Catégorie : bio-carburants

La croissance des investissements annuels dans les énergies renouvelables connaît des hauts et des bas
Investir, au milieu de l’Afrique, dans la génération d’énergie photovoltaïque qui va permettre d’éclairer quelques habitations rurales après sept heures du soir apporte un tel nouveau confort de vie à ses habitants qu’il serait vain et stupide de vouloir quantifier cet investissement en termes économiques. Par contre, investir au milieu de l’Allemagne, aux hivers sombres, et largement pourvu en divers modes de générations électriques, dans de nouveaux modules photovoltaïques subventionnés relève, à mon avis, de l’erreur économique majeure.
La publication pour 2017 du rapport de la REN21 (Renewable Energy Policy Network for the 21st century) est une bonne occasion pour estimer ces investissements mondiaux et dans les grandes régions, réalisés dans les énergies renouvelables.
Que mobilise cette soi-disant transition énergétique révolutionnaire, en termes de dollars investis, dont tant de politiques nous bassinent à longueur de meeting et qui porterait, en elle, une large part de l’avenir économique du monde?
Je dois avouer que les chiffres d’investissements, a priori sérieux, publiés par la REN 21 sont pour le moins décevants.
Entre 2015 et 2016 les investissements mondiaux dans les énergies renouvelables (FIG.I) sont passés de 312 à 242 milliards de dollars, ce qui représente une chute de 70 milliards de dollars dont 50 millards proviennent des pays en voie de développement (courbe verte) et 20 milliards proviennent de la baisse des investissements dans les pays développés (courbe rouge). Une part de cette baisse peut s’expliquer par la baisse des prix de certains équipements, tels que les modules photovoltaïques de plus en plus produits en Chine et favorisés par la revalorisation du dollar vis à vis des autres monnaies. Mais la non rentabilité de ces investissements, dont les volumes dépendent de larges subventions attribuées par les États, constitue également pour une part importante, une des raisons dans ce repli enregistré.
Il est également intéressant, de comparer les investissements annuels réalisés en Europe et en Chine (FIG.II).
Aprés un pic d’investissement en Europe en 2011, autour des 124 milliards de dollars (Courbe bleue), qui avait, alors, transformé le continent européen en véritable Eldorado pour les industriels des énergies renouvelables de toutes origines, ces investissements annuels en Europe ont été ramenés depuis quatre ans autour des 60 milliards de dollars. Ils restent stables et peu abondants, signe d’une certaine lassitude de la part des financiers.
Dans ce domaine, la Chine semble suivre le chemin de l’Europe avec quatre ans de décalage (courbe rouge). Après un maximum de 115 milliards de dollars enregistrés en 2015, ces investissements sont revenus à 78 milliards de dollars en 2016. Pour le premier trimestre 2017, avec des investissements chinois dans les ENR qui seraient en baisse de 11% par rapport à ceux de la même période de l’année précédente, ils semblent vouloir conforter cette baisse vers un niveau aux alentours des 70 milliards de dollars, sommes qui seraient alors voisines de celles de l’Europe.
Rien dans ces chiffres peu ambitieux ne permet d’anticiper la moindre révolution énergétique, pourtant annoncée par certains.
Le 18 Juin 2017

juin 18, 2017
Un problème de traduction qui occupe un volume autour des 20 millions de barils par jour
Les publications regardant l’industrie pétrolière mondiale sont généralement publiées en Anglais par l’EIA américaine ou l’IEA, la très parisienne Agence Internationale de l’Energie, organisme de l’OCDE. Les données concernant des produits aux densités variables selon leur ordre de sortie des colonnes de distillation sont publiées en volumes, dans l’unité datant de Rockfeller, qu’est le baril américain (42 gallons et proche des 159 litres) commercialement majoré de 5% par rapport au baril anglais. Reconnaissons la maladresse de ce choix qui, pour une masse de pétrole brut donnée, fait croître la mesure tout au long d’un processus complexe de raffinage destiné, pour une large part, à obtenir des produits légers.
La traduction en Français de ces statistiques est presque toujours réalisée de façon inappropriée et au mieux approximative.
Je voudrais rappeler ici qu’en raison des lieux de comptage dans le flux de production, il vaut mieux traduire:
– crude oil : par pétrole ou pétrole brut et dont les volumes sont mesurés en sortie des cuves et autres navires de stockage intermédiaires, proches des lieux de forage.
– oil: par « produits pétroliers » dont les volumes sont mesurés en sortie des raffineries et contiennent divers additifs comme les biocarburants
La définition de « oil » par l’Agence Internationale de l’Energie va jusqu’aux graisses de paraffines et même au coke de pétrole:
« Oil includes crude oil, condensates, natural gas liquids, refinery feedstocks and additives, other hydrocarbons (including emulsified oils, synthetic crude oil, mineral oils extracted from bituminous minerals such as oil shale, bituminous sand and oils from CTL and GTL) and petroleum products (refinery gas, ethane, LPG, aviation gasoline, motor gasoline, jet fuels, kerosene, gas/diesel oil, heavy fuel oil, naphtha, white spirit, lubricants, bitumen, paraffin waxes and petroleum coke). »
Quant à l’EIA américaine elle insiste sur l’état « liquide » des produits concernés
Oil: A mixture of hydrocarbons usually existing in the liquid state in natural underground pools or reservoirs. Gas is often found in association with oil. Also see Petroleum. A broadly defined class of liquid hydrocarbon mixtures. Included are crude oil, lease condensate, unfinished oils, refined products obtained from the processing of crude oil, and natural gas plant liquids. Note: Volumes of finished petroleum products include non hydrocarbon compounds, such as additives and detergents, after they have been blended into the products.
Bien souvent, quand les organismes français de vulgarisation parlent de pétrole, ils publient des données concernant les produits pétroliers, mesurées en sortie de raffineries et dont la part en biocarburants et autres produits de synthèse est appelée à croitre. Ne vous étonnez pas si ces sujets sont parfois hermétiques à toute saine compréhension.
Le 14 Octobre 2016
octobre 14, 2016
Faut-il pronostiquer une durée de moins de trente ans pour le cycle à venir des cours du pétrole?
Les 35 dernières années des cours du pétrole se sont déroulées, dans le cadre global d’un marché croissant en volume, de façon continue, croissance tout simplement liée à celle de la progression du produit du niveau de vie moyen de la population mondiale avec celle du nombre de terriens. Ces décennies ont clairement montré, depuis les années quatre-vingts, que des investissements massifs réalisés par les Groupes pétroliers, publics ou privés, dans l’exploration production des ressources pétrolières, sponsorisés par des prix soutenus, conduisaient à une phase de surcapacité de production de la ressource (pétrole, condensats de gaz et biocarburants confondus), d’effondrement des prix et des investissements, suivie d’une période d’inaction en raison de prix dégradés par un excès d’offre puis relance des investissements avec la remontée des cours. Ce cycle, en trois phases (décroissance, stagnation, reprise), et avec l’Arabie Saoudite jouant un rôle primordial de teneur de marché , s’est déroulé grossièrement en phases de dix ans chacune entre 1980 et 2010 nous dit l’EIA américaine (FIG.)
Nous sommes maintenant, en 2015, en plein cycle suivant, avec une modification politique majeure: l’Arabie Saoudite ne veut plus jouer son rôle de teneur de marché. Cette décision récente a provoqué un phénomène immédiat: l’effondrement très rapide des cours de marché, suivi par un effondrement des investissements des compagnies pétrolières. Il y a donc eu depuis 2014 une forte accélération dans le temps de cette première phase dans le cycle de baisse des cours et des dépenses en capital.
La question à mille dollars est alors la suivante: va-t-on assister à une suite du cycle (stagnation puis reprise) se déroulant sur deux décennies, comme observé entre 1990 et 2010. ou va-t-on assister à une nouvelle accélération sous l’impulsion de décisions ou d’évènements imprévus, par exemple en Arabie Saoudite, semble-t-il politiquement fragilisée. Bien malin celui qui pourrait le prédire, mais bien imprudent celui qui en négligerait l’hypothèse.
L’Arabie Saoudite et ses compagnons de l’OPEP vont-ils tenir dix ans avec des prix cassés du pétrole et vendre à moitié prix la ressource. Cela me semble économiquement bien improbable.
Quelques points de repères: le pétrolier Total dit attendre un pétrole à 60 dollars le baril en 2017 pour atteindre une génération de cash à parité suffisante pour distribuer son dividende. L’EIA parie raisonnablement sur un pétrole à 70 dollars le baril en 2020.
Les baisses programmées d’extractions dans les gaz de schistes américains aux rentabilités douteuses, les sables bitumineux canadiens enclavés, les gisements de la Mer du Nord délaissés, la baisse générale du nombre de plateformes offshore trop onéreuses peuvent également jouer pour provoquer un phénomène de reprise lente des cours.
Dans le cadre d’un marché mondial dont la demande, tirée par les transports, est toujours en croissance, il ne me semble pas déraisonnable de pronostiquer une accélération des phases suivantes du nouveau cycle en cours du pétrole.
Certains évènements imprévus dans ce domaine et dont les Pays du Moyen-Orient ont le secret ne sont, également, pas à négliger.
Remarque: les cours du pétrole, en raison de l’accroissement des difficultés géologiques et physiques rencontrées à la fois dans l’exploration et la production, sont et seront de plus en plus dépendants des flux de capitaux investis dans ces domaines. C’est la raison essentielle pour laquelle c’est l’offre de la ressource qui fait le marché dans un climat de demande soutenue par la croissance économique et démographique du monde.
ACCEDER à l’article de l’EIA sur liaison entre cours et investissements
Le 25 Septembre 2015

septembre 25, 2015
Des sucres et autre amidon aux carburants
Le français Global Bioenergies en association avec AUDI, vient d’annoncer la réalisation de ses premiers essais pilotes de production par fermentation directe d’isobutène livré à Arkema et converti par la suite par hydro-dimérisation en isooctane.
LIRE le communiqué commun
Le 19 Mai 2015

mai 19, 2015
Synergies entre une technologie US d’expansion des fibres lignocellulosiques et le deinocoque dans la production de bioéthanol
La chimie des biocarburants de deuxième génération fait l’objet de nombreuses recherches aux États-Unis. L’Administration américaine, les laboratoires universitaires et les industriels ont bien compris qu’un apport de biocarburants serait, dans le temps, de plus en plus précieux pour assurer le bouclage énergétique des ressources pétrochimiques destinées aux transports.
C’est la raison pour laquelle l’américain MBI, maîtrisant une technologie d’expansion à chaud des fibres ligno-cellulosiques par l’ammoniac liquide sous pression (AFEX) s’est associé au français DEINOVE pour valider l’association de ce procédé AFEX avec la transformation en éthanol par le déinocoque, des sucres et autres polysaccharides ainsi obtenus.
Il semblerait, sur la base des résultats conduits en unité pilote, que les rendements de transformation obtenus et les cinétiques de réactions soient excellents.
Cette bonne nouvelle, annonçant une possibilité de suite industrielle, devrait, normalement, doper le cour de bourse de la start up DEINOVE.
LIRE le communiqué commun de DEINOVE et de MBI sur ce sujet.
octobre 16, 2014
Le sorgho, alternative au maïs pour la production de biocarburants en zones de faible pluviosité
Les États-Unis dans le cadre de leur production de biocarburants, envisagent de développer de nouvelles cultures, plus adaptées que celles de maïs, dans les États de l’Ouest, de plus en plus soumis à de longues périodes de sècheresse. Parmi les candidats, le sorgho riche en amidon et en sucres, au système racinaire puissant et donc sobre en eau et en intrants semble être une option sérieuse.
C’est ce qu’annonce le semencier américain Chromatin qui vient d’obtenir une aide de l’Etat de Californie, pour développer cette nouvelle filière de biocarburant en collaboration avec Pacific Ethanol et d’autres producteurs locaux de bioéthanol.
L’optimisation de la teneur en sucre et en amidon des hybrides et leur adaptation au cadre californien font partie de l’enjeu de ce développement pragmatique, alternative aux maïs peu sensibles à la faible pluviosité locale et développés, par ailleurs, par d’autres semenciers.
Le 1er Août 2014
Une illustration publiée par l’EIA du caractère peu dispendieux des cultures de sorgho aux États-Unis comparées à celles d’autres céréales dont le maïs.

Le 20 Octobre 2014
août 1, 2014
Les condensats de gaz de schistes américains se portent bien. Merci!
En désaccord avec les intuitions de certains de nos « spécialistes » nationaux de l’énergie qui, après l’expression de leurs certitudes mathématiques annonçant la fin imminente du pétrole, les ont conduit à prédire la fin inexorable et imminente des extractions de gaz de schistes américains, les publications de l’excellente EIA montrent que ces extractions sont conduites avec dynamisme (FIG.) et atteignent, pour la part des condensats liquides, les 4,3 millions de barils par jour. L’immensité du territoire américain, la possession du sous-sol par les paysans locaux, le savoir-faire des opérateurs et leurs connaissances fines, acquises de longue date, des structures géologiques de leur Comté, les prix rémunérateurs des condensats, sont à coup sûr les causes de cette performance. Et pourtant, l’acheminement pénible et onéreux des gaz et des liquides, extraits parfois sur des sites très éloignés des ports américains où se trouvent les raffineries et les industries de la pétrochimie, complexifient l’équation économique. Le brûlage stupide d’une part des gaz extraits (qui atteint les 38%) dans le Nord Dakota, les accidents spectaculaires lors d’acheminement par train des condensats volatils, illustrent les difficultés logistiques d’acheminement de ces ressources continentales américaines.
(cliquez sur l’image pour en obtenir une version lisible)
Demain, après 2020, ce sont les conversions de gaz, de charbon et de biomasse en liquides de plus en plus sophistiqués qui viendront prendre progressivement le relais, toujours épaulés par les biocarburants, pour assurer la fourniture de substituts aux produits raffinés du pétrole. Dans ces domaines une large part de l’avenir des énergies du futur va se jouer.
Remarque: afin de pondérer ces informations, il est utile de rappeler que les raffineries américaines sont alimentées tous les jours par 15 millions de barils de pétrole et par d’autres additifs. Malgré leurs productions de pétrole, de condensats de gaz et leurs exportations de produits raffinés, les États-Unis ont été en 2012, importateurs nets de 40% en volumes de pétrole et produits raffinés qui assurent le flux au sein de leurs raffineries. (LIRE)
Remarque 2: L’équivalent de trois cents unités, réparties dans le monde, de conversion en liquides soit de gaz naturel, soit de de CO2, soit de charbon, soit de biomasse, chacune d’une capacité nominale de 300 mille barils par jour, suffirait à remplacer toutes les installations d’extractions de pétroles existantes à ce jour dans le monde. Cette substitution, composante possible du processus de substitution compétitive des sources d’énergie, se fera, bien-sûr en biseau, sur plusieurs décennies, au gré des prix du pétrole et de la demande mondiale. S’il y avait, en ce moment, réelle pénurie de ressources liquides (ce que prétendent certains) ce genre d’unité se construirait partout dès à présent. Le monde n’est pas en pénurie de ressources énergétiques fossiles diverses et les technologies rentables de synthèse des ersatz de produits pétroliers sont maitrisées. Pourquoi l’industrie pétrolière n’en construit-elle toujours pas (ou peu)? En économie, se tromper de timing peut être dévastateur. Faudra-t-il au moins attendre que la Chine, enfin équipée et aisée, se mette à consommer des litres de carburants liquides à tout-va?
Le pétrole dans la consommation de commodities par les nations en développement est toujours en retard par rapport au ciment, au fer ou à l’aluminium.
Le 25 Mars 2014
Remarque à propos de champs mineurs américains non pris en compte dans ce papier:
Les divers pick oilers professionnels et autres exégètes « delamarchiens » du déclin américain font les choux gras de révisions récentes à la baisse de l’EIA au sujet des réserves du champ californien de Monterey. Je voudrais ici tout simplement illustrer la pondération de ce champ au sein des productions américaines présentes et à venir. Le moyen le plus efficace est de reprendre les courbes de l’EIA de production de la seule fraction pétrolière issue des condensats de gaz de schistes ou de grès:
Ce gisement californien de Monterey dont tout un panel fait les gorges chaudes pour mettre en doute l’avenir énergétique américain est représenté par le trait vert tout à fait en bas de la courbe des productions observées. Il est facile de constater, en toute objectivité, que de passer par zéro ces productions mineures n’altèrera pas de façon significative le bilan global du continent nord-américain. Par contre l’explosion des productions du gisement d’Eagle Ford au Texas (courbe en bleu) qui dépassent maintenant celles de Bakken (courbe en jaune) dans le Nord-Dakota est tout à fait spectaculaire.
Le 26 Mai 2014
mars 21, 2014
Pour une dénonciation des utopies énergétiques européennes.
Nous assistons médusés à ce soi-disant virage énergétique allemand, fait de recettes unilatérales, comme la fermeture brutalement décidée d’une large part des capacités électronucléaires du pays, dont certains voudraient s’inspirer et les appliquer à leurs façons, mais sans se rendre compte que l’Allemagne a pris les devants ce qui rend, pour un pays voisin, quasiment impossible toute imitation du coup de force .
Un peuple, détaché des idéologies du moment, peut-il parler sérieusement de l’avenir de ses enfants tout en laissant ses dirigeants faire le nécessaire pour les conduire dans une impasse énergétique?
Non, les ressources électriques aléatoires et intermittentes ne conduiront pas à elles seules, dans un avenir prévisible et à un prix acceptable, à la mise à disposition d’une puissance électrique continue suffisante sur le réseau de l’ensemble de l’Ouest Européen, espace pertinent où se créent et s’échangent nos ressources électriques. Les énergies éoliennes ou solaires photovoltaïques trop aléatoires ne peuvent pour l’instant que servir d’appoint sur un fond prévisible de puissance modulable, issue de la combustion des énergies fossiles (lignite, charbon, gaz) éventuellement enrichies de biomasse stockable et disponible (pellets et autres granulats) ou issue de l’énergie des atomes. Les énergies renouvelables continues telles que celles issues des centrales hydroélectriques au fil de l’eau, demain celles issues des courants marins, présentent par leur prévisibilité des caractéristiques d’exploitabilité évidentes.
Le caractère renouvelable d’une énergie est d’évidence une qualité, son caractère aléatoire la condamne à n’être que marginale et sûrement très onéreuse à mettre en œuvre de façon pérenne.
Cette affirmation de bon-sens repose sur le fait que nous ne savons pas aujourd’hui stocker de façon réaliste l’énergie électrique. Les stations de pompage qui nous fournissent aujourd’hui une part de la puissance en heures de pointes en France reposent sur la fourniture fatale et quasi-gratuite d’énergie nucléaire nocturne. Une fois les centrales nucléaires démantelées, quelle ressource nocturne alimentera les stations de pompage? L’éolien aléatoire de pleine mer éloigné des montagnes, le solaire disqualifié la nuit? Allez savoir?
Quand aux batteries électrochimiques, pour l’instant, le projet le plus ambitieux est celui de la sous-station de Sendai au Japon (FIG.) qui va utiliser une batterie Toshiba en tampon de 20 MWh pour générer des pointes de puissance de courant de 40MW , en charge de maintenir la fréquence du courant issu de stations éoliennes et solaires nippones. Ces monstres, sortes d’énormes capacités en tampon, définis pour un maximum d’une demi-heure d’autonomie continue, ne sont pour l’instant que des prototypes qui permettront de valider en vraie grandeur le concept, à la mode japonaise, indépendamment des coûts.
L’approche occidentale du moment est de vouloir faire appel à des « smart-grids » pilotées par des compteurs dits intelligents et qui répartiront à prix fort les faibles puissances électriques disponibles en périodes de disette énergétique. La pénurie de ressources serait régulée par les prix pour que la consommation accompagne la production aléatoire. Gare aux hautes pressions sur la Mer du Nord et la Baltique, alors le kWh issu du réseau dégradé vaudra une fortune. Une consommation régulée par les prix se calquera sur la chiche disponibilité de la ressource. En bon français on appelle une telle issue une stratégie de rationnement et non une « smart grid » terme si acceptable d’un point de vue marketing.
Autre forme d’utopie: se convaincre que l’énergie de l’atome, difficile à maîtriser et dangereuse dans certaines conditions naturelles extrêmes, doit être bannie du mix énergétique des nations. Ceci promeut immédiatement la combustion de lignite et de charbon importé, forme, pour l’instant, la plus économique de génération de courant électrique qui disqualifie, en Europe de l’Ouest, les centrales à gaz moins polluantes, partenaires idéales des ressources intermittentes, mais trop éloignées, par les prix, des critères de sélection des centrales à activer au jour-le-jour par les gestionnaires du réseau européen.
Une autre option pourrait se pencher sur la définition d’unités électronucléaires plus sûres et sur leur implantation dans les zones les moins menacées par les phénomènes naturels extrêmes. Ne pas vouloir examiner cette option me semble être une choix erroné, dicté par l’émotion.
Il me semble important de dénoncer ces utopies, même si ce n’est pas dans l’air du temps qui glorifie un certain jeunisme frugal éclairé, forme d’un écologisme du retour vers un passé qui n’a jamais existé. L’avenir énergétique de nos enfants européens dépend de décisions qui ne semblent pas être toutes dictées par la raison mais plutôt par l’émotion, même si elles permettent à la chancelière Merkel d’être populaire dans son pays, ce qui d’évidence est important pour elle, mais sans aucun intérêt pour la collectivité européenne.
FIG. Énergies électriques générées par technologies en 2011 et distribuées par le réseau Ouest-Européen:
Disqualifier a-priori l’énergie de l’atome dans le mix énergétique du futur me semble être une option insoutenable pour le réseau de l’Ouest de l’Europe. Débrancher l’ensemble des centrales électronucléaires de la zone qui ont généré en 2011, selon l’ENTSO-E , 26,5% de l’énergie électrique totale de la zone (886 TWh sur un total de 3347 TWh, part rose du camembert de répartition par types de génération) et annuler les projets en cours de réalisation conduirait le réseau vers une formidable anarchie électrique dont il est difficile de mesurer les conséquences néfastes pour la santé économique des nations concernées. En 2011, les centrales électronucléaires allemandes avaient généré 101,4 TWh soit 3% de l’énergie générée sur la zone, cette faible part explique que le réseau soit capable d’accepter l’arrêt de toutes les centrales électronucléaires allemandes, mais elle montre aussi que ce geste symbolique ne résout pas la potentielle dangerosité des nombreuses centrales électronucléaires en Europe . Pour la France c’est plus de 4 fois l’Allemagne 2011 (421 TWh en 2011) qu’il faudrait débrancher. On n’est plus dans l’épaisseur du trait.
Remarque: un examen heure après heure des productions allemandes d’électricité en période de forte production éolienne et photovoltaïque, au mois d’Octobre dernier, (FIG.III) montre que ces productions sont encore, la plupart du temps, minoritaires par rapport aux productions conventionnelles. On notera une qualité intrinsèque évidente de la ressource photovoltaïque qui apporte sa part d’énergie durant la journée, si le temps est clair, et s’efface la nuit en heures creuses. Le revers de cette énergie photovoltaïque sur-payée abondante est la mise au repos des centrales classiques qui perdent ainsi leur rentabilité économique. Il faudra donc à terme subventionner la construction et le fonctionnement de centrales thermiques pour qu’elles restent économiquement acceptables. Paradoxe de formes d’énergies que l’on voudrait proscrire mais qui restent indispensables à la bonne marche de l’ensemble.
FIG.III Productions électriques allemandes exprimées en GW horaire moyen durant trois jours, en Octobre 2013, de fortes productions de ressources renouvelables.
LIRE la synthèse des statistiques 2011 publiée par l’ENTSO-E.
La batterie Toshiba pour la sous-station de Sendai.
décembre 4, 2013
Quelle part pour les biocarburants et les carburants de synthèse dans les décennies à venir?
Les projections des marchés pétroliers pour les décennies à venir (à l’horizon 2040 par exemple) affirment que les pays membres de l’OPEP aux amples réserves, resteront pour une large part (autour des 40 à 45% du marché) fournisseurs de pétrole dans le monde. Les besoins mondiaux en produits pétroliers, tirés vers le haut par l’Asie et ses transports, devraient croitre annuellement d’un million de barils/jour environ. Cette augmentation de la demande sur un marché piloté par un cartel, permet de pronostiquer sur le moyen-terme une croissance régulière des prix en dollars courants du baril de pétrole. Il en résultera un accroissement des fournitures de biocarburants, ersatz des produits pétroliers, et de celles des pétroles synthétiques issus du charbon, du gaz, de la biomasse ou tout bêtement du CO2 par l’intermédiaire du procédé Fischer-Tropsch alimenté par le vieux gaz à l’eau (syngas), à base de monoxyde de carbone et d’hydrogène.
Pour quantifier ces phénomènes il est possible de se reporter au Papier de Sieminski, administrateur de l’EIA américaine, présentée en Juillet 2013 (FIG.)
A l’horizon 2040, l’EIA imagine un doublement des volumes de biocarburants mis sur le marché avec une forte contribution du Brésil et des États-Unis. Un examen des terres arables disponibles dans le monde montre que l’Afrique, si ses dirigeants un jour le décident, pourrait devenir un grand producteur de biocarburants. Il y a là une opportunité de croissance encore plus rapide de ces volumes.
Dans les procédés de synthèse à partir du charbon apparaît tout naturellement la Chine et à partir du gaz naturel le Qatar qui a déjà commencé. Les autres projets de Sasol dans ce domaine du GTL concernent dès-à-présent l’Afrique (projet Escravos), l’Ouzbékistan et le États-Unis. Ces procédés sont d’ors-et-déjà rentables, une augmentation des prix du gazole et du Naphta ne pourrait qu’accélérer les décisions d’investissement dans ces filières. Compte tenu de la disponibilité de gaz dans le monde et des besoins en gazole, les prévisions de l’EIA dans la filière GTL me semblent bien timides. L’Iran par exemple pourrait décider à partir des mêmes ressources gazières, d’imiter le Qatar. Les États-Unis exportateurs de gazole et disposant de vastes réserves de gaz devraient devenir de larges acteurs dans le procédé GTL. La Chine, l’Algérie, l’Argentine pourraient valoriser leurs gaz de schistes à exploiter par ce procédé.
Allez! Rêvons un peu, la France pourrait même produire un jour, son propre gazole qu’elle importe à grand frais de Russie ou des États-Unis et demain d’Arabie Saoudite. Il suffirait de laisser entreprendre les industries compétentes.
Une certitude: les produits pétroliers de synthèse et les biocarburants joueront, dans les décennies à venir, un rôle croissant dans l’approvisionnement du monde en carburants et autres matières premières pour la pétrochimie.
Le 3 Novembre 2013

novembre 3, 2013
La part des biocarburants dans les transports va poursuivre sa progression
Deviser du rôle des biocarburants sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre est une vaste fumisterie qui occupe régulièrement les après-midi monotones de nos élus européens et nationaux. Il suffit de connaître les milliards de tonnes de CO2 largués annuellement par les camarades chinois ou plus largement asiatiques pour s’en convaincre.
Par contre le rôle des biocarburants sur la consommation mondiale de produits pétroliers importés à grands prix dans notre pays est pour sa part un sujet de premier ordre et cependant négligé par nos caciques de tous poils.
La FAO vient d’actualiser les projections de productions agricoles pays par pays jusqu’en 2022. Dans ces données y figurent les productions d’éthanol et de biodiesel (FIG.), filières de plus en plus importantes dans la part des ressources financières du monde paysan.
J’ai exprimé ces volumes annuels en millions de barils par jour, unité internationale des produits pétroliers, en divisant les litres annuels par 159 pour les convertir en barils et par 365 ou 366 pour obtenir une moyenne journalière.
Pour comparer ces productions qui devraient dépasser les 3,5 millions de barils par jour en 2022, aux consommations mondiales de produits pétroliers, il suffit de savoir que les volumes sortants des raffineries représentent aujourd’hui autour des 92 millions de barils par jour. Compte tenu des 2,5 millions de barils par jour de biocarburants produits, il est possible d’estimer les volumes de purs produits pétroliers raffinés quotidiennement autour des 90 millions de barils.
Une autre donnée importante: la croissance annuelle des consommations mondiales de produits pétroliers et autres biocarburants est de l’ordre d’un million de barils par jour. Cette croissance est largement tirée par les consommations asiatiques, surtout industrielles aujourd’hui, mais qui s’appliqueront de plus en plus aux transports routiers avec l’explosion des achats de voitures personnelles et de l’urbanisation.
Remarque: une étude récente des Berkeley Labs estime que la consommation chinoise de pétrole pour les transports était égale à 10% de celle des USA en 1998 et à 31% en 2010. Par extrapolation on peut estimer que ces consommations chinoises, pour les seuls transports, vont représenter en 2013 autour des 260 MToe soit la moitié environ des consommations américaines. Au rythme actuel, ces consommations chinoises pour les seuls transports devraient doubler d’ici à 2017 ou 2018.
Avec une croissance d’un million de barils par jour dans la décennie à venir (FIG.) les biocarburants vont assurer autour du dixième de la croissance annuelle des consommations en produits raffinés, l’équivalent d’un très grand pays producteur de pétrole.
ACCÉDER aux données de la FAO
Le 7 Octobre 2013

octobre 7, 2013