ans de travail d’ingéniérie, auquel Technip a participé, et 1.6 milliards de dollars d’investissements. Cette nouvelle ligne porte la capacité de liquéfaction de l’usine à 22 millions de tonnes par an, soit plus de 520 mille barils par jour équivalent pétrole. Cette usine appartient à un consortium composé de RD Shell, Total, ENI et Nigeria National Petroleum (49%). Une septième ligne de liquéfaction serait envisagée, des discussions sont en cours avec les autorités nigérianes qui désireraient qu’une partie du gaz extrait participe à l’industrialisation du pays.
Repsol: découverte de gaz au Pérou
Le Groupe espagnol Repsol informe qu’il vient de faire une découverte de gaz au Pérou dans la région de Cuzco près du gisement de Camisea. Ce gisement estimé à 56 milliards de m3 contiendrait une large part de condensats, ce qui apporte de la valeur à cette découverte. Repsol, opérateur, possède 41% d’un consortium associant Petrobras (35.15%) et Burlington Resources (23.85%) qui est appelé à vendre ses parts aux deux précédents. Cette découverte conforte le Pérou comme une région stratégique pour Repsol.L’action Repsol, cotée à Madrid, valait hier 24 euros, venant d’un plus haut de 30 euros atteint en Juillet dernier. La taille moyenne de Repsol en fait une proie potentielle pour une des grosses pétrolières qui voudrait accroître sa taille opérationnelle. Son cours de Bourse n’intègre pas cette possibilité.
Industries des grands pays européens: seule l’Allemagne progresse.
Eurostat vient de publier les statistiques de productions industrielles de la Zone Euro du mois de Novembre: elles ne sont pas bonnes. Elles baissent en moyenne de 0.5% par rapport au mois précédent et progressent de 2.7% en un an. Pour la France ce n’est pas mieux: baisse de 1.5% en un mois et croissance de 2.9% en un an. Mais la politique industrielle d’un pays ne se fait pas au mois le mois. Il faut donc examiner les évolutions sur une période de quelques années pour discerner les tendances. L’indicateur qui semble être le plus pertinent pour mesurer des progrès industriels, est celui de la production de l’ensemble de l’industrie, hors construction.Un examen sur trois ans en prenant les indices du mois de Novembre pour chacune des années est représenté sur la Figure.
On constate sur la base des indices que seule l’Allemagne présente une courbe de progression régulière sur cette période. Les autres grandes nations, même l’Espagne sont larguées. La Grande-Bretagne n’a pas changé d’un iota en sept ans, c’est une puissance purement commerciale et financière. Les chiffres italiens ne veulent pas dire grand chose mais ils sont mauvais. La France à l’indice 109 "progresserait", inflation comprise de 1% par an, impact des 35 heures, du principe de précaution, des fermetures de pans entiers de l’industrie manufacturière, somnolence de l’industrie automobile: l’industrie française va mal. L’Espagne au même niveau que l’Allemagne en 2004 se laisse décrocher et stagne même entre 2006 et 2007.
On le voit tout cela n’est pas réjouissant et ne présage rien de bon. Quels grands projets pourraient relancer l’activité industrielle de notre pays. Nous sommes largués en informatique, nous n’avons toujours rien compris aux biotechnologies, à l’exception des vaccins (merci Pasteur), en les réduisant au seul clonage. Des secteurs des industries alimentaires, de l’énergie et des transports tirés par l’exportation sont nos principales forces et opportunités, mais il faut faire plus, focaliser notre recherche fondamentale et appliquée sur ces secteurs prioritaires, lier des alliances pour nous renforcer, investir dans des pilotes industriels, mobiliser nos ressources financières et humaines. Mais cela demandera du travail, bien au-delà de la durée légale.
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Les productions de pétrole de l’Alaska en déplétion
Les productions du Nord de l’Alaska de la région dite "North Slope", sur les rives de la Mer de Beaufort, démarrées en 1977 avaient atteint un maximum de plus de deux millions de barils par jour en 1988. Depuis les productions des champs de cette zone qui se nomment Prudhoe Bay et ses satellites, Kuparuk River, Alpine, etc. décroissent de façon quasi linéaire. Les volumes prévus par le "Department of Tax Revenue Division" de l’administration de l’Etat sont pour 2008 de 731 mille bl/jour et ils anticipent une baisse d’environ 4% à 701 mille bl/jour en 2009. Il existe pourtant dans cette zone d’immenses réserves de gaz non exploitées qui pourraient prendre le relai à condition qu’un procédé d’acheminement du gaz vers les zones d’utilisation soit mis en place et que les contraintes fiscales de l’Etat de l’Alaska soient jugées acceptables par les grands Groupes pétroliers. Des prix du gaz plus rémunérateurs et la vente des liquides condensés très rémunérateurs devraient relancer l’exploration production dans cette zone stratégique pour l’Amérique du Nord.
BG Group une pétrolière en forme
La Société pétrolière BG Group cotée à Londres mérite une attention toute particulière. Bien que le nom BG vienne de British Gas, c’est un groupe pétrolier et gazier international. Son cours a quasiment doublé en deux ans. En effet il dispose d’intérêts dans des champs pétroliers d’avenir comme les 25% qu’il détient dans l’immense champ offshore de Tupi au large de Rio de Janeiro. Il est présent en Inde, au Kazakhstan, à Oman, au Nigeria, etc. C’est aussi un acteur important dans le GNL (gaz narurel liquéfié). C’est donc potentiellement une proie pour les grands groupes en perte de vitesse comme Shell ou BP ou bien pour un chinois en recherche de réserves de pétrole. Deutsche Bank prévoit un cours à 1200p.BG Group présente donc un double intérêt de par sa bonne gestion opérationnelle et de ses réserves pétrolières qui en font une proie possible. Son cours peut donc encore acquérir une part de prime spéculative plus importante.
Kashagan: Exxon-Mobil se rallie à l’accord avec l’Etat kazakhe
L‘accord entre le consortium ENI, RDS, Exxon, Total, Conoco-Phillips, Inpex et KazMunaiGaz, la Société pétrolière d’Etat du gouvernement kazakhe, aurait été trouvé. On le sait, c’est Exxon-Mobil qui ne voulait pas payer en cash une partie de la "compensation" du retard du projet au gouvernement Kazakhe. Les termes de l’accord octroient une plus grande part dans le consortium à KazMunaiGaz (16.8%) dans le consortium et une indemnité indexée sur les cours du brut, plafonnée semble-t-il à 4.5 milliards de dollars.Mais là n’est pas l’information essentielle pour ce projet. Ce qu’il faudrait savoir concerne les dispositions prises par le consortium pour renforcer l’équipe ENI responsable de la part opérationnelle. Ses méthodes de travail et sa maîtrise dans le management de projet se sont révèlées être totalement insuffisantes et inadaptées. Exxon-Mobil, dont la maîtrise des projets est un de ses points forts, a sûrement demandé des modifications d’organisation et un renforcement des compétences. La facture pèsera plusieurs dizaines de milliards de dollars, le coût de la première phase du plan de développement rallongée de deux ans a déjà doublé à 20 milliards de dollars. Le prix total atteindrait 136 mds$, pour l’instant.
Les mensonges du lobby éolien
Sur un blog voisin, l’ancien Sénateur René Trégouët dont l’enthousiasme juvénile pour les énergies renouvelables ne peut susciter que sympathie de la part de ses lecteurs, écrit un papier à la gloire de l’éolien offshore, nouvelle sornette de la puissante industrie éolienne allemande et leurre écologique britannique, contrepartie d’un vaste plan nucléaire en cours d’élaboration. Ce bloggeur, tout d’abord, fait le point de l’énergie éolienne terrestre et écrit une phrase sûrement copiée-collée d’un article de publicité du lobby éolien: "l’année 2006 a confirmé l’essor mondial de l’énergie éolienne qui est passée de 60000 à 75000 MW installés en un an, soit une production mondiale annuelle d’électricité correspondant à la moitié de la consommation nette française."Cette phrase est profondément incorrecte et inexacte.
- Incorrecte parce qu’elle mélange puissance et énergie: 75000 MW c’est la puissance installée que délivreraient les éoliennes mondiales si en tout lieu il y avait le vent nécessaire pour les faire fonctionner. La consommation nette française c’est une énergie, c’est à dire une puissance multipliée par un temps. Le lobby éolien indique les puissances, mais parle peu d’énergie en raison du faible rendement ou facteur de charge de ses installations.
- La consommation en énergie électrique de la France en 2006 a été de 476.5 TWh. Il faut comparer cette valeur à la production d’énergie électrique estimée du parc mondial d’éoliennes. Le facteur de charge des éoliennes allemandes est de 20% (source: UBA), celui des éoliennes méditerranéennes est de 28% (source: RTE) on peut donc prendre avantageusement pour l’éolien un facteur de charge mondial moyen de 25%. Ceci nous conduit à une énergie éolienne mondiale de 164 TWh soit 34.5% de l’énergie électrique consommée par la France. On est plus près du tiers que de la moitié: l’affirmation citée est donc inexacte.
On le voit, en toute bonne foi, les défenseurs des énergies renouvelables peuvent se faire manipuler par des industriels à la recherche de subventions lucratives. Pour eux, l’éolien terrestre est "éventé" alors ils se lancent dans l’éolien offshore qui nécessitera d’immenses fermes pour amortir les coûts de maintenance à l’aide de navires spécialisés et de personnel aguerri devant intervenir dans des zones parfois hostiles. Les centrales thermiques à flammes au charbon ou au lignite allemandes devront prendre le relais l’hiver en l’absence de vent. Le consommateur d’électricité paiera ainsi deux fois: les subventions pour l’énergie éolienne et les droits d’émissions de carbone des centrales thermiques associées.
