Auteur/autrice : Raymond Bonnaterre

La réduction annoncée des aides tarifaires allemandes inquiète l’industrie du photovoltaïque
L'industrie photovoltaïque mondiale a connu en fin 2008 et début 2009 un profond traumatisme avec le désengagement subit de l'Espagne, l'impact de la crise, l'arrivée massive de produits chinois ou taïwanais, le tout accompagné d'une très forte chute des prix, sur un Marché des modules où l'offre se situe à plus du double de la demande. Aujourd'hui cette industrie se remet lentement de ce choc, en particulier en raison d'un business soutenu en Allemagne dont la demande pourrait atteindre, en 2009, dans les 2,5 GW, soit une augmentation de 34% par rapport à celle de 2008. Mais cette forte progression du Marché allemand conduit à une répartition des ventes dans le monde complètement déséquilibrée (FIG.).
L'Allemagne se taille la part du lion avec 56% des installations, l'Europe occupe plus des trois quarts des achats mondiaux. Les Marchés américains, japonais et asiatiques ne sont pas à la hauteur de leurs bonnes volontés écologiques, ni à celle des ambitions de leurs industries photovoltaïques respectives.
Les politiques d'aide tarifaire (ou Feed-in-tariff) présentent un inconvénient majeur qui les rend INSOUTENABLES c'est leur côté cumulatif dans le temps qui permet d'atteindre des coûts, payés par les utilisateurs d'énergie, de plusieurs milliards d'euros chaque année. Par exemple, RWI a estimé que les seules politiques d'aides tarifaires allemandes concernant le photovoltaïque, mises en place entre 2000 et 2010 et qui prévoient un effet sur 20 ans, coûteront en cumulé aux consommateurs allemands la modique somme de 70 milliards d'euros! La nouvelle coalition allemande vient d'annoncer qu'elle allait revoir à la baisse ces aides tarifaires et même, éventuellement, fixer un quota annuel d'installations profitant du tarif préférentiel. Les dirigeants espagnols avaient déjà compris ce côté pervers du mécanisme des aides tarifaires à leurs dépens.
La présence ou l'absence d'aides tarifaires est à la base de formation de demandes artificielles d'installations qui apparaissent et gonflent aussi vite qu'elles disparaissent une fois les aides annulées. L'exemple espagnol N°1 mondial en 2008 et inexistant en 2009 en est un exemple schématique. La profession redoute donc sinon un effondrement de la demande allemande en 2010, du moins une forte baisse de ce marché dont les acteurs auront anticipé les réalisations en 2009 pour profiter des aides encore en vigueur.
Alors tout le monde espère que la Californie va instaurer une politique de Feed-in-tariff obligeant les distributeurs d'électricité de racheter les surproductions de courant électrique des foyers équipés de modules. La Chine devrait également rendre effectives les mesures d'aides décidées pour son industrie (50% d'aides à l'investissement pour les installations reliées au réseau). Le Japon qui a remis en vigueur ses aides fiscales depuis le mois d'Avril de cette année pour soutenir son industrie photovoltaïque devrait revoir ses installations progresser. La France, l'Italie devraient également avancer des politiques plus favorables. Les mesures annoncées vont toutes vers un meilleur équilibre des marchés.
Une chose est certaine, l'industrie mondiale du photovoltaïque qui dispose d'un immense avantage qui consiste à pouvoir transformer directement 10% à 20 % de l'énergie solaire en électricité, sans aucune nuisance, n'accèdera à de grands volumes de production, ce qui est inéluctable, que le jour où, sans subvention aucune, elle saura proposer des systèmes complets permettant de produire, de stocker et de livrer de l'énergie électrique au bon moment et au bon prix. Cette équation complexe, tant au niveau de l'habitation individuelle ou d'un immeuble collectif ou encore d'un champ photovoltaïque en plein désert, qui dépasse largement la seule production de modules, mériterait d'être activement étudiée par les industriels européens.
LIRE l'étude de RWI sur l'aide tarifaire allemande.
octobre 22, 2009
Gazprom envisage de vendre son futur GNL issu du gisement de Shtokman sur la Côte Est des Etats-Unis
On sait que les dirigeants de Gazprom se posent des questions sur les éventuels débouchés du gaz du gisement de Shtokman situé dans la Mer de Barents (LIRE) et qui devrait produire à la fois du gaz naturel pour les gazoducs russes et du gaz naturel liquéfié pour le marché international. Cet immense gisement de l'arctique qui sera exploité avec l'aide des compétences de StatoilHydro et de Total, devrait produire du GNL à partir de 2014. Gazprom a bien compris que le marché du GNL pouvait lui faire de l'ombre et devenir un concurrent sérieux du gaz continental russe qui dessert à la fois l'Europe et l'Asie. Gazprom veut donc devenir un acteur majeur sur le marché du GNL. Mais il ne peut pas s'auto concurrencer auprès de ses clients traditionnels. Alors, il semblerait qu'il ait trouvé une solution, nous informe Bloomberg: conclure des accords à long terme d'approvisionnements de terminaux de la Côte Est des Etats-Unis. Ces livraisons, si tout ce déroule selon les plans annoncés, pourraient atteindre l'équivalent de 10% des besoins américains d'ici à une dizaine d'années. Les responsables de Gazprom voudraient avoir signé les contrats à long terme avant de lancer les investissements majeurs pour développer ce champ.
LIRE le communiqué de Bloomberg
LIRE un point récent de l'EIA sur l'état des réserves de pétrole et de gaz dans l'Arctique ainsi que sur les développements en cours.
Le 21 Octobre 2009

octobre 21, 2009
Le gaz naturel de par son abondance et de son énergie par tonne émise de CO2 devrait s’imposer comme première source d’énergie primaire
Il a été illustré ici, de façon très simple, à partir des données de base de la thermodynamique, qu'une centrale au gaz à cycle combiné moderne, avec un rendement énergétique de 60%, émet trois fois moins de CO₂ qu'une centrale au charbon pulvérulent actuelle ayant un rendement de 40% (LIRE). Ce résultat connu de tous les énergéticiens du monde provient deux données fondamentales:
1) la combustion du méthane produit deux fois plus d'énergie que la combustion du carbone par tonne de CO2 produite (5,07 MWh pour le CH₄ par rapport à 2,48 MWh pour le Carbone).
2) la combustion du gaz naturel permet d'atteindre des températures très élevées, allant jusqu'à 1600°C à ce jour (LIRE), au sein de la chambre de combustion des turbines à gaz à hauts rendements, couplées à des génératrices à vapeur alimentées par les gaz de combustion de la turbine. Les ensembles modernes à cycle combiné annoncés par les Siemens, les Alstom et autres Mitubishi Heavy atteignent ou dépassent les 60% de rendement. Un des points technologiques clés est de disposer de pièces mécaniques sophistiquées, en matériaux modernes suffisamment réfractaires, pour tenir le choc mécaniquement dans les chambres de combustion des turbines. Des progrès sont encore attendus dans la température extrême des turbines avec un objectif de 1700°C pour les japonais, mais également dans les génératrices à vapeur associées comme le montre un récent accord entre GE et MHI dans le domaine (LIRE).

Ces deux paramètres font qu'il est possible à ce jour, de générer un MWh électrique en émettant 330 kg de CO2 avec du gaz naturel alors qu'il faut en émettre une tonne avec du charbon pulvérulent de très bonne qualité. Bien sûr l'utilisation de lignite de basse qualité énergétique aggrave encore plus le score aux dépens du combustible solide. Ajoutons en prime, à l'avantage du gaz naturel que sa combustion, contrairement à celles de diverses houilles et lignites permet de s'affranchir de rejets toxiques dans l'air et de cendres polluantes dans la nature.
Un tel score sans appel suppose que l'extraction du gaz naturel se fait elle même sans rejet du CO2 avec lequel il est naturellement mélangé dans les champs gaziers. Cela suppose que l'unité de purification du gaz comme à Sleipner ou à Snövhit est équipée d'une unité de capture et de séquestration du dioxyde de carbone. Sinon il faut ajouter le CO₂ associé au méthane dans le bilan. Pour un mélange très riche en CO2 du style 50/50 molaire, ce sont 330 kg de CO₂ par MWh qu'il faut rajouter aux rejets de combustion du gaz. Pour un mélange courant à 25% de doxyde de carbone et 75% de méthane c'est le tiers, ou 110 kg de CO₂ par MWh qu'il faut rajouter au bilain, ce qui conduit à des rejets totaux de gaz carbonique de 440 kg par MWh électrique.
Quand aux rejets de méthane respectifs, il faudrait comparer les émissions de grisou lors de l'exploitation de la mine de charbon aux éventuelles fuites lors de l'extraction, de la purification et de l'acheminement du gaz naturel. Les méthaniers modernes reliquéfient à bord le gaz évaporé de leurs cuves.
Compte tenu de ces considérations il apparaît que de remplacer les vielles centrales au charbon ou au lignite par des centrales au gaz modernes est une méthode qui permet de diviser par 2,5 ou plus les émissions de CO2 dans la nature pour une quantité d'électricité produite.
L'équation environnementale est donc très favorable au gaz naturel, mais jusque là l'équation économique était largement favorable à la filière charbon. Ce qui explique la primauté actuelle du charbon dans la génération d'électricité, mais cette situation n'est à mon avis que provisoire.
En effet, un certain nombre d'éléments devraient faire rapidement décroître l'usage du charbon, tout au moins et dans un premier temps, dans les pays de l'OCDE.
Il y a tout d'abord tout ce qui est des domaines règlementaires ou des pénalités financières. Les droits d'émissions de CO₂, les obligations de réduire la teneur en CO₂ par MWh d'électricité distribuée, le non octroi des autorisations administratives nécessaires, sous la pression de l'opinion publique, sont des moteurs puissants de dissuasion d'installation de nouvelles unités.
Mais la vraie question est de faire peu à peu disparaître les centrales au charbon des pays membre de l'OCDE, pour ensuite s'attaquer aux centrales chinoises et indiennes. C'est la seule méthode qui permettra de réduire significativement les émissions mondiales de CO₂ qui sont à 40% originaires de la combustion de lignite ou de charbon. Les rêves éveillés de Tanaka, de l'Agence Internationale de l'Energie, qui veut équiper en CCS 850 centrales en 2030 pour capturer et séquestrer 2,5 milliards de tonnes de CO2, ne doivent pas être pris au sérieux (LIRE et voir la dernière slide). Si le dixième de cet objectif était atteint à cette date ce serait déjà bien.
Le point de basculement économique pour un gaz naturel à 7$/MMBTU ou 24$ par MWh thermique, se situe aux environs d'un prix du charbon de 150$ la tonne ou 18$ par MWh thermique. En Europe le prix du charbon sud-africain livré dans les ports européens doit être aux environs de 100$ la tonne. Une taxe carbone de 50$ par tonne de charbon sous une forme ou une autre, fera basculer l'équation économique au profit du gaz. Aux Etats-Unis les prix du charbon étant très bas, seuls des prix très bas du gaz naturel pourraient permettre de déstabiliser le charbon. Il faudrait que les cours du gaz naturel ne dépassent pas les 5$ le MMBTU ou 17$ le MWh pour que le gaz devienne compétitif face à un charbon qui reviendrait taxes comprises à 100$ la tonne.
La troisième condition est la disponibilité du gaz naturel. Les réserves de gaz dans le monde sont immenses et régulièrement révisées à la hausse au gré des découvertes au coeur des continents ou sur les marges des blocs de l'ancien Gondwana (gaz de l'arctique, schistes bitumineux américains, carbon bed, gisements offshores australiens, rives sud atlantiques). Alors que le charbon est difficilement transportable et donc faisant l'objet de peu d'échanges internationaux (LIRE), le gaz naturel s'achemine aisément soit par gazoduc quand un réseau existe, soit sous forme liquéfiée par méthanier pour le transport maritime. Les grands pétroliers et les grands gaziers internationaux veulent réduire leurs investissements pour pouvoir exploiter de façon rentable les gisements offshores de plus en plus profonds et éloignés de la terre ferme. Pour éviter d'avoir à construire des gazoducs onéreux, ils imaginent de développer d'immenses usines de liquéfaction en pleine mer (LIRE).
Bloomberg nous apprend, à partir d'une interview d'un responsable de Technip, que Shell serait sur le point de commander trois immenses usines offshores de liquéfaction de gaz naturel au consortium Technip-Samsung Heavy Industries (FIG.I). La première de ces unités offshores, où viendraient accoster les méthaniers les plus gros du moment, devrait être installée d'ici 4 à 5 ans au large des côtes nord-ouest de l'Australie. De telles usines flottantes capables de liquéfier 3 millions de tonnes de gaz par an pourraient être installées par la suite au large des côtes de l'Afrique de l'Ouest ou du Brésil.
Des développements de ce type, sont de nature à faire du gaz naturel la première ressource mondiale d'énergie primaire d'ici à une ou deux décennies. Un large marché spot à partir de méthaniers chargés de GNL est appelé à se développer, reléguant les ressources russes à leur juste rang de numéro deux ou trois mondial. L'ouverture maritime de l'Europe doit lui permettre de faire du gaz naturel sa principale ressource énergétique pour le plus grand bien des émissions des gaz de combustion des centrales électriques à flamme encore trop largement alimentées au lignite ou au charbon. Les immenses ressources de gaz américaines qui ont propulsé les Etats-Unis au premier rang des producteurs mondiaux de gaz naturel, vont pousser les Etats de ce pays à utiliser d'avantage le gaz dans la génération d'électricité et ceci en complément des ressources renouvelables. L'option dite "clean coal" ne permet pas d'atteindre des niveaux de rejets de gaz carbonique adéquats, elle manque de flexibilité et nécessite des investissements de gazéification du charbon très élevés et polluants.
Par la suite il faudra convaincre l'Inde et la Chine qu'elles ont fait le mauvais choix avec leurs investissements massifs dans centrales au charbon. Ce sera beaucoup plus complexe à gérer. Rappelons pour l'anecdote, que l'Inde qui possède les cinquièmes réserves mondiales de charbon, mais qui est incapable de le transporter sur son vaste territoire, construit ses centrales électriques dans les ports pour les alimenter à partir de charbon importé.
LIRE le communiqué de l'Agence Bloomberg
Le 21 Octobre 2009
octobre 21, 2009
Les grandes questions que vont devoir aborder les délégués du GIEC à Bali
Du 26 au 29 Octobre à Bali va se tenir la 31ème Session Pléniaire de l'IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), plus connu en Français sous le doux acronyme de GIEC. Ce Groupe d'experts va devoir tout d'abord revoir les chiffres d'émissions gaz à effets de serres (GHG) et plus particulièrement ceux de dioxyde de carbone qu'il manipule. Il serait même indispensable qu'il se projette vers 2014 ou 2016 pour élaborer ses données compte tenu de l'inertie des décisions et des actions dans le domaine énergétique. Les centrales au charbon indiennes ou chinoises en cours de construction émettront inéluctablement leur gaz carbonique dans deux ou trois ans. Alors ces experts peuvent tabler sur des émissions qui atteindront les 36 milliards de tonnes de gaz vers 2014, malgré un certain infléchissement du rythme de progression en raison de la crise économique en 2009 (FIG.).
Traditionnellement ces experts ajoutent à ces émissions anthropiques identifiées avec une bonne précision, une émission "forfaitaire" de 5,5 milliards de tonnes de CO₂ (1,5 milliards de tonnes de Carbone) due à aux changements dans l'utilisation des sols (LUC ou Land Utilisation Change) qui englobe en particulier les déforestation des grandes forêts équatoriales. Sans vouloir minimiser la gravité de ces destructions et des émissions liées qu'il faut réduire de toute évidence, leur part dans les émissions globales de CO2 admises par tous comme représentant 20% des émissions, n'en représenteront plus que 13% en 2014. En comparaison, les émissions de CO₂ dues à la combustion de lignite et de charbon représentaient, avec 12 milliards de tonnes, 40% des émissions totales en 2006 (EIA). Elles devraient tendre vers 50% des émissions dans les années à venir. Le GIEC ne peut pas ne pas pousser un grand coup de gueule contre la combustion croissante de charbon et de lignite dans le monde. Cette croissance doit cesser! Les publications de l'UNEP qui veulent faire croire que le réchauffement planétaire pourrait être maîtrisé par un meilleur aménagement des espaces verts et des rivages mondiaux est à la limite de l'escroquerie. En fait, d'oublier 87% du problème lui évite de s'affronter aux Nations industrielles récalcitrantes qui sont aussi les employeurs de l'UNEP.
Le deuxième problème de fond repose sur la répartition des émissions de CO2 anthropiques entre ciel, terre et mer. Jusque là, la fraction se retrouvant dans l'atmosphère ou "airborne fraction" est réputée croître lentement au cours du temps. Il existerait une boucle positive entre la fraction de répartition du CO2 dans l'atmosphère et le réchauffement de la planète. Il est possible d'invoquer de nombreuses raisons (réchauffement des océans absorbant moins de gaz, automnes plus chauds provoquant des émissions de CO₂ plus importantes par les forêts, etc.). Mais cette tendance longue qui exacerberait l'effet des émissions de gaz carbonique, ne semble pas s'appliquer depuis 2003, comme cela a été chiffré ici de façon très simple en comparant les accélérations des émissions de dioxyde de carbone et celles d'apparition dans l'atmosphère (LIRE). Or cette inversion, mettant en évidence une boucle de régulation négative, correspond à la forte croissance des émissions de dioxyde de carbone chinoises. N'y a-t-il pas là la preuve d'un effet inverse à celui attendu? La compréhension de ce phénomène me semble essentielle. Plusieurs hypothèses prenant en compte la pression partielle de CO₂ et la fonte de la banquise dans une zone de puits de gaz carbonique, qui accroîtraient la vitesse et la surface de dissolution de ce gaz dans l'océan, devraient être étudiées. Les travaux de Takahashi et Col. dans le domaine, qui reposent sur trois millions de mesures de teneurs en CO₂ dans les eaux de surface maritimes, réalisés depuis 1970, montrent clairement que cette zone de l'Atlantique Nord, autour du Groenland, est de toute première importance pour assurer la dissolution du gaz carbonique de l'hémisphère nord dans les océans (FIG.II, zone bleue et parme en haut à droite).
FIG.II Vitesses d'apparition et de disparition du CO2 dans les océans d'après Takahashi et Col.
Les zones parme correspondent aux puits de dioxyde de carbone qui peuvent absorber jusqu'à 400 tonnes de CO₂ par km² et par an. Des variations moyenne de la surface de la banquise de l'ordre du million de km2 peuvent donc expliquer un accroissement de l'absorption de 400 millions de tonnes de gaz annuellement. La surface de la banquise au mois de Septembre, représentait dans les 7 millions de km² en 1990. Elle est descendue à moins de 5 millions de km² en 2007. Cette différence peut expliquer une plus forte décroissance de la concentration en CO2 durant la saison d'été dans l'hémisphère nord.

La réunion plénière de l'IPCC de la semaine prochaine sera d'une grande importance en raison de sa proximité avec la réunion sur le climat de Copenhague du mois de Décembre. Il y a là une occasion de passer quelques messages sobres mais bien sentis, à la Communauté Internationale, avec cependant une condition nécessaire: bien les hiérarchiser.
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Le 19 Octobre 2009
octobre 19, 2009
Les publications de l’UNEP sur la climat rivalisent avec les catalogues de Club de Vacances
L'UNEP (United Nations Environment Program) bras armé universel de la lutte contre le réchauffement climatique, est en train de publier les documents de base censés servir de support au prochain sommet de Copenhague. Ces brochures sont absolument merveilleuses, on y parcourt des paysages de rêves allant de mangroves en îles féériques. De vrais catalogues de Club de Vacances de grand luxe. Mais la lecture de ces brochures vous laisse parfois un goût amer en bouche. Les données chiffrées sont le plus souvent datées. Elles remontent 8 ou 9 ans en arrière, bien avant l'explosion énergétique chinoise. Elles sont même parfois incohérentes (FIG.) et les émissions de CO2 sont exprimées en pétagrammes ou en téragrammes de Carbone, unité du système cgs abandonné dans les années 50. C'est moins agressif que l'unité de base simple de ces problèmes qui se chiffrent en milliards de tonnes de CO2.
Les thèmes abordés ne s'attaquent pas au coeur du problème : les émissions anthropiques de CO2. Ils parlent de préservation de l'environnement et autres thèmes que personne ne peut challenger, mais qui ne concernent, au mieux, que 20% de l'équation globale. Se poser la question de la compétence et de l'efficacité de cette institution qu'est l'UNEP me semble être indispensable. Les éventuelles négociations concernant des objectifs concrets de réduction des émissions de GHG, si elles ont lieu, à Copenhague ne seront sûrement pas à créditer à l'action de cette institution.
Consulter ces deux prestigieuses brochures, objets de communication de l'UNEP, sans trop croire aux valeurs mentionnées ni à la réelle efficacité des amorces de solutions proposées.
THE NATURAL FIX
BLUE CARBON
Le 17 Octobre 2009
octobre 17, 2009
Et si la spéculation sur le pétrole était en train de rejouer la campagne 2007-2008?
Le moteur admis de tous, nécessaire et évidente base de toute spéculation, n'est plus le peak-oil, mais la défiance vis-à-vis du dollar. Tim Geithner ne vient-il pas d'annoncer un déficit budgétaire américain de 1420 milliards de dollars! Un trou plus de 3 fois supérieur au précédent. De quoi vous faire bondir les cours du brut. A Londres, le Brent a repris 3 dollars sur la nouvelle.
Le 17 Octobre 2009

octobre 17, 2009
Un futur grand du pétrole en Afrique de l’Ouest, le Ghana, attise les convoitises chinoises
Le Ghana, voisin d'en face des côtes nord du Brésil il y a de cela 120 millions d'années, fait lui aussi partie de ce complexe pétrolier Sud Atlantique de l'ancien Gondwana (LIRE). Son champ offshore de Jubilee découvert en Juin 2007 et qui s'étendrait plus à l'Est que prévu initialement (FIG.) contiendrait aux dernières nouvelles dans les 1,8 milliards de barils nous informe un des opérateurs, le pétrolier Tullow, qui détient 23% des parts (LIRE le communiqué d'Anadarko par exemple). Tullow est associé dans cette aventure avec Kosmos qui est opérateur sur une autre partie du champ. Anadarko et le pétrolier ganhéen GNPC (Ghana National Petroleum Company) sont également associés à ce développement.
L'affaire est si intéressante qu'Exxon Mobil semblait avoir trouvé un accord de 4 milliards de dollars pour racheter les 23,5% de droits de Kosmos sur l'exploitation de ces ressources qui devraient démarrer en 2010 et faire du Ghana un nouveau pays de l'Afrique de l'Ouest exportateur de pétrole.
Mais voila, le Financial Times fait savoir que le pétrolier local GNPC se dit prêt à acheter les droits de Kosmos et de rechercher des alliances avec le mieux disant, pour l'associer à ce projet. Il semblerait que dans les faits le partenaire préféré de GNPC et bailleur de fonds pour l'affaire soit déjà déterminé, ce serait le chinois CNOOC. Décidément, les places pour trouver un fauteil dans un champ pétrolier quasiment développé au soleil sont de plus en plus rares et difficiles à acquérir. La compétition sino-américaine joue à fond.
LIRE l'info du Financial Times.
octobre 16, 2009
Siemens poursuit ses acquisitions pour une entrée réussie dans le marché du solaire thermique
Siemens a compris que pour pénétrer un marché des énergies renouvelables, il fallait tout comme dans n'importe quelle activité, arriver en leader avec une solution complète et des technologies de pointes. C'est ce qu'il a fait avec beaucoup de succès dans l'éolien offshore où le Groupe est le N°1 mondial incontesté (LIRE). Siemens ne se cache pas de recommencer le scénario dans le business du solaire par concentration. Sa volonté de rejoindre ce marché avait été dévoilée lors de la prise de participation au mois de Mars dernier de 28% dans l'italien Archimède Solar Energy qui maîtriserait, entre autres, la technologie du stockage de chaleur dans les sels fondus. Cette volonté stratégique vient d'être confirmée par la décision de Siemens d'acquérir, auprès d'un groupe financier, la Société Solel, un des grands spécialistes du solaire thermique par concentration sur miroir parabolique. Solel apporte à Siemens sa connaissance du business, mais aussi une technologie assez pointue dans les capteurs d'énergie qui reposent sur la circulation d'un fluide caloporteur dans des tubes de quartz sous vide situés dans la focale des miroirs paraboliques. Les performances de ces capteurs qui doivent absorber le maximum d'énergie solaire (>96%) pour la transmettre au liquide, tout en réémettant le moins possible de cette énergie (<10%) déterminent une grande partie de la performance et donc de la rentabilité des installations. Siemens par cette acquisition va se retrouver en première ligne sur les marchés du solaire par concentration dans le sud-ouest des Etats-Unis et sur le marché espagnol. Solel vient en particulier d'obtenir une subvention de 1,8 million d'euros du Gouvernement de la Province d'Andalousie pour venir installer une unité de production de composants. Par la suite Siemens rêvera de grandes installations solaires en Afrique du Nord ou au Moyen-Orient, destinées à alimenter de façon écologique les foyers allemands en énergie, tout là haut dans les frimas.
CONSULTER la doc des capteurs UVAC 2008 de SOLEL
LIRE les projets espagnols.
Le 16 Octobre 2009
octobre 16, 2009
L’énergie électrique domestique sera distribuée en mode mixte: continu et alternatif
Les grands japonais de l'électrotechnique comme Panasonic, Sharp ou TDK envisagent sérieusement de distribuer l'électricité domestique à la fois en mode alternatif (110 ou 220V) et en courant continu (20 ou 40V). Cette possibilité, présentée au Salon CEATEC JAPAN cette année, prend tout son sens pour les habitations équipées de panneaux photovoltaïques et de batteries en tampon permettant de stocker l'énergie électrique. Panasonic qui semble être le leader dans ce mouvement de fond envisage des solutions mixtes qui pourraient alimenter en continu l'éclairage avec des lampes LED, tout le matériel informatique et autres applications de faible puissance. Les applications de puissance de type four, chauffage ou air conditionné restant pour l'instant en mode alternatif en raison de la faible tension du réseau continu. Par la suite Panasonic imagine de résoudre les problèmes de sécurité posés par le courant continu et de pouvoir accroître la tension du circuit continu. Une telle possibilité de choix permettrait de supprimer dans nombre d'équipements domestiques les convertisseurs AC/DC et donc d'améliorer leur rendement énergétique.
FIG.I AC/DC Hybrid Wiring System de Panasonic: les deux réseaux coexistent dans le foyer.
Sharp de son côté présente des systèmes photovoltaïques associés avec une batterie Li-Ion de sa filiale Eliiy Power (FIG.II). Certains grands japonais envisagent donc de repenser toute l'architecture de distribution et de stockage de l'énergie électrique au sein du foyer. Bien sûr le véhicule électrique occupe une place importante dans tout ce dispositif.
FIG.II La batterie Li-Ion Eliiy Power de Sharp, au voisinage d'une voiture électrique
LIRE sur Eliiy Power
Le 15 Octobre 2009

octobre 15, 2009
Les réserves offshore de l’Afrique de l’Ouest seraient les symétriques de celles du Brésil
Les succès dans la recherche pétrolière nécessitent de disposer de moyens de prospections modernes qui mettent à disposition des professionnels une imagerie de plus en plus détaillée à de grandes profondeurs, mais ils supposent aussi une bonne compréhension de l'histoire des évènements géologiques qui ont conduit à la formation de certains gisements de pétrole ou de gaz. La technologie ne dispense pas de la connaissance intuitive des grands professionnels de la géologie. La prospection dans le Golfe du Mexique en est un exemple schématique, où on a vu à côté de grandes découvertes, un Groupe comme Total jeter l'éponge et céder en 2009 ses droits de prospection au pétrolier Cobalt, au travers d'une filiale 40/60 dirigée par ce dernier (LIRE). Douloureux mais lucide aveu d'incompétence.

Sur les côtes brésiliennes ont été découverts depuis peu de grands gisements de pétrole dits pre-salt, situés à 6000 mètres de profondeur, en dessous d'une épaisse (2000m) couche de sel. Ils se nomment Tupi, Jupiter, Gara, Iara, Carioca, Parati. Un des hommes à la base de ces découvertes et qui comprennent le mieux ces gisements, est le brésilien Marcio R. Mello, actuellement Président de la Société de prospection HRT et ancien géologue de chez Petrobras. Pour lui les gisements pre-salt ont été formés il y de cela 130 à 110 millions d'années quand le Gondwana a commencé à se scinder pour donner naissance à l'Amérique du Sud et à l'Afrique (FIG.). Dans ce Rift, d'immenses quantités de matières organiques et de carapaces calcaires se sont accumulées. Puis un réchauffement ultérieur s'est accompagné d'immenses dépôts de sel qui sont venu recouvrir ces matières qui se présentent aujourd'hui sous forme de gisements de pétrole et de gaz dans une matrice calcaire. Il reste du pétrole malgré la grande profondeur en raison de températures modérées.
Pour Mello ce qui est vrai pour les côtes du Mexique l'est aussi pour les côtes de l'Afrique de l'Ouest qui formaient alors l'autre rive du Rift. D'après lui il existerait de grandes réserves de pétrole pre-salt sur les côtes de l'Angola et de la Namibie (FIG.II)
D'après Mello se sont des centaines de milliards de barils de pétroles qu'il reste à découvrir sur les rives américaines et africaines de cet immense bassin de l'Atlantique Sud. Sa compagnie prospecte actuellement, pour le canadien Universal Power, dans le sud de la Namibie, près du gisement de gaz de Kudu (LIRE).
Les statisticiens du peak-oil qui affirment encore que la plupart des grands gisements de pétrole ont été largement découverts et qu'il ne reste que des broutilles à découvrir, risquent d'être déçus. Ils oublient simplement que la découverte de gisements ne se fait pas comme à la bataille navale. Des gisements très importants pre-salt, insoupçonnés jusque là, existent en dessous d'autres gisements post-salt dont ils parlent. L'équation, en raison d'une histoire complexe de la terre, est à trois dimensions. Zut alors, la Terre n'est pas une feuille de papier!
Le 15 Octobre 2009.
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octobre 15, 2009