Catégorie : énergie fossile

La production d’électricité en Europe: un échec de la politique énergétique européenne
Mais où sont passés les rêves éveillés de la Directive 20-20-20 européenne, rêves qui devaient illuminer le monde et tracer le chemin vertueux vers une énergie universelle propre et vers celui de la relance économique de l’Europe. Puissance des idées, du faisable et mépris du possible et des faits, telles fonctionnent les idéologies.
Dans les faits, nous assistons à la croissance ininterrompue d’un outil de production d’électricité onéreux et subventionné, dans un contexte de décroissance économique illustré en 2013, par une baisse de 0,5% des consommations d’électricité qui selon l’ENTSO-E ont atteint les 3308 TWh sur l’ensemble du réseau électrique ouest-européen, coordonné par cette organisation.
Cette décroissance s’inscrit dans un lent processus de déclin européen des consommations (FIG.I)
FIG.I Décroissance continue des consommations électriques du continent ouest-européen
Des décisions idéologiques préconisant une course effrénée vers les énergies intermittentes, un bannissement allemand des ressources nucléaires (mais dans les faits encore toujours actives parce qu’indispensables à la bonne tenue du réseau), un apport massif d’énergie issue de la combustion de lignite allemand, de charbon américain importé rendu, grâce aux ressources de gaz américain, disponible et abordable, et enfin de gaz russe délivré, tout frais, en direct de Russie grâce au lien Nord Stream passant sous la Baltique et alimentant le Nord de l’Allemagne.
Importations massives rendant l’Europe de l’énergie encore plus dépendante, politique allemande du « fait accompli » que ses voisins affaiblis, véritables carpettes inaudibles , acceptent sans moufter. Effondrement des prix de gros de l’électricité en raison d’un outil de production surdimensionné, mais accroissement des prix de détails, nécessaire pour payer les subventions tarifaires aux énergies renouvelables. Affaiblissement financier des grands acteurs européens de l’énergie qui doivent, dépités, se rabattre sur les énergies intermittentes pour préserver en partie leurs marges et qui, comme GDF-Suez, qui n’a rien vu venir, ferment leurs centrales au gaz à cycle combiné dernier cri, toutes neuves, devenues subitement inutiles dans le cadre règlementaire en vigueur. Gamelle industrielle sans appel.
Voici à grands traits, l’état du champ de bataille. La gangrène menace.
Pour vous convaincre cher lecteur que d’autres partagent ce diagnostic avec encore plus de conviction que la mienne, je vous invite à lire le papier au vitriol de Cécile Maisonneuve de l’IFRI intitulé : « l’Europe et l’Energie: un contrat à refonder d’urgence ». Son analyse est remarquable, la refondation qu’elle appelle et qui nécessitera de remettre en cause certaines certitudes du moment ne me semble pas évidente à construire.
Un exemple: pourquoi faudra-t-il, peu à peu, accroitre la part du nucléaire dans le mix électrique européen?
Partons d’un constat objectif. En 2013 nous dit l’ENTSO-E la part de la combustion des énergies fossiles dans le mix électrique européen atteignait les 44%, tirée par les productions allemandes, britanniques et italiennes qui représentaient à elles trois plus de la moitié des générations de ce type (FG.II)
FIG.II: Répartition par types d’énergies primaires des générations d’électricité en 2013 sur le continent ouest-européen. Détail des générations par pays attribuables aux combustions d’énergies fossiles (Source: ENTSO-E)
Malgré de formidables efforts financiers collectifs, la part des énergies renouvelables hors hydroélectricité atteint péniblement les 13% de la production d’électricité en 2013, dont 7% pour l’éolien et 2,4% pour le solaire. A la lumière de ces données, il apparaît que la seule voie raisonnable pour progresser dans l’indépendance énergétique de l’Europe, tout en maîtrisant les coûts, c’est d’accroître la part de l’électronucléaire et de réduire d’autant la part des combustions de ressources fossiles importées. Or seuls les grands pays européens comme l’Allemagne, la France, la Grande-Bretagne, l’Espagne disposent des ressources géographiques, géologiques et financières répondant au cahier des charges impératifs nécessaires à ces implantations de centrales. Ce sont donc les populations et les dirigeants de ces grands pays qu’il faudra, peu à peu, convaincre de changer à 180° de politique énergétique. Vaste programme.
Une Europe couverte d’éoliennes, de panneaux solaires et de stations de pompage turbinage, le tout étant subventionné et hors de prix n’a aucun sens. Les industries se seront au préalable délocalisées et les rares peuples encore présents seront sans ressources. Le processus est déjà en marche et appelle à un douloureux aggiornamento énergétique européen.
Les industries américaines aux ressources énergétiques abondantes ne se priveront pas, accompagnées de leurs homologues chinoises, de rentrer dans le lard de l’industrie européenne handicapée par ses charges énergétiques.
Braves gens, lors des prochaines négociations de libre échange entre américains et européens, ce n’est pas de bœufs aux antibiotiques ou de crevettes à l’eau de Javel qui vous effraient, dont il faudra parler, c’est de ressources énergétiques et de remise en cause nécessaire de politiques malvenues.
Le 28 Mai 2014

mai 28, 2014
Le British Geological Survey poursuit ses publications sur les réserves estimées de gaz de schistes
Formidable travail que réalise le British Geological Survey au sein du Department of Energy & Climate Change britannique, par son inventaire détaillé et renseigné des diverses régions britanniques riches en gaz de schistes. Après avoir publié le résultat de ses recherches sur le bassin de Bowland-Hodder en 2013, il publie cette année son travail concernant le bassin de Weald, au sud de l’Angleterre et prépare une prochaine étude concernant le bassin de la Midland Valley en Ecosse (Carte).
Il est des nations qui font l’inventaire détaillé de leurs ressources énergétiques pour favoriser leur mise en exploitation et essayer de dynamiser leur économie.
Il en est d’autres, comme la France, qui font tout pour entraver ou interdire ce type de projet. Alors, hommes politiques franchouillards, c’est pour quand l’inventaire détaillé du sous-sol français? Dans un siècle ou deux?
Le 24 Mai 2014
mai 24, 2014
Exxon Mobil annonce avoir découvert du gaz humide de schistes en Argentine

Les analyses géologiques du Department of Energy Américain lui avaient permis de pronostiquer que l’Argentine, après la Chine, possèderait les deuxièmes réserves mondiales de gaz de schistes et les cinquièmes réserves de condensats, après celles de la Russie, de la Chine, des USA à égalité avec celles de la Libye. Les premiers résultats positifs des forages d’Exxon Mobil dans le bassin de Neuquèn (Carte) semblent valider pour une part ces prévisions. Depuis des années, le groupe Total explore et exploite certaines réserves de ces gaz dans ce bassin prolifique.
Rappelons que selon ces mêmes études américaines, les réserves estimées de gaz de la France se situeraient honorablement juste après le TOP 10 des pays les plus favorisés par la nature, mais, à ce jour, aucun investissement d’exploration et donc de production, dans ce domaine n’est autorisé, de par la loi du 14 Juillet 2011…tout un symbole.
mai 23, 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
Productions éoliennes et photovoltaïques allemandes au mois de Février 2014
FIG.I- Génération de puissances électriques éoliennes et photovoltaïques en Allemagne durant le mois de Février 2014
Pour une puissance électrique allemande installée théorique de 33,3 GW en éolien et de 35,7 GW en solaire photovoltaïque, les résultats cumulés des deux ressources durant le mois de Février, publiés par EEX tous les quarts d’heure sont pour le moins saisissants. La puissance générée cumulée varie entre 30 GW, le 24 Février à midi et 0,5 GW deux jours après, le 26 Février à 6h15 du matin. Un quart des puissances générées, l’équivalent d’une semaine, sont inférieures à 6,5 GW. La moitié sont inférieures ou égales à 10,2 GW.
Ces données nous font comprendre les angoisses des régulateurs du réseau dont la mission est à tout instant de faire coïncider génération de puissance électrique avec la consommation du pays, le pompage éventuel vers les barrages et le bilan net des exportations selon l’équation, aux pertes en ligne près:
Compte tenu d’une puissance électronucléaire allemande quasiment figée autour des 12 GW et de la faible puissance hydroélectrique disponible, le régulateur ne dispose que des centrales à flamme pour assurer l’exactitude de cette équation à tout instant, que ce soit à midi lorsque le photovoltaïque produit à forte puissance (jusqu’à 20 GW au mois de Février), ou à six heures de l’après-midi lorsque cette ressource passe par zéro alors que le pays s’éclaire et consomme.
Le rôle essentiel de ces régulateurs consiste à faire réduire ou accroitre les puissances des centrales à flamme, ceci avec on ne sait quelle efficacité énergétique. Équipements onéreux et redondants nécessaires pour assurer une production contrôlée malgré la variabilité (écart type /moyenne de 57% en Février) des moyens éoliens et solaires de génération de puissance électrique. Exercice bizarre pour cette grande nation industrieuse, aux limites de l’absurde industriel.
Tout cela ne me ferait ni chaud, ni froid si mon pays ne dépendait pas du même réseau électrique ouest-européen que celui de l’Allemagne.
Une quasi certitude: dans les conditions actuelles de production et de stockage, l’Allemagne ne pourrait que très difficilement se priver des 12 GW de puissance nucléaire dont elle dispose encore et qui lui assurent une ressource de base précieuse. (FIG.II, barres violettes)
FIG.II Générations de puissance électrique allemande autres qu’éolienne et solaire le 26 Février 2014.
Le 2 Mars 2014.

mars 2, 2014
Impact d’une baisse programmée des investissements dans l’industrie du pétrole sur les cours à venir de la ressource
Tout le monde a bien compris avec la disponibilité des condensats de gaz de schistes américains, que la ressource pétrolière est le fruit d’une industrie qui se complexifie, mais qui ne pâtit pas d’une raréfaction des diverses ressources naturelles, contrairement aux affirmations faussement simplificatrices des théories du peak-oil. Le maintient de cette disponibilité nécessite la programmation de flux croissants en volumes de produits en sortie des raffineries. Ceci implique de larges investissements dans l’exploration et la production de pétrole brut, dans la mise au point de nouvelles technologies d’extraction, dans la production de biocarburants mais aussi et surtout dans les opérations de raffinage et dans les transports vers les raffineries aux travers de continents et d’océans. Ce sont d’énormes investissements, évalués globalement par l’OPEP vers les 8000 milliards de dollars, nécessaires entre 2012 et 2035 (340 milliards de dollars par an en moyenne) pour assurer la fourniture mondiale en qualité et en quantité de la ressource.
Les grandes compagnies pétrolières mondiales publient en ce moment leurs résultats financiers de 2013 qui s’avèrent être plutôt décevants, sinon franchement ringards.
La faute à l’abondance de la ressource qui tire les prix vers le bas et fait plonger les chiffres d’affaires, aux énormes frais en amont de sous-traitance et dans certaines zones, comme l’Europe, aux ridicules marges de raffinage qui rendent déficitaire l’activité aval.
La plupart des grands pétroliers internationaux annoncent donc une baisse à venir de leurs investissements dans le but de ménager la trésorerie de leurs entreprises.
Mais quelle est la proportion des investissements moyens ramenée au Chiffre d’affaire mondial de l’activité.
Pour estimer grossièrement ce chiffre d’affaire annuel consolidé il est possible de partir des volumes de produits sortant des raffineries qui devraient être en 2014 autour des 92 millions de barils par jour et de leur prix moyen de vente qui se situe autour des 120 dollars le baril.
92 Mbl/j x 365 x 120 = 4030 mrds de dollars
Les investissements annuels pour assurer la croissance en volumes des produits pétroliers commercialisés se situent en moyenne entre 8 et 9% du chiffre d’affaire consolidé mondial.
Une baisse durable de 20% à 30% environ de cette masse d’investissement (entre 70 et 100 milliards de dollars annuellement) ne va pas durant les premières années se traduire par un effondrement de la ressource, il suffira aux pétroliers de faire mieux produire leurs équipements existants. Mais à plus long terme ce sont les projets rejetés au préalable par une gestion rigoureuse des engagements qui feront défaut.
Quelques exemples avérés: le nouveau patron de Royal Dutch Shell vient d’annuler un projet GTL en Louisiane de 20 mrds de dollars, ainsi qu’un projet de développement de sables bitumineux dans l’Alberta de 200 mille bl/jour. RDS fait partie des Groupes pétroliers les plus affectés par l’exercice 2013. Ses résultats ont plongé de 39% par rapport à ceux de l’année précédente, alors l’ambiance est à la rigueur.
Les groupes américains comme Exxon ou Chevron ont eux aussi affiché des résultats décevants en 2013. Quand à notre pétrolier, Total, dont le produit des ventes a baissé de 10,6 milliards d’euros (-5,8%) en 2013 par rapport à 2012, il a déjà largement annoncé qu’il allait réduire ses dépenses d’investissements en 2014.
Compte tenu du climat actuel au sein des Groupes pétroliers il me semble risqué de pronostiquer sur le moyen et le long terme une baisse marquée des cours du pétrole. Au contraire, durant la décennie à venir, face à un accroissement de la demande tirée par l’Asie, la tendance devrait évoluer vers une stabilisation des capacités de flux sortant des raffineries, entraînant de ce fait un probable accroissement des prix mondiaux des produits raffinés (gazole, essence, kérosène, naphta, etc.) jusqu’à ce que les compagnies pétrolières décident de reprendre leurs investissements.
Remarque: ces 4000 milliards de chiffre d’affaire consolidé des seuls produits pétroliers (hors gaz naturel) dans le monde correspondent à 5,4% du PIB mondial, estimé en 2013 à 74 000 milliards de dollars, à partir des données de la Banque Mondiale.
Le 14 Février 2014

février 14, 2014
Vers un chamboulement asiatique des marchés du pétrole
Le Japon, à la suite de la destruction de la centrale électronucléaire de Daiichi par le tsunami de Fukushima, avait procédé à l’arrêt de la quasi totalité de ses réacteurs nucléaires. En 2013, 1% seulement de l’énergie électrique produite au Japon était d’origine électronucléaire, alors que 15% de cette énergie était produite à partir de la combustion massive de pétrole brut. Ce pays malmené par la nature, en raison de sa situation géographique, envisage de remettre en production dès 2014 un certain nombre de ses réacteurs atomiques, ce qui devrait porter, à consommation électrique globalement inchangée (891 TWh), la part du nucléaire vers les 10% et réduire par trois les générations par combustion de pétrole (FIG.I) représentant une baisse de consommation annuelle de 59 millions de barils.
FIG.I Japon: énergies primaires participant à la production d’électricité. Avec la reprise des productions électronucléaires programmées pour 2014, la consommation de pétrole brut devrait être divisée par trois pour cette application.( Yanagisawa, Dec.2013)
2014 devrait être une année de réduction de la consommation de pétrole pour le Japon mais aussi une année d’accroissement des consommations de pétrole chinoises dans le cadre d’une tendance de fond multi décennale.
C’est ainsi que BP dans son « BP Energy Outlook 2035 » met en évidence le balancement des importations nettes de pétrole qui vont baisser aux États-Unis avec la croissance interne des productions de condensats de gaz de schistes et l’exportation des produits raffinés et qui vont s’accroitre en Chine avec l’augmentation des consommations de carburants dans les transports. La Chine a importé net en 2013 dans les 5,9 millions de barils/jour de produits pétroliers, contre 5,5 millions en 2012. Ce déséquilibre énergétique chinois, avec la croissance des transports individuels, devrait se poursuivre et s’amplifier dans les années à venir.

Formidable mutation du monde, tirée vers les rives du Pacifique, et dont l’histoire va en accélérant.

Remarque: il est à la mode en ce début de 2014 de justifier la baisse observée des prix des matières premières en raison d’une moindre croissance du PIB chinois, signal de la fin d’un super-cycle des prix des commodities annoncé en 2012 par le Crédit Suisse. Mais parler globalement de « commodities » en englobant les consommations d’acier, d’aluminium, de charbon, de pétrole manque parfois de nuances.
La faible proportion, de l’ordre de 10%, (FIG.III) des consommations chinoises de pétrole en 2010 par rapport aux consommations mondiales, en net retard par rapport à celles d’acier, de cuivre, de génération de courant et à coup-sûr d’aluminium(non représentées ici) montre le retard des consommations de pétrole dans le cycle économique d’une nation en développement. Les consommations de pétrole abondantes arrivent après la construction du réseau routier et montent en puissance avec la constitution lente d’un parc automobile et la croissance du pouvoir d’achat de la population. C’est pour cela qu’il faut pronostiquer une croissance continue des consommations de pétrole chinoises, même si celles d’acier, de cuivre ou d’aluminium régressent un peu.
FIG.III Les consommations chinoises de pétrole en 2010 rapportées aux consommations mondiales étaient en retard par rapport à celles d’acier ou de cuivre (Crédit Suisse, 2012)
Le 10 Février 2014

février 9, 2014
Quel peut-être le comportement des grands exportateurs de pétrole face à l’accord sur le nucléaire iranien?
Le dégel des relations diplomatiques, sur fond de problèmes nucléaires, entre les États-Unis et l’Iran ne sont pas de nature à bouleverser à court-terme les marchés mondiaux du pétrole. L’Iran, membre de l’OPEP est un modeste producteur de pétrole (2,8 millions de barils par jour) qui importe des produits raffinés pour sa propre consommation. Cependant, ce pays, en raison de ses réserves de gaz et de pétrole (157 milliards de barils de réserves prouvées selon BP), pourrait devenir un des grands pays exportateurs de produits énergétiques bruts ou raffinés, comme le sont l’Arabie Saoudite ou la Russie. Mais ceci nécessiterait au préalable la mise en place, avec les Groupes pétroliers compétents, d’actions de développement et de financement à long terme de projets gaziers ou pétroliers ambitieux. De tels projets nécessitent de longues négociations dans un climat de confiance à instaurer ou à rétablir. Il est évident que tout ceci n’est ou ne sera pas immédiat.
Par contre à court-terme il est possible d’assister sur les marchés à une détente de quelques dollars des prix du baril de pétrole mondial.
La question qui se pose alors est la suivante: quelles vont être les réactions des grands pays exportateurs de pétrole comme l’Arabie Saoudite ou la Russie?
Sans vouloir faire de la géostratégie du Café du Commerce, il est une donnée importante à prendre en compte, ce sont les productions conjoncturelles élevées de pétrole de l’Arabie Saoudite (FIG.)
FIG.: Arabie Saoudite productions mensuelles moyennes de pétrole brut exprimées en millions de barils/jour
Elles auraient atteint selon l’EIA américaine les 10,2 millions de barils par jour au mois d’Août 2013, après une hausse importante visant à suppléer aux manques de productions libyennes et syriennes. Elles seraient retombées au mois d’Octobre dernier à 9,8 millions de barils par jour.
L’Arabie Saoudite, se sentant délaissée par son grand protecteur américain séduit par la Perse, pourrait tout simplement décider de faire retomber ses productions vers les habituels 9 millions de barils/jour ou en-deçà (Courbe en pointillés) ou de consommer plus de pétrole en interne pour produire son électricité et pour alimenter son raffinage tout récent.
Il sera intéressant de suivre dans les mois à venir les actions saoudiennes sur le marché du pétrole et des produits raffinés dont les demandes croissent dans le monde.
Le 25 Novembre 2013
novembre 25, 2013
Essai de segmentation du marché pétrolier: une volonté américaine
Depuis 1975, suite au premier choc pétrolier, et afin de préserver les ressources pétrolières américaines pour les besoins du pays, par l’ »Energy Policy and Conservation Act » renforcé en 1979 par l’ »Export Administration Act », les exportations hors des États-Unis de pétrole brut sont soumises à autorisation de la Présidence. Dans les faits seuls quelques dizaines de milliers de barils par jour de brut sont exportés hors des US, vers le Canada, par ailleurs gros fournisseur de pétrole des États-Unis. Par contre, les exportations de produits raffinés sont, elles, autorisées. Cet état de fait explique l’existence de deux grandes familles de prix du pétrole dans le monde l’une aux États-Unis avec comme benchmark le WTI coté à New York et échangé physiquement à Cushing (Oklahoma). L’autre famille (hors Russie) avec pour benchmark le Brent coté sur l’ICE à Londres et talonné par le brut DME coté à Doubaï, qui affichent à quelques dollars près entre les deux, le prix du brut mondial, hors USA et Russie.
Question: Y-a-t-il une chance pour que l’exécutif américain change un jour la règle du jeu? Ceci apparait comme peu probable. En effet en raison des productions américaines croissantes de condensats de gaz de schistes en parallèle avec des importations de pétrole brut lourd adapté aux raffineries américaines, le Golfe du Mexique et ses raffineries regorgent de pétrole ce qui pousse les prix du brut WTI vers le bas et favorise les exportations américaines de produits raffinés lucratifs tels que le gazole. Une autorisation sans contrainte des exportations de brut américain se traduirait immédiatement par une augmentation des prix du baril de brut américain et par une baisse des prix du pétrole mondial, avouons-le, ceci n’irait pas dans le sens des intérêts économiques américains.
Quelques données quantitatives : depuis plus d’une décennie les raffineries américaines ingurgitent 15 millions de baril de brut par jour. Ceci représente un cinquième (15/76) des productions mondiales de brut et de condensats dans le monde.
Pour alimenter leurs raffineries les États américains disposent de leurs propres productions de brut qui croissent et atteignent en ce moment autour des 7,5 millions de barils par jour et des importations qui décroissent et restent encore autour des 7,6 millions de barils par jour.
On le voit, les États-Unis sont encore dépendants à hauteur de 50% des importations de pétrole brut s’ils veulent faire tourner à plein régime leurs outil de raffinage et exporter. L’EIA qui a récemment publié sur ce sujet affichait pour 2010 un taux de dépendance aux importations de 62%. Les données changent à toute vitesse.
A partir de ces données il est possible de pronostiquer que la charge des raffineries américaines va de moins en moins dépendre du pétrole importé. Ceci implique que l’Administration américaine va devenir de moins en moins sensible à l’accroissement des prix du pétrole mondial (non américain). L’Arabie Saoudite leader de l’OPEP, pourra alors de plus en plus librement exercer toute pression à la hausse des prix mondiaux, si elle le désire, sans avoir besoin de demander l’autorisation préalable à son grand protecteur américain, elle pourrait même être sollicitée par ce dernier pour le faire.
Tout cela dessine pour les années à venir, une baisse des cours du baril de pétrole américain par excès de ressources et une hausse des cours du baril de pétrole mondial, contrôlés par un cartel et tirés vers le haut par les consommations asiatiques, avec pour conséquence un accroissement du spread entre les deux. Ce spread était tombé au plus bas (entre 2 et 3$ le baril) au mois de Juillet 2013 avec la suppression du goulot à Cushing , il est revenu cette semaine autour des 12 dollars le baril. Le revoir vers les 20 ou 30$ le baril n’aurait rien d’étonnant. Un avantage concurrentiel américain indéniable.
Le 7 Novembre 2013

ACCEDER aux débats américains sur le sujet:
US export ban dans le ft.com lire à partir de Google le très bon papier de Nick Butler: https://www.google.fr/search?q=google&rls=com.microsoft:fr:IE-Address&ie=UTF-8&oe=UTF-8&sourceid=ie7&rlz=1I7GGLJ&gws_rd=cr&ei=xUV7UveiI-GZ0QXVv4GgCg#q=US+export+ban&rls=com.microsoft:fr%3AIE-Address
novembre 7, 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