Catégorie : énergie fossile

                                                          Le ministre qatari du pétrole, Al-Attiyah, a déclaré hier à Londres que les prix du gaz sont "très, très sous évalués" en comparaison avec ceux du pétrole. Effectivement les prix du gaz tiennent mal compte des énormes investissements nécessaires à sa production et son acheminent, que ce soit par gazoduc ou sous forme liquéfiée. Le Qatar qui possède les troisièmes réserves mondiales après la Russie et l’Iran, est très actif dans la valorisation de ses énormes réserves en fournissant l’Inde, la Corée et le Japon, mais aussi en favorisant les développements du GTL, permettant d’obtenir des carburants de synthèse de très grande pureté.

                                                                                Il n’est pas le premier à se plaindre de cette anomalie, les dirigeants de la Pemex (Mexique) se sont bien des fois plaints de cette décote du gaz.

           La figure montre que le ratio ( prix Pétrole WTI /prix gaz Henry Hub) s’est accru depuis le début 2007, indiquant ainsi que les cours du gaz ont mal suivi ceux du pétrole. L’arrivée de l’hiver aux US tend cependant à  faire monter son cours vers 8$/MMBTU.

                  Le gaz est concurrencé par le charbon pour la génération d’électricité. Ses cours présentent une très grande volatilité ce qui en fait un dangereux instrument financier, sur lequel les plus aguerris ont trébuché. Sa revalorisation passe par une prise de plus grande part de marché au détriment d’un pétrole trop cher. Ce sera la phase de dissuasion de la demande par les prix, qui ne saurait tarder.

               James Mulva, le Directeur Général de Conoco-Phillips, troisième Société pétrolière des Etats-Unis, voit les cours du brut se maintenir entre 80 et 90$/bl. Sa Société détient 20% du Russe LUKOIL, deuxiéme pétrolière de son pays.

                 Il a annoncé qu’il dévoilerait, incessament, de nouveaux développements avec Lukoil. "Nous travaillons sur de nombreuses opportunités, en amont et en aval, ce qui nous permettra d’annoncer vers ou nous allons pour 2008 et les années suivantes. Lukoil veut s’agrandir en dehors de la Russie, ils veulent être connus non seulement comme une Société russe intégrée, mais aussi comme un Groupe réellement international"

               L‘histoire de la découverte des carburants de synthèse est une histoire de réponse à la pénurie. C’est donc une aventure actuelle, qui va prendre tout son essor au cours des décennies à venir.

                  Les carburants de synthèse sont nés en Allemagne vers 1925 lorsque Fischer et Tropsch décidèrent de produire des hydrocarbures à partir de charbon. Ces produits furent très utilisés durant la Deuxième Guerre.

                 Nous allons montrer toute l’actualité de ce procédé générique et des possibilités d’évolutions futures. Elles permettront de transformer du charbon, du gaz ou du bois en n’importe quel carburant sous forme liquide de type essence, kérosène ou gasoil. Nous montrerons également certaines limites.

              Le procédé Fischer-Tropsch part de la formation de "gaz à l’eau" à partir de charbon selon la réaction:

C + H2O —-> CO + H2     mélange de monoxyde de Carbone et d’Hydrogène. Ce mélange gazeux, enrichi en Hydrogène, est ensuite converti en hydrocarbures et en eau par réaction catalytique. Ces hydrocarbures peuvent ensuite subir diverses transformations, par les traitements classiques du raffinage. Ce procédé a été repris dans la deuxième partie du vingtème siècle par le Groupe Sasol en Afrique du Sud, en réaction aux sanctions internationales anti apartheid. Aujourd’hui Sasol est le leader mondial incontesté de ce procédé dit  "Carbon to Liquid ou CTL". La Société Air Liquide est un de ses fournisseurs fidèles d’équipements destinés à produire l’Hydrogène qui lui manque. Sasol et Shell en concurrence, disposent de plusieurs contrats d’implantation d’usines CTL en Chine.

Pour obtenir un gaz de synthèse ou syngas il est possible de partir de gaz naturel en le faisant réagir avec de l’oxygène selon la réaction

CH4 + 1/2 O2 —-> CO + 2H2

puis le gaz subit la réaction catalytique pour conduire à de longues chaînes hydrocarbonées (cires) et de l’eau selon

n (CO + 2H2) —-> n (-CH2-) + n H2O

Ces cires sont ensuite transformées en carburants liquides par hydroreforming. C’est le procédé "Gas To Liquid ou GTL". Le Groupe RDShell est, parmi les pétroliers, un de ceux qui a le plus travaillé sur ce sujet, depuis la crise des années 70. Il dispose d’une petite unité de production (14700 bl/j) à Bintulu en Malaisie et il est en phase de construction d’une unité de 140000 bl/j au Qatar. C’est le projet Pearl.

                                                Le Qatar dispose, d’autre part, depuis 2006 d’une unité de GTL de 34000 bl/j développée, dans le Nord du Qatar, par Qatar Petroleum (51%) et Sasol (49%) qui a apporté son procédé en "Slurry Phase Distillate" de formation des cires. Cette unité a été construite et mise au pont par Technip. Elle produit 24000 bl/j de diesel, 9000 bl/j de naphta et 1000 bl/j de liquides. Ce programme appelé ORYX sera poursuivi, avec l’arrivée de Chevron qui rejoint le consortium. Plusieurs extensions de 65000 bl/j sont programmées la première en 2009, une autre en 2011. Le Qatar est le leader mondial incontesté de la promotion du GTL et sa production pourrait arreindre 450000 bl/j en 2015.            

               D’autre part, l’association de Chevron-Sasol étudierait la faisabilité d’un projet GTL dans le Nord Ouest de l’ Australie.

               Pour obtenir le gaz de synthèse, Il est également possible de partir de cellulose, -(CHOH)- n, qui par pyrolyse puis combustion incomplète va conduire à un mélange de CO et H2. 

                 C’est le procédé dit "Biomass To Liquid" ou BTL qui n’a rien de "bio", c’est de la bonne chimie "de papa". Je lui préfèrerais une appellation moins pompeuse, du genre "Wood To Liquid" ou WTL, le C de cellulose étant déjà pris, ce serait plus clair et plus sobre à la  fois. Il ne se dégage pas pour l’instant de grand leader mondial dans ce procédé, on peut cependant citer CHOREN Industries qui dispose d’une unité pilote, à Freiberg en Saxe et qui utilise les procédés catalytiques de Shell.

                  Les bases de la réussite économique et environnementale de tous ces procédés sont les suivantes:

– disposer de la ressource de base abondante et économique: on fera du CTL en Chine, du GTL au Qatar et du BTL dans les régions très boisées.

– disposer des meilleurs catalyseurs et du know-how pétrolier pour optimiser les rendements et fiabiliser les installations.

– capter et séquestrer toutes les impuretés inhérentes au procédé (CO, CO2, SO2, NOx…)

                  La pénurie en ressources pétrolières des années à venir, accompagnée d’un accroissement des prix du baril de pétrole et d’une demande accentuée, en raison de l’accroissement de la population mondiale et de son niveau de vie, vont rendre ces trois procédés de plus en plus répandus et indispensables. Les groupes pétroliers ont un rôle fondamental à jouer dans ce domaine. Notre leader national, Total, ne semble toujours pas être convaincu par le GTL en raison d’un rendement thermique global faible, de 60%. Il s’inscrirait cependant dans sa politique de développement de la filière Gaz Naturel.

                   Quand au procédé "biomasse"TL, on peut se poser des questions sur l’adéquation d’un procédé de taille forcément importante pour atteindre la rentabilité avec une collecte de bois ou de taillis très complexe. Par exemple, produire 100 mille bl/j c’est produire 13 mille tonnes de pétrole et c’est donc consommer quotidiennement 36 mille tonnes de bois sec. Attention au déboisement! Un ordre d’idée l’usine de Smurfit dans les Landes qui fait du papier kraft, reçoit 250 camions de rondins par jour, il en faudrait 10 fois plus pour une usine de gasoil.

                   Dans de nombreux raisonnements partant des ressources agricoles ou forestières le phénomène de taille est souvent sous estimé. On oublie trop souvent que le pétrole, le gaz et le charbon représentent plusieurs millions d’années de récoltes enfouies.

          Les prix du pétrole et, dans une moindre mesure, ceux du gaz augmentent. Mais que font les prix du charbon?

            Et bien, ils augmentent aussi. Parce que la demande est très forte: la Chine, le plus gros producteur de charbon du monde, est devenue importatrice nette avec une consommation en 2007 prévue à 2540 MT en croissance de 7% par rapport à 2006. Une nouvelle centrale électrique démarre chaque semaine en Chine.

           Les prix du charbon, pour livraison immédiate, dans le plus grand centre charbonnier du monde, le port de Newcastle (Australie), sont au plus haut de toujours, à près de 77$/T.

        On est encore loin des prix du pétrole (680$/tonne), ce qui explique la boulimie mondiale en charbon.

                Après BP et RDSHELL voilà le norvégien StatoilHydro qui vient annoncer de piètres performances opérationnelles pour le troisième trimestre.

                 Par rapport à l’an dernier (T3 2006) les productions de liquides ont baissé de 4,3% à 629 kbl/j et celles de gaz se sont accrues de 1,9% à 427 kbl/j. Bien sûr l’accroissement des productions de gaz ne compense pas en dollars ou en NOK la baisse de liquides.

                  Un regard sur les productions norvégiennes montre que  le bilan est encore plus mauvais, puisque les productions de liquides ont baissé de 8,9% à 462 kbl/j et celles de gaz ont également baissé de 1,7% à 395 kbl/j. C’est donc l’international qui permet à Statoil d’être un peu moins mauvais.

Les cours du pétrole, en forte hausse, voilent pudiquement ces résultats.

                   Les leaders mondiaux de l’extraction du pétrole et du gaz sont les Sociétés d’Etats: elles détiennent plus des deux tiers de l’extraction mondiale de pétrole et les quatre cinquièmes de l’extraction de gaz. L’Arabie Saoudite (Aramco), la Russie (Gazprom), l’Iran (NIOC), le Mexique (PEMEX), le Venezuela (PDVSA), la Norvège (StatoilHydro), l’Algérie (Sonatrach), etc. ont tous leur leader national, chef de file de tous les  consortiums locaux d’exploration ou d’exploitation.

                    De l’autre côté, dans le même métier, existent les Sociétés cotées, très nombreuses. Elles ont leurs sièges sociaux en Amérique du Nord ou en Europe. Chacune d’entre elles possède une très faible part de marché.

                  Nous allons examiner les problèmes résultant de cette dissymétrie et en déduire un possible futur du paysage de cette industrie.

             Tout d’abord regardons quels sont les principaux Groupes pétroliers privés et quelles sont leurs parts relatives mondiales d’extraction de pétrole, de raffinage et de production de gaz naturel. Le plus célèbre, Exxon-Mobil ne représente que 3,1% de l’extraction mondiale de pétrole, 6,5% du raffinage et 2,9% de la production de gaz. Il existe plusieurs dizaines d’autres Sociétés que celles mentionnées dans le tableau, dont l’activité repose sur l’extraction de gaz ou de pétrole et/ou le raffinage dont les parts de marché sont bien plus faibles.

                   La question qui mérite d’être posée est la suivante: quel est l’avenir d’une quelconque de ces sociétés possédant quelques millièmes de la part du marché mondial? Voici quelques éléments qui peuvent éclairer la réponse.

                  Dans un futur prévisible il est facile d’anticiper une baisse des parts de marché des Sociétés privées au profit des Sociétés nationales.

               – en raison de la déplétion des gisements de la Mer du Nord et américains où sont fortement présentes les Sociétés privées (50% des productions d’Exxon sont dans ces zones),

              – en raison de la volonté des Sociétés nationales de reprendre des parts majoritaires dans les consortiums (Gazprom en Russie, PDVSA au Venezuela),

               – à cause de la politique d’intégration des Sociétés d’états vers l’aval (raffinage et chimie) afin d’améliorer la valeur ajoutée de leurs productions. Elles le font avec l’aide des Sociétés privées qui apportent leur expertise,

               -en raison de l’arrivée des concurrents nationaux Chinois et Indiens, à laquelle s’ajoute la volonté de Gazprom de devenir un acteur international.

                Le futur des Sociétés pétrolières privées se dessine vers moins d’extraction, moins de raffinage, plus de taxes (Royaume-Uni, Alaska, Allemagne). Ce futur serait dramatique sans la montée inexorable des cours et sans l’accroissement de la technicité nécessaire pour atteindre des gisements plus difficiles à exploiter (huiles lourdes, sables bitumineux, offshore ultra profond, climats extrêmes) et pour utiliser des procédés moins polluants(capture et séquestration du CO2).

                  Dans un marché où les volumes stagnent ou régressent, comportant de nombreux intervenants, la tendance est à la consolidation par des opérations de fusion acquisition. Il n’y a pas de raison fondamentale pour que cette règle générale ne s’applique pas au secteur pétrolier.

                  Le frein majeur à ces mouvements de concentration, aujourd’hui, réside dans la profitabilité de tous, en raison de la montée des cours qui masque les faiblesses opérationnelles et la baisse des volumes. Mais les dernières baisses de volumes d’extraction de liquides au T3 publiées par BP (-5,4% / 2006)  et RDShell (-8,8% / 2006) indiquent que le mal est profond. Pour stopper cette régression des productions, dans un contexte peu favorable à la prospection, il ne reste que la croissance externe.

                   Chevron a absorbé Unocal, sous le nez des Chinois, en Août 2005; ENI a repris des actifs africains de Maurel et Prom, il est maintenant  intéressé par Burren Energy en concurrence avec le coréen KNOC; Marathon va acheter le canadien Western Oil Sands pour 5,6 mds$. TAQA Société nationale d’Abu-Dhabi a fait une offre de 5mds$ canadiens (plus de 5 ans de production) à Primewest Energy Trust. Des mouvements sont donc perceptibles mais il n’y a pas eu, encore, une grande fusion ou OPA. La faible valorisation des Sociétés pétrolières rend un processus soudain de concentration hautement probable. Il sera alors très violent en raison d’énormes quantités de liquidités disponibles chez les pétrolières et de la volonté des Marchés de valoriser correctement ce secteur.

           Le DME ou  dimethyl éther est le plus simple des éthers de formule CH3-O-CH3. Il est connu, surtout au Japon et en Chine, comme un possible carburant obtenu par synthèse, à partir de gaz ou de charbon. De plus, il serait possible que sa synthèse à partir de cellulose, soit un jour rendue possible. C’est un futur candidat au remplacement du gasoil dans les véhicules diesel.

                C’est un gaz, liquide à -26°C, aux propriétés voisines de celles du Propane. Son énergie massique est plus faible que celle du Propane, mais comme il est plus dense à l’état liquide que ce dernier, son énergie volumique est très voisine de celle du Propane. C’est donc un gaz aisément liquéfiable qui peut être conditionné en bouteilles ou en cuves comme le Butane ou le Propane.

               Il présente aussi une caractéristique physique très intéressante: il possède un indice d’octane élevé ce qui permet de l’utiliser dans un moteur diesel en substitution du gasoil. Il n’est pas corrosif, il n’est pas agressif vis à vis de la couche d’ozone.

                Sa synthèse traditionnelle est réalisée à partir du méthanol. Mais les procédés les plus modernes, largement étudiés par les Japonais, utilisent le gaz naturel et obtiennent le DME en une seule étape, sans passer par le Méthanol.

                Le diagrame schématique des flux du procédé de synthèse du DME, développé par la société  Japonaise JFE est le suivant : 

                  Son utilisation comme carburant gazeux liquéfié de véhicules à moteurs diesel est en cours d’évaluation en Chine et au Japon.

                    Au Japon, neuf Sociétés ont créé un "joint venture" pour construire une unité pilote de production de 80000 tonnes de DME par an, dans une usine de Mitsubishi Gas Chemical à Niigata. Le Groupe Total est associé à ce projet. En Chine, une unité pilote de production à partir de charbon est implantée à Shangai. Un projet industriel, de 210000 tonnes par an, aurait été lancé avec le japonais Toyo Engineering dans le Ningxia.

                   D’après Total, ce produit pourrait être intéressant lors de l’exploitation de gisements gazeux de faibles tailles qui ne permettent pas de financer un gazoduc ou une unité de liquéfaction de type GNL. Une unité de synthèse et de conditionnement de DME au voisinage du gisement, serait une alternative beaucoup moins onéreuse.

                 La montée des cours du pétrole et du gaz, le réchauffement climatique marqué dans la zone arctique rendent cette région plus attractive pour la prospection et l’exploitation de gisements pétroliers. On connaît les "North Slopes"  de l’Alaska, sur les rives de la Mer de Beaufort, célèbres pour le gisement de Prudhoé Bay exploité, avec quelques problèmes environnementaux, par la Société BP. On a appris la mise en exploitation récente du champ gazier de Snohvit (Blanche Neige) dans la partie norvégienne de la Mer de Barents. Il a démarré les productions de GNL au mois de Septembre dernier, 24 ans après sa découverte. On le voit, les choses vont lentement dans ces régions froides.

                 Il est possible d’anticiper que de nombreux nouveaux projets vont éclore dans cette très vaste région entourée par la Norvège, la Russie, les USA, le Canada et le Danemark qui possède le Groenland.

              Citons tout d’abord le projet majeur de Shtokman dans la Mer de Barents russe, situé à 500 km à l’Ouest de Mourmansk, qui devrait produire du gaz vers 2013 en gazoduc et 2014 sous forme de GNL, si tout va bien. Un consortium (Gazprom, Total, StatoilHydro) va étudier la faisabilité du projet et réaliser les chiffrages qui porteraient sur des investissements de 10 à 15 milliards de dollars.

Dans la région des "North Slopes" il existe encore de vastes gisements à exploiter. En particulier dans la zone de "l’Artic National Wildlife Refuge", réserve pour les animaux sauvages de la région, qui a été le support de bien des querelles politiques à Washington, sur l’opportunité de lancer des productions pétrolières. Le Congrès a finalement voté en faveur de l’exploitation.

               Une autre région intéresse à nouveau les Sociétés Pétrolières, c’est la partie canadienne de la Mer de Beaufort. Exxon Mobil et le canadien Imperial Oil ont gagné pour 600 M$ le droit d’exploration d’une large zone dans cette région. Des gisements de gaz ont été également découverts par Petro-Canada dans Melville Island, une des multiples îles canadiennes.

               La Norvège, le Canada, les USA poursuivent la vente de droits d’exploration dans la Mer de Barents par appel d’offre. D’immenses surfaces restent encore à explorer, mais les conditions de travail et les coûts de développement ralentiront le processus de développement, pour le plus grand bien des consommateurs de pétrole et de gaz de la fin du siécle.

               Cette région, il y a peu de temps encore négligée, est en train d’acquérir une grande importance énergétique et donc stratégique.

               Les financiers les plus aguerris estiment que les fonds de certains Etats trop riches, appelés "Fonds Souverains", s’élèvent, aujourd’hui, à un montant global compris entre 2000 et 2500 milliards de dollars. Ces fonds autrefois placés en obligations ou en hypothèques américaines ne posaient que peu de problèmes. Mais les "US Bonds" et les "Mortgages",  "subprimes" ou non, sont de moins en moins prisés par les gestionnaires de ces riches Etats. Alors ces liquidités importantes cherchent à se placer sur des actifs économiques diversifiés. Les achats d’actions de Sociétés cotées, ou directement de Sociétés non cotées, occidentales sont tout particulièrement appréciés. Bien sûr, à la recherche d’une optimisation financière, se superposent des arrières pensées politiques ou industrielles. Ces fonds sont parfois les bienvenus mais ils sont aussi craints quand ils s’attaquent à des activités stratégiques. Les législateurs cherchent donc à se prémunir de certains raids ou agressions (USA, Allemagne, France). Mais d’où proviennent ces fonds et pourquoi sont-ils en croissance continue?

Ils existent, tout d’abord, en raison des déséquilibres commerciaux compensés par des mouvements de fonds et la création de réserves de change. Certaines Nations sont en déficit commercial quasi chronique, les USA par exemple, tandis que d’autres présentent des excédents commerciaux inexorablement croissants, telle la Chine.

Ils peuvent provenir d’excédents commerciaux très diversifiés comme c’est le cas pour la Chine, de la vente de matières premières (Australie, Brésil, Canada…) ou de la vente de produits pétroliers (Moyen-Orient, Russie, Canada, Venezuela,…). Les leaders industriels mondiaux de l’extraction pétrolière et gazière sont des Sociétés d’Etats. Citons, par exemple, l’ARAMCO (Arabie Saoudite), Gazprom (Russie), la NIOC (Iran), PEMEX (Mexique), PDVSA (Venezuela), StatoilHydro (Norvège), Sonatrach (Algérie), etc. Ils représentent les deux tiers de la production mondiale de pétrole et les quatre cinquièmes de celle du gaz.

Ceci représente des recettes considérables qui, pour un pétrole vendu à 75$/bl, s’élèvent à plus de 1500 milliards de dollars par an. Pour le gaz, vendu vers les 30$ l’équivalent baril, la recette annuelle est estimée à plus de 400 mds$. On peut donc considérer, compte tenu des cours actuels du pétrole et du gaz, que les Groupes Pétroliers étatisés mondiaux réalisent une recette globale annuelle de 2000 mds$.

De cette manne pétrolière, combien va se  retrouver dans les réserves financières des Etats producteurs? Tout dépend du caractère dépensier ou économe de chacun des Etats concernés. Certains, très peuplés, ont besoin de la totalité de ces recettes pour assurer le budget de la Nation (Le Mexique, le Venezuela, l’Algérie, l’Iran), les devises sont aussitôt recyclées. Mais d’autres Etats peu peuplés, au pouvoir d’achat élevé, doivent au moins mettre le moitié de ces recettes en réserves (Arabie, Qatar, Koweït, Dubaï, Brunei, etc.) On peut donc estimer que 15% à 20% de ces recettes pétrolières, soit 300 à 400 mds$, seront déversés dans les Fonds Souverains cette année.

Ils s’ajouteront aux 300 ou 400 mds$ chinois qui vont s’investir, cette année, dans la China Investment Corp. Les raids et OPA sur les Sociétés occidentales vont donc se poursuivre. Les Groupes technologiques (EADS ?) et financiers (LSE, banques) devraient être très recherchés.