Catégorie : énergie fossile

  Le Japon est à la recherche de puissance électrique dans la région de Tokyo pour suppléer à la destruction de la centrale de Fukushima et à la fermeture volontaire de celle d’Homaoka dont la probabilité d’être secouée par un séisme de force 6 ou plus dans les trente ans à venir est estimée à 84% (source). Pour cela le Japon va réactiver toutes les centrales au charbon et pousser à fond ses centrales au gaz naturel afin de pouvoir répondre à la pointe de puissance attendue cet été pour faire marcher les pompes à chaleur de conditionnement d’air et de contrôle de l’humidité des locaux.

Une approche intéressante concernant la centrale au charbon de 1200MW de Noshiro repose sur la décision de Tohoku Electric Power d’équiper cette centrale d’un ensemble de batteries Sodium-Soufre constitué de 40 unités de 2MW NGK à partir du mois de Janvier 2012. Cette solution permettra de stocker en six heures jusqu’à 480 MWh en heures creuses pour les revendre à bon prix en heure de pointe.

La technologie Sodium-Soufre faisant appel à des matériaux largement disponibles et peu onéreux (sulfure de sodium, alumine, aluminium) est une des solutions évidentes de stockage d’énergie dans les batteries fixes en charge de la régulation des réseaux ou d’optimisation du fonctionnement des centrales sur des périodes de plusieurs heures. Paradoxalement cette technologie n’est mise en œuvre que par NGK au Japon ce qui tend à démontrer une encore très faible compréhension des possibilités de régulation des réseaux par des batteries en tampon par les industriels. NGK affirme vouloir accroître la puissance de ses batteries pour en réduire la taille et le prix au Watt.

Remarque pour les incrédules: le classement des divers types de batteries en termes de coûts et de disponibilité des matéraux de base réalisé récemment classe le couple Sodium-Soufre en N°1 toutes catégories (TAB.). C’est une évidence! Du sulfure de sodium, de l’aluminium, du carbone pour collecter le courant. La pièce la plus complexe est peut-être la traversée de type verre-métal du couvercle d’aluminium permettant de séparer les polarités.

LIRE le papier du Nikkei sur le sujet. et LIRE une présentation du classement des divers types de batteries

Le 18 Juin 2011

La tradition américaine utilisant le baril de pétrole comme unité de mesure du pétrole brut extrait et le gallon comme unité de volumes des carburants vendus à la pompe établit les statistiques de production et de consommation en volumes. Cette façon de faire, peu rigoureuse en raison de l'évolution des densités des produits de l'amont vers l'aval de la filière, a été largement reprise dans le monde, alors qu'en toute rigueur il aurait fallu utiliser des unités de masse. On devrait en toute rigueur acheter des kilogrammes de carburants à la pompe, il suffirait d'afficher la mesure au compteur en corrigeant de la densité du liquide après en avoir mesuré la température.

 Cette façon pratique de parler en volumes nécessite de bien intégrer toute la chaîne de transformation du pétrole qui tend à favoriser la production de produits légers et chers (essence, kérosène, gasoil) aux dépens des fonds de barils beaucoup plus lourds et de moindre rapport. L'essence présente une densité de 0,74 alors que l'asphalte présente une densité supérieure à un. Il faut également intégrer les progrès énergétiques des raffineries qui brûlent une part de leur production de moins en moins importante pour produire de l'énergie. Il faut également prendre en compte que les essences et les gasoil sortant des raffineries contiennent des biocarburants dont la part devient de plus en plus importante (l'essence américaine au mois de Mars contenait en moyenne 9,2% d'éthanol dénaturé en volume). Enfin il faut penser aux unités de type GTL et CTL qui produisent des produits pétroliers à partir de gaz naturel ou de charbon.

 Pour porter jugement sur cette évolution fondamentale de la soupe pétrolière il suffit de calculer le rapport entre pétrole produit et produits pétroliers consommés (FIG., BP 2011). Alors que dans les années 70 un baril de pétrole conduisait à 0,95 baril de produits raffinés, en 2010 un baril de pétrole a conduit à la production de 1,064 baril de produits finis et de 1,04 baril hors biocarburants. C'est une progression de rendement de 10% en quarante ans et qui n'est pas près de s'arrêter, en particulier en raison la montée en puissance des biocarburants dans le monde et avec l'arrivée des immenses raffineries de pétrole les plus modernes. Par exemple, en Arabie Saoudite les futures raffineries exploiteront à fond la ressource en pétroles lourds pour en faire des carburants ou des intermédiaires de synthèse pour la pétrochimie. En parallèle les raffineries obsolètes européennes seront fermées.

 Ces courbes montrent qu'il va y avoir de moins en moins de pétrole brut dans les carburants et de plus en plus d'ersatz ou de produits de synthèse. Une telle évolution ira en s'accélérant avec la montée des cours des produits pétroliers qui rendront très rentables les biocarburants et autres produits de synthèse divers, mais aussi avec la pression sur la réduction des émissions de CO2 comme dans l'aviation par exemple qui va mettre en œuvre des mélanges 50/50 de type kérosène et dérivés terpéniques des biocarburants.

Le 15 JUin 2011

 Les productions mondiales de pétrole (conventionnel, sables bitumineux et condensats des extractions de gaz) ont progressé de 1,06% par an entre 1990 et 2010 (FIG.). La part de l'OPEP qui avait atteint 43% des productions mondiales en 2007, à la demande expresse à l'Arabie Saoudite du président G. Bush qui voulait enrayer la montée des cours américains du pétrole, est depuis retombée avec la baisse volontaire des quotas de production. En 2010 cette part était de 41% des productions mondiales. Les récents évènements Libyens vont faire sûrement chuter un peu plus cette contribution du Cartel à l'approvisionnement mondial en 2011.

 Remarque: certains voient dans ces courbes l'amorce d'un pic de production mondial annoncé par les Oracles du peak-oil. Pour douter de la pertinence de cette prémonition il suffit de savoir qu'en 2009 avec la crise économique mondiale les extractions ont baissé de 102 millions de tonnes et qu'en 2010 elles ont rattrapé 83 millions de tonnes. La production mondiale de pétrole est pilotée par la demande et non par une hypothétique offre rationnée.

  La seule chose censée sur ce sujet qui peut être avancée est qu'entre 2005 et 2010 les appels mondiaux de pétrole et autres "liquides" se sont stabilisés autour des 3900 millions de tonnes sous l'impact de la baisse des consommations des pays OCDE, de la croissance de la part des biocarburants et de la montée des appels des pays non OCDE.

 L’Arabie Saoudite percevant au premier rang les demandes pressantes de l'Asie et tenant compte du manque de fiabilité de certains membres de l'OPEP, la Libye constituant le Membre du Cartel le plus gravement atteint aujourd'hui, a décidé nous informe le Financial Times, de mettre en exploitation le champ géant offshore de Manifa. Ce champ qui renferme du pétrole lourd, approvisionnerait l' immense raffinerie de 400 mille barils/jour en cours de construction de Yanbu (Aramco-Sinopec) qui devrait être opérationnelle en 2014 soit un an après celle de Jubail (Aramco-Total) alimentée par un autre champ et qui devrait produire dès 2013. L'intégration vers l'aval de l'Arabie Saoudite dans le raffinage et la pétrochimie fait partie de sa stratégie de valorisation de ses réserves de pétrole, tout en maintenant un approvisionnement global suffisant vers l'Asie essentiellement.

 Le Champ géant de Manifa devrait être capable de produire 500 mille barils/jour à partir de 2013 et 900 mille barils/jour à partir de 2014. Cette nouvelle n'a pas réjoui les faucons de l'OPEP lors de la dernière réunion à Vienne.

Pour accéder au papier du FT sur le sujet passer par Google avec : Riyadh’s offshore progress marks bid to cool crude

Le 13 Juin 2011

 L'épuisement d'une ressource recherchée sur un territoire délimité nous apprend que ce phénomène présente une vitesse d'abord croissante (apprentissage, moyens croissants d'exploitation) puis passe par un maximum pour décroître ensuite avec l'épuisement de la ressource et tend vers zéro. Le virus d'une grippe sur une métropole où se déroulent de nombreux échanges et déplacement des populations, diffuse d'abord la maladie avec une fréquence croissante, puis le nombre d'individus non immunisés décroissant, il voit son agressivité se réduire et enfin quasiment disparaître. Ces phénomènes qui ont inspiré la célèbre théorie du peak-oil, hâtivement généralisée aux ressources mondiales de pétrole, de charbon ou de gaz, ont conduit à l'énoncé d'une évidence: les ressources énergétiques fossiles sont limitées et à celui d'un grand nombre de bêtises quantitatives dont les futurs historiens pourront se délecter.

 Pour que cette approche mathématique soit pertinente il existe deux conditions nécessaires fondamentales:

1- que l'espace concerné soit fixe et exploitable: une île séparée en deux parties par une haute chaîne montagneuse interdisant tout échange de populations entre elles n'est pas pour une épidémie de grippe, un espace exploitable ce façon continue. Si vous projetez à toute la population de l'île les phénomènes grippaux qui se déroulent dans une des parties, vous allez raconter des bêtises et commander des vaccins en trop grand nombre.

2- que le processus d'exploitation de la ressource soit constant: une mutation radicale du virus en cours d'épidémie met en péril toute théorie initiale, le nombre de personnes immunisées retombant à zéro.

 Dans l'exemple choisi ici, de l'exploitation pétrolière aux États-Unis, les deux conditions fondamentales ne sont pas respectées. D'une part le territoire américain est scindé entre zones où l'exploitation pétrolière est autorisée et celles où elle ne l'est pas…encore (Exemple illustré par la carte: offshore sur la grande majorité des cotes américaines, réserves d'animaux sauvages en Alaska, partie Est du Golfe du Mexique, etc.). D'autre part, les techniques d'exploitation progressent à grands pas au cours du temps : offshore profond, forages horizontaux, fracturation hydraulique, recouvrement plus à fond de la ressource (EOR) par injection d'eau et maintenant par injection de CO2. Ces progrès rendent le recouvrement du pétrole plus efficace et élargissent la zone de prospection aux zones offshore de plus en plus profondes et autrefois inaccessibles, "les U.S.A. du pétrole s'agrandissent".  De plus, l'accroissement des prix du pétrole rendent ces techniques éminemment rentables et donc appliquées largement.

 Il résulte de ce constat simple et de bon sens qu'il est totalement illusoire de vouloir prédire à partir de l'historique des extractions de pétrole aux USA entre le milieu du XIXème siècle et 1970, année où les productions sont passées par un maximum vers les 9,6 millions de barils/jour, ce qui va se produire au XXIème et XXIIème siècle dans le domaine. Au maximum de 1970 correspondait une production cumulée de 95 milliards de barils de pétrole. Si l'industrie n'avait pas modifié depuis ce temps ses méthodes d'extraction, le pétrole américain connaîtrait une production équivalente à celle de 1930 (symétrique de 2010 par rapport à 1970, FIG.II flêche verte), soit autour de 2,5 millions de barils/jour et la production cumulée se rapprocherait dangereusement des 190 milliards de barils ultimes prévus par les équations (FIG.I).

  Mais aujourd'hui la production américaine de pétrole après 202 milliards de barils extraits est en pleine forme à 5,6 millions de barils par jour ce qui fait dire à Stuart Staniford sur son Blog que la courbe du peak-oil n'est pas symétrique: il constate que la production américaine ne suit plus la théorie qu'il a si longtemps défendue et affinée et qui lui avait permis de prédire en Janvier 2006 des réserves ultimes (URR) américaines à 219 + ou – 8 milliards de barils alors que les productions cumulées à fin 2005 atteignaient 192 milliards de barils. Le monde était alors en plein délire peak-oileur. Les hypothèses sous-tendues par cette approche théorique n'étaient pas alors respectées dans la pratique et Stuart qui est un homme objectif et estimable, parle maintenant d'un très long plateau.

 Jusqu'à quel volume cumulé iront les extractions de pétrole américaines? Nul ne le sait, il faudra sûrement attendre le XXIIème siècle après que les gisements offshore de toutes les cotes américaines jusqu'à l'Arctique auront été découvertes et exploitées.

 Dix pour-cent des 4000 milliards de barils de réserves ultimes mondiales imaginées par Richard Nehring cela ferait une contribution autour des 400 milliards de barils de pétrole extraite du territoire américain. Il resterait dans cette hypothèse encore un siècle d'extraction de pétrole aux U.S.A. au rythme moyen annuel actuel de 2 milliards de barils par an. Cela ferait une très longue queue après le mémorable pic de 1970.

Le 12 Juin 2011

 Parier sur l'évolution des consommations d'énergie dans le monde pour les décennies à venir est un exercice périlleux. Il est même quasi certain que tout ce qui est annoncé aujourd'hui par les Agences de tous poils se révèlera farfelu le moment venu. Qui peut pronostiquer d'une évolution future sans à-coups de l'économie de la Chine et de ses voisins asiatiques qui voient les inégalités s'accroître, les libertés individuelles peu évoluer et la machine économique engloutissant d'énormes quantités de matières premières en recrachant à bas prix ses déchets? Qui peut parier sur une stabilité politique sans faille des grands pays pétroliers du Moyen-Orient ou de l'Afrique? Il est par contre un exercice plus aisé et qui n'est pas toujours bien traité qui concerne l'évolution prévisibles des consommations d'énergie des pays de l'OCDE, essentiellement riches, aux activités industrielles traditionnelles souvent délaissées au profit de l'Asie et aux populations plutôt vieillissantes et de plus en plus urbanisées.

 Afin d'éviter de tomber dans le pot-pourri des statistiques énergétiques globales il me semble plus pertinent d'examiner deux paramètres: la consommation de pétrole (transport, pétrochimie) et la consommation d'électricité (activités urbaines, électrométallurgie, industrie). Les données utilisées sont issues du dernier rapport BP 2011 et des données de PIB à prix constants, CVS, de l'OCDE.

I- Les consommations de produits pétroliers et autres biocarburants décroissent fortement depuis 2005:

 Un examen des consommations de produits pétroliers et de biocarburants issus des raffineries ("liquides") entre 1990 et 2010 montre que cette consommation durant le début des années 90 était étroitement corrélée aux variations du PIB (0,3 Mbl/jour par point de PIB). Cette consommation a atteint un maximum en 2005 à 50 millions de barils/jour pour une consommation mondiale de 84 millions de barils/jour à cette époque. En raison de la montée des prix du pétrole avec l'arrivée de la croissance chinoise depuis 2004, les consommations en 2006 et 2007 ont commencé à décroître pour en 2008 chuter à 48 millions de barils/jour sous l'impact de l'envolée des cours cette année là et de la stagnation du PIB. En 2009 en raison de la crise économique, la consommation des pays OCDE a reculé de 2 millions de barils/jour supplémentaires. 2010 marque une légère reprise et 2011 avec la lente reprise économique aux États-Unis et en Europe devrait confirmer cette tendance et aller friser les 47 millions de barils/jour. En dehors de ce processus de rattrapage d'après crise il faut anticiper dans les pays de l'OCDE une baisse tendancielle des consommations de pétrole durant les décennies à venir.

 Le principal paramètre qui va agir sur cette consommation sont les prix des carburants qui dépendent à la fois des cours du brut, des marges de raffinage et de distribution et des taxes appliquées par chaque pays. La certitude partagée d'une faible marge disponible de production supplémentaire de pétrole, la fragilité politique des régimes de certains pays producteurs, la nécessité pour de nombreux États des pays de l'OCDE d'accroître leurs rentées fiscales et de limiter les déficits, laissent à penser que la pression des prix à la pompe sur les consommations va se poursuivre. Cette pression s'exerce surtout sur les baisses de consommations à moyen-terme avec l'arrivée sur le marché de véhicules toujours plus économes en carburants.

 Remarque: la montée en puissance des biocarburants non abordée ici, participe également à la baisse des consommations de produits pétroliers.

II – Les productions d'électricité accompagnent la croissance du PIB:

 Il avait été montré ici que les consommations d'électricité aux États-Unis tout comme en France étaient directement reliées au PIB. Il en est bien sûr de même pour l'ensemble des pays de l'OCDE. Il est possible d'estimer cette relation en 2011 aux environs de 47 TWh par point de pour-cent de PIB (FIG.II). Pour une croissance moyenne en volume du PIB de l'ordre de 2,5% par an, il faut donc prévoir une croissance de la consommation d'électricité des pays de l'OCDE de l'ordre de 120 TWh par an. Ceci représente l'énergie générée par 5000 éoliennes de 6 ou 7 MW en mer du Nord (3500 heures par an) ou de façon plus réaliste, de 34 générateurs thermiques de 500 MW fonctionnant 7000 heures par an.

  Cet exemple de l'OCDE montre que les évolutions de consommations d'énergie dépendent beaucoup du type d'énergie examinée. Les consommations de pétrole plombées par la montée des prix à la pompe décroissent avec des véhicules à l'efficacité énergétique accrue, un parc automobile stable et des trajets moyens plus limités. A l'inverse, les consommations d'électricité dans un contexte de plus en plus urbain et communiquant suivent la croissance du PIB.

Le 12 Juin 2011

 La revue annuelle 2011 des données énergétiques mondiales publiées par BP dans la Statistical Review of World Energy vient de paraître. Ce document de référence publié par un professionnel, rassemble un grand nombre de données indispensables pour aborder objectivement les problèmes énergétiques.

Il est possible de noter un certain nombre de faits marquants que je voudrais illustrer ici.

1- Les réserves prouvées de pétrole poursuivent leur ascension:

  Les réserves prouvées de pétrole dans le monde concernent des quantités de pétroles récupérables avec une bonne probabilité, situées dans des champs connus et pouvant être récupérées aux conditions de prix et grâce aux techniques du moment. L'accroissement des prix, l'intensification des recherches et la mise en œuvre de techniques d'exploration et de production de plus en plus sophistiquées se concrétise par une montée continue des réserves prouvées (FIG.I).

 A 1383 milliards de barils, elles progressent en 2010 de près de 7 milliards de barils après une extraction annuelle de 30 milliards de barils. Ces bons progrès proviennent entre autres des révisions à la hausse des réserves prouvées au Brésil, en Colombie, dans certains pays africains et en Inde. Les réserves prouvées des sables bitumineux canadiens sont estimées à ce jour à 143 milliards de barils.

Remarque: compte tenu des quantités cumulées de pétrole déjà extraites depuis les premiers barils du XIXème Siècle jusqu'à fin 2010 que l'on peut estimer à 1235 milliards de barils, il est possible d'en déduire que les réserves ultimes de pétrole qui seront connues un jour lointain lors de l'arrêt du dernier puits de pétrole encore en activité, seront supérieures à 2761 milliards de barils.

2- Les réserves prouvées de gaz naturel se maintiennent à 187 trillions de m3 (Tcm):

 Bien sûr avec la révolution des gaz non conventionnels, ces réserves seront appelées à fortement progresser dans les décennies à venir.

3- La production mondiale d'électricité croît de 3% par an depuis vingt ans:

La production mondiale d'électricité s'est accrue de 5,9% en 2010 et a atteint 21325 TWh ce qui lui a permis de rattraper la moindre croissance des deux années de crise précédentes. Depuis 1990 la production croît en moyenne de 3% par an (FIG.III).

Une simple extrapolation quadratique de cette tendance longue justifiée par le développement économique, la croissance de la population mondiale et son urbanisation, permet d'envisager une production mondiale d'électricité de 30 000 TWh aux environs de l'an 2020.

Pour produire les 9000 TWh qui font défaut d'ici à 2020 il faudrait installer 367 000 éoliennes de 7MW avec le facteur de charge de 40% de la mer Baltique. Il est évident que les nouveaux moyens de productions vont faire largement appel au charbon, au gaz naturel et au nucléaire. Ce sont 2500 turbines de 500 MW avec un facteur de charge de 80% ou leur équivalent qui devront être installées d'ici à 2020.

Des réserves prouvées de pétrole et de gaz en croissance, des productions d'électricité qui poursuivent leur progression, tels sont les enseignements que l'on peut retirer de la lecture de la Statistic Review of World Energy 2011 publiée par BP. Cette lecture est absolument indispensable pour placer dans leur contexte les scénarios les plus délirants de certains de nos contemporains appelant au rationnement …seule alternative, selon eux, à la Punition Divine de la pénurie et des foudres climatiques.

Le 8 Juin 2011

L’Agence Internationale de l’Énergie passe beaucoup de temps à élaborer des scénarios énergétiques pour les pays membres de l’OCDE qui la financent. Ses travaux se retrouvant rapidement dépassés ou démentis, tactiquement, il ne reste plus à cette institution qu’à publier très fréquemment de nouvelles prévisions qui annulent les précédentes. C’est ainsi qu’elle vient de publier un nouveau scénario énergétique mondial annonçant un nouvel « Age d’Or du Gaz Naturel » qui annule et remplace les prévisions de 2010 dont nous avions rendu-compte ici, tout en soulignant un possible impact des croissances de gaz naturel sur le caractère précaire de ces « prévisions ».

Dans ce nouveau scénario, l’Agence minore l’utilisation du charbon et majore celle du gaz naturel dont les réserves récupérables mondiales s’avèrent être considérables et largement réparties …ce qui était déjà connu six mois auparavant (TAB.).

Le fanatique de prévisions pourra lire ce nouveau papier accessible à tous (c’est nouveau et nous en remercions l’Agence) mais il doit savoir que ces données ont un caractère éminemment provisoire… en attendant la prochaine mouture.

Pour les lecteurs écolo-dépendants il faut noter le formidable saut des énergies renouvelables dont la part dans le mix énergétique mondial devrait passer de 1% en 2008 à 4% en 2035. Mais pour les consoler, je pense que l’IEA sous-estime la croissance de la biomasse et des biocarburants en n’intégrant pas un possible sinon probable développement massif des agricultures africaines et sud-américaines durant le quart de siècle à venir. La consommation de pétrole dans le monde en 2035 ne sera pas 12% au-dessus de celle qu’elle était en 2008, elle sera plutôt 12% en-dessous. Mais ce sera pour la prochaine fois.

LIRE l’entrée officielle dans l’âge d’or du gaz.

Le 6 Juin 2011

La Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP) dans sa prévision 2011 à 15 ans des productions de pétroles canadiens confirme et accroît même les prévisions réalisées l’année précédente (FIG., June 2010 Forecast). La bonne tenue des cours du brut et la croissance des investissements dans l’exploitation des sables bitumineux (13 mrds de dollars en 2010 et 16 mrds de dollars attendus en 2011) permettent à ce groupement professionnel de prévoir un doublement en dix ans des extractions d’huiles des sables bitumineux. Elles passeraient de 1,5 millions de barils/jour en 2010 à 3 millions de barils par jour en 2020 et atteindraient 3,7 millions de barils/jour en 2025. Ces volumes correspondent sensiblement à ceux de l’hypothèse basse du CERI réalisée l’an dernier.

Les productions totales canadiennes de pétrole qui passeraient de 2,8 millions de barils/jour en 2010 à 4,2 millions de barils/jour en 2020 (FIG.) continueraient d’alimenter par un puissant réseau d’oléoducs continu jusqu’au Golfe du Mexique, les raffineries de pétrole américaines.

Remarque: compte tenu de divers traitements des bitumes dans des « upgraders » ou de dilution qui les transforment en produits plus fluides pour le transport en pipeline et le traitement dans les raffineries, les volumes totaux de produits qui seront livrés après ces gains de process, dépasseront les 5,2 millions de barils/jour en 2025.

LIRE le papier sur ce sujet et accéder au document pdf.

 Avec une population de plus de 25 millions d'habitants en progression de 2% par an, ce qui permet aux démographes des Nations Unis de projeter une croissance de plus de 10 millions d'individus d'ici à 2030, l'Arabie Saoudite apparaît aujourd'hui comme un pôle important de croissance économique (PIB à +5 ou 6% par an) dans le monde. Ses ressources pétrolières lui garantissent une rente indexée sur le prix de la ressource la plus onéreuse du moment (Loi des Rendements Décroissants) et majoré d'un copieux coefficient de spéculation. Ses besoins en énergie pour assurer son industrialisation (raffineries, pétrochimie, production d'aluminium, etc.), son approvisionnement en eau par dessalement et ses transports ferroviaires se traduisent par un besoin prévisionnel croissant en puissance électrique installée.

 C'est ainsi que la Compagnie Saoudienne d’Électricité prévoit que la puissance installée passera de 45 GW aujourd'hui à 75 GW en 2018 et pourrait dépasser les 120 GW en 2030 (FIG., courbe bleue). Ceci représente une croissance moyenne annuelle de 8% d'ici à 2018 et de 5% d'ici à 2030. Il faut ajouter à ces valeurs les besoins en puissance de l'Aramco qui devraient s'accroitre de 4GW à l'horizon 2015.

 Ces données peuvent passer pour anodines sauf s'il est rappelé en référence que la puissance du parc constitué des 58 réacteurs nucléaires français, s'élève aujourd'hui à 63 GW.

 Compte tenu de la volonté des Saoudiens de vouloir gérer leur pétrole en bons pères de famille et de ces robustes prévisions globales, il n'est pas étonnant que les besoins récemment affichés en centrales nucléaires pour ce pays parlent d'un objectif de 16 réacteurs à l'horizon 2030 qui assureraient un modeste 20% environ de la fourniture (courbe rouge).

 Les annonces de projets ambitieux dans le photovoltaïque sont aussi de mise. C'est Showa Shell avec sa technologie CIGS qui est retenu par l'opérateur saoudien d'électricité pour implanter une centrale de 500 MW dans l'île de Farasan.

 Mais la plus grande part des investissements devrait revenir aux fournisseurs mondiaux de centrales au gaz à cycle combiné. C'est ainsi que GE qui déclare avoir déjà installé 500 génératrices au gaz qui produisent près de la moitié des besoins en électricité du pays, affiche de grandes ambitions dans ce domaine. Siemens a déjà annoncé une commande de génératrices et autres composants pour les 2400 MW d'une unité de dessalement et de production d'aluminium. Le japonais MHI travaille beaucoup avec Aramco auquel il fournit les turbines à gaz. Quand à Alstom, outre la possible construction d'un TGV, il devrait placer ses billes dans la construction de réseaux indispensables à de tels développements.

Les besoins en énergie électrique de l'Arabie Saoudite vont participer au recyclage des pétro-dollars engrangés par ce riche pays favorisé par l'histoire géologique de son sous-sol. Ce développement se fera sans consommer un litre de pétrole en plus, ressource trop onéreuse pour être brûlée dans une centrale. Mais pour profiter de la manne encore faut-il faire partie du club très fermé des grands fabricants de turbines à gaz ou de centrales électronucléaires.

LIRE un papier sur ce sujet paru dans Bloomberg et l'annonce du contrat de 2400 MW de Siemens.

Le 4 Juin 2011