Blog

Ventes de voitures en Grande-Bretagne et en Espagne au bord du gouffre, embellie en Allemagne
                          Le paysage européen des ventes de voitures de tourisme au mois de Mars aura été pour le moins contrasté: +40% en Allemagne, par rapport au même mois de 2008, à comparer aux -30% en Grande-Bretagne et aux -39% en Espagne (FIG.). L'Allemagne et la France connaissent un surplus de ventes par rapport à l'an dernier au mois de Mars, de 130 mille véhicules. Malgré cela l'Europe connaît un déficit de ventes de 121 mille voitures. Pour le premier trimestre ce sont plus de 600 mille ventes perdues en Europe par rapport au même trimestre 2008. Cependant quelques marques tirent leur épingle du jeu en Mars telles Hyundai, Susuki, Dacia, Skoda, les marques du Groupe Fiat et Volkswagen.
                          Il apparaît évident que des mesures de relance des achats, du style prime à la casse, en Grande-Bretagne et en Espagne seraient de nature à limiter la casse et à prendre le relai des actions allemandes, italiennes et françaises. C'est sûrement une des mesures les plus efficaces pour maintenir le secteur automobile la tête hors de l'eau, dans l'attente de jours meilleurs.

Voir  en détail les données de l'ACEA du mois de Mars et du premier trimestre.
Le 16 Avril 2009
avril 16, 2009
Etats-Unis: pendant la crise, la spéculation sur l’énergie et les matières premières continue!
                          Quand l'environnement politique ou militaire semblait devenir incertain ou menaçant, votre arrière grand-mère achetait du sucre et de l'huile pour les stocker. N'en riez point! Aujourd'hui, aux Etats-Unis, la crise est une occasion inespérée pour spéculer sur les commodities. Alors on achète du pétrole, de l'essence, du cuivre ou du nickel à prix bradé. Les moins nantis achètent du papier indexé sur les cours, mais les plus avisés qui disposent de moyens de stockage, se font physiquement livrer de leur achat et le revendent à terme à 2 ou 3 mois en faisant une marge raisonnable et sûre au passage. Les banques américaines par exemple, sont très actives dans ces activités de trading et en tirent profit.
                          Alors de façon inattendue les stocks de produits pétroliers s'envolent alors que tout le monde sait que la consommation de pétrole américaine est au plus bas, que les raffineries tournent à 80% de leurs capacités, que la production de pétrole américain est à la hausse dans le Golfe du Mexique, que les productions de biocarburants se développent . Mais qu'à cela ne tienne, la spéculation importe à tout va et stocke du pétrole ou des produits raffinés (FIG.I). Les Etats-Unis ont au bas mot 80 à 100 millions de barils de trop dans leurs stocks ce qui représente 4 à 5 milliards de dollars d'achats physiques spéculatifs.

                  Les stocks de pétrole brut s'accroissent un peu partout sur le territoire américain nous informe l'EIA, sauf là ou ils devraient être pour être revendus rapidement, à Cushing, Oklahoma où s'échangent physiquement les lots de pétrole WTI cotés sur le NYMEX (FIG.II). Ceci est une bonne nouvelle pour assurer des cotations fluides sur le marché spot de référence.

                      Plus généralement le marché des matières premières aux Etats-Unis s'est retourné depuis le début du mois de Mars où il avait atteint un plus bas comme en témoigne le Reuters-Jefferies CRB Index (FIG.III) sorte de panier de la ménagère en commodities. Depuis le premier Mars où cet indice avait atteint les 200, il s'est revalorisé de plus de 12%. Tout le débat maintenant porte sur le moment opportun du TOP Départ d'un vrai rallye sur les matières premières qui ferait remonter cet indice vers les 300 ou 350 points. Les spéculateurs de tous poils piaffent dans leurs box, en attendant le signal du départ de la ruée vers l'or. Certains, on le voit, sont partis un peu en avance pour reconnaître le terrain.

Rem.: ci-jointe, la courbe en contango du 15 Avril des prix à terme du pétrole qui montre que le stockage spéculatif de pétrole n'est pas près de s'arrêter, sous réserve de trouver les moyens de stockage physique supplémentaires.
Le 16 Avril 2009.
–
avril 16, 2009
L’OPEP abaisse les prévisions mondiales de consommation de pétrole en 2009
Comme prévu, l'OPEP a revu à la baisse ses prévisions mondiales de consommation de pétrole, mais n'a pas rejoint les valeurs déprimées de l'Agence Internationale de l'Energie. En effet ses prévisions demeurent supérieures à 84 millions de barils jours avec une consommation des pays OCDE à 46 millions de barils (-1,5 millions de barils par rapport à 2008) et une consommation des NON OCDE à 38,2 millions de barils, soit une très faible croissance de 0,1 million de barils/jour par rapport à 2008. C'est l'information importante qu'apporte l'OPEP ce mois-ci: les besoins en pétrole de la Chine ont baissé au cours du premier trimestre 2009 par rapport à ceux du même trimestre 2008.
Les productions des pays NON OPEP s'étant accrues, le Cartel voit pour 2009 un appel moyen de pétrole de 28,7 millions de barils/jour en baisse de 2,1 millions de barils/jour par rapport à 2008, ce qui représente une baisse de 7% en volume.

Le 15 Avril 2009
avril 15, 2009
Total: les prix de vente des liquides du premier trimestre sont comparables à ceux de 2005
                  Formidable repli des prix des produits pétroliers qui amène Total à présenter des prix moyens trimestriels de ventes des produits pétroliers à 41,5$/baril pour un BRENT moyen à 44.5$. Cet indicateur du premier trimestre 2009 fait reculer les prix obtenus quatre ans en arrière, soit au tout début 2005 (FIG.I). Parmi les autres indicateurs les prix moyens de ventes de gaz qui sont en chute libre dans le monde, ont affiché pour le trimestre un score encore acceptable à près de 6$ par million de BTU (1 BTU = 1055 joules) ou 35$ le baril équivalent. Enfin la marge de raffinage à 4,7 $/baril ne s'est pas écroulée (FIG.II).

               Il faut donc prévoir des résultats de Total en fort retrait par rapport au premier trimestre 2008, probablement encore en pertes, tout comme ils l'avaient été au dernier trimestre 2008. La taxation exceptionnelle des "superprofits scandaleux" de Total réalisés sur le dos des pauvres conducteurs de 4X4, devra être reportée à la prochaine crise spéculative.
                     Le Groupe Total va voir ses investissements décroître en 2009 en raison de la viscosité des conditions économiques environnantes, mais aussi en raison de la volonté de faire revenir les prix des équipements et des prestations des Sociétés d'Ingénierie à des niveaux d'avant la crise par des négociations et des reports de projets. Enfin il faut noter la volonté de ce Groupe de miser une partie de son avenir sur les sables bitumineux de l'Alberta avec la revalorisation de son offre sur le canadien UTS Energy et sur les pétroles lourds du bassin de l'Orénoque, au travers de discussions tripartites entre le chinois CNPC, le vénézuélien PdVSA et TOTAL pour lancer une extraction d'huiles associée à un nouvel upgrader au Venezuela et couplée à une raffinerie en Chine. Dans ce montage à trois il n'y en a qu'un qui possède l'expertise technique et technologique: c'est Total. Son action présuppose également que les cours du pétrole devraient se revaloriser.
LIRE la note de Total sur la revalorisation de l'offre à UTS Energy.
Le 15 Avril 2009.
–
avril 15, 2009
L’Etat du Michigan veut héberger l’industrie des batteries pour véhicules électriques ou hybrides
L'Etat du Michigan vient d'allouer plus de 540 millions de dollars de crédits d'impôts au total pour sponsoriser quatre projets industriels de construction de batteries pour les futurs véhicules hybrides ou électriques américains. Le système batterie sera un composant majeur des futurs véhicules. La proximité de la production des accumulateurs et des systèmes batteries avec les bureaux d'études et les lignes d'assemblage de véhicules apparaît indispensable aux responsables de cet Etat industrieux. Ce sont donc Johnson Controls-Saft, LG Chemical, A123 Systems et KD Advanced Battery Group filiale de Dow Chemical qui vont profiter de ces largesses, porte d'entrée pour aller chercher la manne fédérale de l'American Recovery and Reinvestment Act si cher au Président des Etats-Unis.
Parmi ces quatre projets deux d'entre eux semblent présenter une importance stratégique particulière. Le premier est la volonté du coréen LG Chemicals d'accompagner le développement de General Motors dans les véhicules hybrides en décidant de construire les accumulateurs aux Etats-Unis, rappelons que GM a décidé de s'intégrer dans l'assemblage des batteries; le second est la décision de Johnson Controls-Saft de transposer la technologie française d'assemblage d'accumulateurs et de batteries sur le sol américain pour les futurs véhicules hybrides de Ford. L'usine française inaugurée en début 2008 à Nersac (16), d'une capacité de production de 350000 accumulateurs par an fournit, pour l'instant, les accumulateurs des premiers véhicules de Daimler et de BMW, ainsi que les premiers accumulateurs pour les véhicules de Ford en développement.
LIRE le communiqué de JC-Saft.
Le 15 Avril 2009
avril 15, 2009
La consommation moyenne mondiale de pétrole a baissé de 0,4 millions de barils en 2008
L'Energy Information Administration américaine qui est la source la plus fiable de publications de données concernant les consommations d'énergie, nous informe que la consommation moyenne mondiale de pétrole et gaz condensés (liquides, tels le butane ou le propane) en 2008 a reculé, par rapport à celle de 2007, de 0,4 millions de barils/jour à 85,5 millions de barils/jour (FIG.). Cette décroissance est le résultat d'un recul marqué des consommations des pays OCDE (-1,8 millions de barils/jour) et une avancée des consommations des pays NON OCDE (1,4 millions de barils/jour). Les Etats-Unis participent pour plus des deux tiers (-1,26 millions de barils/jour) à ce retrait des consommations OCDE.
La consommation des pays OCDE est passée par un maximum en 2005, depuis, l'impact de la montée des prix des produits pétroliers, puis de la crise économique ont fait régresser ces consommations. Cette baisse des consommations est également à attribuer en partie aux progrès accomplis par le raffinage mondial qui chaque année réduit, avec la mise en route de nouvelles unités de conversion profonde, la production de fonds de barils et de coke de pétrole qui sont vendus à vils prix pour la génération de courant ou autres chaudières. Dans ces consommations mondiales doivent normalement figurer les biocarburants qui sont considérés comme des additifs utilisés par les raffineries.
Le 14 Avril 2009
avril 14, 2009
Le marché annuel de la capture et du stockage de CO2 est évalué à plusieurs dizaines de milliards de dollars
                    Le montant total des subventions en cours, décidées par les Etats-Unis, l'Europe, l'Australie, le Canada et le Japon,pour lancer des pilotes d'études, de validation ou d'optimisation de Capture et de Stockage du CO2 (CCS) généré par divers procédés brûlant des énergies fossiles, est évalué à 20 milliards de dollars. Ces projets, de plus en plus nombreux et de plus en plus imposants, tentent d'optimiser des procédés de CCS en adéquation avec les process en amont qui génèrent le CO2 (centrale électrique au charbon, au lignite, au gaz, production d'hydrogène, oxycombustion, etc.). Les divers organismes en charge de ces projets comme l'EPRI aux Etats-Unis, tablent sur un réel démarrage industriel de ces procédés à partir de 2020. La profession estime un marché potentiel des technologies de CCS compris entre 30 et 70 milliards de dollars à l'horizon 2030.
                   Ces marchés sont potentiellement très importants puisque ce sont eux qui vont permettre un redéploiement des centrales au charbon ou au lignite de nouvelle génération à très bon rendement énergétique de type IGCC (Integrated Gas Combined Cycle) qui mettront en oeuvre la gazéification du charbon et la capture du CO2 pour brûler de l'hydrogène dans les turbines à cycles combinés. Les rendements visés sont supérieurs à 50% sans CCS, auxquels il faudra défalquer la consommation d'énergie de capture et de séquestration pour obtenir le bilan énergétique global.

Les unités industrielles et pilotes en cours d'activité:
                 Il existe à ce jour une dizaine d'unités industrielles ou pilotes qui mettent en oeuvre la capture et le stockage du CO2. On peut citer par exemple les extractions de gaz naturel norvégiennes de Sleipner (LIRE) et de Snovhit, l'extraction de gaz d'in Salah en Algérie, de Gorgon en Australie, de Nagaoka au Japon, de Ketzin en Allemagne et de diverses unités pilotes aux USA et au Canada. A ces réalisations il faut ajouter les unités industrielles de production d'urée (NH2-CO-NH2) selon le procédé de Mitsubishi Heavy Industries qui capte le CO2 produit lors de la production d'hydrogène à partir de gaz naturel, nécessaire à la synthèse de l'ammoniac (NH3) qui lui même va réagir ensuite avec le CO2 capturé pour former l'urée, engrais agricole important. MHI affirme disposer d'un solvant original: le KS-1 pour capter le CO2. Tout récemment MHI vient d'accorder une licence à Samsung pour ce procédé qui arrive à capter 90% du CO2 formé.
                 Parmi les procédés pilotes en cours d'évaluation, il faut citer l'unité de TNO E-On à Rotterdam qui est connectée en by-pass sur une centrale électrique et qui dispose d'une capacité pilote de captage de CO2 de 250 kg/heure à partir du gaz désulfuré. Les ingénieurs de TNO travaillent tout spécialement sur l'optimisation des solvants du CO2 qui sont des sels d'acides aminés appelés CORAL qui ne s'évaporent pas, se dégradent peu (0,15 kg/tonne de CO2 capté serait détruit) et permettent de récupérer le CO2 sans trop d'énergie. Signalons également les tests pilotes réalisés aux USA sur l'évaluation du procédé à l'ammoniac liquide d'Alstom sur un pilote de 1,7 MW. Ces tests devraient donner suite à une réelle évaluation industrielle chez American Electric Power à partir du mois de Septembre, sur une unité de 20 à 25 MW, avec pour objectif de capter 100 mille tonnes de CO2 par an.
                 De plus, il faut rappeler le pilote d'oxycombustion de Lacq qui évite de diluer le CO2 dans l'azote de l'air et simplifie sa capture aux impuretés de type NOx près et à l'excédent d'oxygène qui n'a pas réagi. Dans cet essai pilote le CO2 est injecté dans l'ancien gisement de gaz naturel épuisé du réservoir de Rousse (FIG.I).
                Enfin soulignons le très grand nombre de projets annoncés pour les années à venir dans le monde, y comprise la Chine qui veut introduire les techniques de CCS dans les procédés Fischer-Tropsch de conversion de types Coal To Liquid.
Les coûts du CCS par tonne de CO2, la comparaison aux cours des droits d'émissions:
                Le coût de capture et de séquestration de la tonne de CO2 est difficile à déterminer. Il va en effet dépendre 1)- de la nature du gaz à traiter (température, débit, teneur en oxygène et teneur en CO2, impuretés), 2)- du taux de récupération souhaité, il sera plus onéreux d'en capter 90% que 60%, 3)- de la distance du réservoir de stockage par rapport à la source et de la profondeur d'injection et 4)- de la nature des mesures de la fréquence des contrôles et donc des législations en vigueur.
               Un exemple d'injection non contrôlée comme sur sur le gisement d'al Salah en Algérie ne coûte que 14 dollars par tonne de CO2. Une exploitation dans un pays beaucoup plus règlementé ou seront exigées de nombreuses études préalables avant autorisation ainsi qu'un suivi régulier et complexe de la progression du stockage du CO2 (LIRE l'exemple de Sleipner) les études évaluent le coût de stockage entre 40$ et 90$ la tonne de CO2 (FIG.II) Dans ces études c'est la partie capture qui est la plus onéreuse. Dans les procédés d'oxycombustion le procédé de captage aux amines disparaît mais il faut apporter de l'oxygène pur qui n'est pas gratuit à extraire de l'air.
                Ces prix sont en décalage par rapport au cours des droits d'émissions de CO2 européens qui se traitent autour de 12 euros (15 dollars) la tonne sur l'ECX en ce moment (FG.III). Ceci pousse certains à parler déjà de subventions, air connu dans les milieux de l'industrie "verte". Le pays du continent européen le plus dynamique dans les techniques de CCS est la Norvège pays où les émissions industrielles de CO2 sont taxées autour des 50 dollars la tonne. Il faudra donc que les droits d'émissions de CO2 soient un jour ou l'autre, portés vers les 40 ou 50 euros la tonne pour soutenir les techniques de CCS.

Les progrès attendus:
                       Les techniques de CCS sont étroitement liées à la nature du gaz qu'elles ont à traiter. La définition de nouveaux solvants qui sont des sels fondus ne donnant lieu à aucune évaporation constituent un progrès évident. Les groupes pétroliers leaders sur ces métiers peuvent mobiliser leurs chimies pour définir les futurs produits chargés du captage du CO2, les groupes d'ingénierie comme Alstom s'associent à des chimistes comme Dow Chemical pour leur formuler des recettes optimisées.
                      Le monitoring et le contrôle de la progression du stockage du CO2 sur les sites de stockage est une activité onéreuse qui nécessitera d'être optimisée.
                     L'oxycombustion par apport d'oxygène ou par l'utilisation de membranes de types ITM (Ion Transport Membrane) étudiées par Air Products, permettant de ne pas diluer le CO2 dans l'azote de l'air, sont des options plus radicales qui ne s'adresseront qu'à de nouveaux équipements. Ils présenteront l'avantage de se dispenser des divers procédés de captage aux amines. Leur maîtrise constituera un progrès évident pour la technologie.
Le 14 Avril 2009.
–
avril 14, 2009
Politique énergétique européenne: concurrence et planification sont-elles antinomiques?
                                                   Sur le site Internet du think-tank de gauche Terra Nova on peut lire un papier de Gilles Darmois qui s'intitule "Pour une politique énergétique européenne ambitieuse" datée du 12 Février 2009. Cet auteur fait tout d'abord un constat évident: la politique énergétique européenne "repose avant tout sur le recours à la concurrence afin d'éviter la constitution de monopoles" et tout son papier qui met en cause, à juste raison, la non pertinence de cette position idéologique dans le domaine de l'énergie, propose par réaction une politique planificatrice pure et dure, schématique d'une approche plus réaliste dans laquelle une certaine dose de planification serait souhaitable (LIRE: Plaidoyer pour une politique énergétique commune).
                     Tout son papier repose, à mon avis, sur un postulat faux qui sert de base à la construction de ses propositions de réformes: concurrence et planification sont antinomiques! Je voudrais démontrer ici que ce genre de postulat ne peut conduire qu'à des constructions bancales et sans avenir en prenant pour exemple la production, l'acheminement et la distribution de l'électricité en Europe. Pour cela et pour adopter une approche rationnelle des problèmes il est  nécessaire de séparer les trois fonctions production, acheminement, distribution, auxquelles il faut rajouter une fonction autorité fédératrice qu'est la régulation, ce qui n'apparaït pas toujours très bien dans l'exposé en référence.
La distribution de l'électricité en Europe doit mettre en concurrence des acteurs indépendants:
               Il me semble pertinent de prendre le problème en partant du consommateur et donc d'aborder tout d'abord la distribution. Dans ce domaine rien ne s'oppose à l'existence de plusieurs Sociétés indépendantes, nationales ou européennes, en charge au minimum des offres commerciales, du comptage de l'énergie consommée en fonction de tarifs horaires adaptables avec les saisons, de la facturation et du recouvrement des factures. Mais ces Sociétés commerciales qui vont acheter du courant en gros peuvent vendre à leur fournisseur des effacements de consommations en heures de pointes grâce à des compteurs intelligents dont elles assureront la promotion, la vente et l'installation. Elles peuvent proposer des générations décentralisées d'énergie à l'aide de modules solaires connectés au réseau et réaliser la compensation entre énergie vendue au réseau et énergie consommée, elles peuvent proposer des batteries en tampon pour effacer les consommations de quelques dizaines de minutes en heures de pointes. Ces Sociétés qui peuvent acheter leur électricité à un seul ou à plusieurs producteurs européens introduisent ainsi un certaine dose de concurrence entre les producteurs d'énergie. La puissance publique Etat ou Europe pourra éventuellement leur imposer un quota d'énergie "carbon free" ou une teneur maximale de carbone dans le mix d'énergie acheté ou distribué. Pour le développement de solutions innovantes et décentralisées, tout milite pour que la libre concurrence joue à fond sur ce créneau de la distribution.
               Dans le cas de gros consommateurs industriels des marchés de gré à gré pour une durée de temps "raisonnable" seront directement passés entre producteurs, acheminement et consommateurs. Là également la concurrence est possible, des clauses d'effacement en pointe pourront faire partie de la négociation avec l'acheminement.
L'acheminement en charge du développement, de la modernisation et de la maintenance des réseaux doit être traité au bon niveau de compétence:
                  Le développement et la maintenance du réseau électrique européen est un point fondamental de la politique énergétique européenne. Le morcellement et le délabrement du réseau américain est là pour en convaincre quiconque. Il doit être géré à plusieurs niveaux. Le niveau le plus élevé est celui de "l'ossature européenne" des grands axes d'interconnexions qui relient les gandes régions productrices et les régions consommatrices. C'est lui qui fédère les Etats entre eux. Ce réseau peut dépasser les frontières de l'Europe administrative (Afrique du Nord, Norvège, Islande, Pays de l'Est). C'est un des éléments clés d'une Politique Electrique Commune européenne à mettre en place (LIRE "La Révolution Electrique"). Il doit faire l'objet d'une gouvernance européenne, d'une gestion et d'un financement indépendants. Les réseaux régionaux qui s'articulent autour de cette ossature principale peuvent être gérés par les régions ou les nations. La base du financement doit être assurée par une facturation de l'acheminement qui doit être modulée en fonction de la puissance instantanée appelée sur le réseau. L'effacement des pointes ne se réalisera qu'en facturant les surinvestissements nécessaires à la production et à l'acheminement de la puissance et non pas par "l'interdiction du chauffage électrique et le contrôle du développement commercial de la climatisation" comme le propose de façon assez "soviétique" le camarade Darmois. Ces réseaux locaux, responsables de la qualité du courant auprès de leurs clients, pourront réduire leurs appels occasionnels aux centrales pour réguler la fréquence du réseau, en implantant des batteries d'accumulateurs ou des volants à inertie placés en tampon et en charge d'absorber les fluctuations de quelques minutes.
Les moyens de production modernes et le démentellement ou la réhabilitation des centrales polluantes doit être planifié au niveau européen:
               Il est là une évidence: l'Europe ne pourra bâtir une politique énergétique que s'il existe un jour une "gouvernance européenne" qui planifiera le démollissement des centrales hors d'âge les plus polluantes, la réhabilitation de celles qui peuvent encore l'être et la construction indispensable de nouvelles centrales qui assureront les productions supplémentaires et de remplacement (LIRE : Il faut supprimer les centrales au charbon). Ce travail, réalisé en concertation avec les Nations, aura pour objectif d'assurer l'approvisionnement en qualité et en quantité de l'énergie électrique aux pays membres, de réduire les émissions de CO2 selon un planning accepté par tous et sera chargé des grandes options d'approvisionnement énergétique de l'Europe. Cette instance disposera de services hautement compétents, sur le modèle de la Californie et du DOE américain, qui animeront les actions de recherche et de développement dans le domaine (stockage et séquestration du CO2, stockage de l'énergie, batteries avancées pour applications stationnaires, futures générations de centrales nucléaires, etc.). Ces services feront des propositions de standardisation des cahiers des charges des centrales électriques les plus modernes au charbon ou lignite, au gaz naturel ou nucléaires. Ils veilleront à la sécurité des installations. Ils définiront les modèles d'hybridation du type éolien ou photovoltaïque avec des centrales au gaz naturel à cycle combiné permettant de lancer par une même procédure la réalisation d'équipements complémentaires capables d'assurer un service continu de fourniture d'énergie.
                Cette planification réalisée, les actions passeront par des procédures d'appels d'offres soit au niveau européen, soit au niveau de chacun des Etats, avec mise en concurrence des opérateurs. La séparation planification de l'exécution est fondamentale pour assurer le maximum d'efficacité au système.
La régulation du réseau doit être européenne:
                    La régulation du réseau au niveau européen s'impose comme une évidence, compte tenu de la nécessaire solidarité intra-européenne tendant à éviter la survenue de black-outs dévastateurs. C'est le régulateur qui préviendra le niveau européen de gouvernance des insuffisances de moyens de production ou des possibilités de fermeture définitive d'une centrale polluante. C'est lui qui assurera l'interface au quotidien avec les réseaux extérieurs à l'Europe administrative. C'est lui qui alimentera par ses prévisions et ses appels de puissance le Marché spot de cotation et d'échange d'énergie électrique.
La concurrence n'est pas l'ennemie de la planification:
Ces quelques réflexions partielles et insuffisantes démontrent clairement que la concurrence peut s'adapter à la planification, à condition que le processus global soit bien segmenté et que dans chaque fonction élémentaire soit faite la part du Politique planificateur et celle de l'Entreprise en concurrence. Il n'existe pas de politique énergétique européenne de gauche planificatrice et utopique ou de droite libérale "à la va comme je te pousse". Il n'existe que de mauvaises ou de bonnes politiques énergétiques. Une bonne politique énergétique doit laisser une place au Politique pour la planification et les grands choix qui engagent l'avenir des Nations, mais elle doit aussi, dans l'exécution, laisser un large champ aux entreprises en concurrence qui sont les seules qui apporteront les innovations décentralisées et les idées nouvelles pour une meilleure efficacité énergétique.
Quelques lacunes ou contre-vérités relevées dans le papier de Darmois:
1) Sur la réduction de la dépendance au pétrole dans le secteur des transports on peut lire: "Cela passe enfin par la recherche de carburants alternatifs. Le candidat le plus évident aujourd'hui est l'électricité, surtout si l'on prend en compte les rejets de CO2. Toute flotte captive urbaine (véhicules de services, taxis) et tous les véhicules rentrant le soir au dépôt (autobus) doivent progressivement passer au moteur électrique. La recherche sur le moteur électrique ne semble pas nécessiter aujourd'hui de financement public."(Sic). On en tomberait de son siège! Outre d'assimiler l'électricité à un "carburant" ce qui peut lui être pardonné, outre d'oublier que des millions de véhicules privés vont en ville dans la journée et rentrent au garage le soir venu, résumer la problématique du véhicule électrique à son seul moteur montre l'ignorance de cet auteur pour tout ce qui touche la révolution énergétique du moment: l'électrification des véhicules, sujet sur lequel l'Europe et ses entreprises (mis à part Renault-Nissan) présentent un immense retard stratégique.
2) "On voit que la concurrence dans la production d'électricité conduit à la construction de centrales à gaz à cycle combiné, qui ne sont optimales ni en terme de coût marginal, ni en terme de bilan carbone." L'auteur oublie tout simplement de signaler que ces centrales très souples d'utilisation et rapidement mobilisables sont les auxiliaires naturelles des énergies renouvelables de type éolien ou photovoltaïque. La mise en place de centrales au gaz naturel va de pair avec la montée en puissance des énergies renouvelables intermittentes, les constructeurs comme Siemens le savent bien. C'est donc le bilan global qu'il faut réaliser. Il est alors très favorable aux émissions de CO2, mais il est très pénalisant pour le coût marginal, surtout si l'on ajoute les aides tarifaires à l'éolien ou au photovoltaïque. Signalons d'autre part que ce types de centrales appelées à un grand avenir font l'objet de perfectionnements majeurs (LIRE les progrès réalisés par le japonais MHI)
3) "Le sous investissement actuel génère des marges de raffinage trop élevées. Un prélèvement exceptionnel devrait être appliqué aux compagnies pétrolières européennes qui n'investiraient pas dans l'outil de raffinage". Ce cow-boy est vraiment dangereux, d'abord parce qu'il dégaine son flingue fiscal à la moindre occasion et en plus il tire sur le pianiste. Pourrait-on expliquer à Darmois que la baisse programmée des consommations de carburants par toutes les actions d'amélioration de l'efficacité énergétique des véhicules en cours et de l'utilisation croissante de biocarburants, va se traduire par un excédent de capacités de raffinage en Europe. C'est déjà le cas aux Etats-Unis ou de nombreuses raffineries sont en "maintenance prolongée" ou sont à vendre sans acquéreur en face. Les exportations d'essence d'Europe vers les Etats-Unis vont être de plus en plus restreintes. A plus long terme le ratio entre consommation d'essence et consommation de gasoil en Europe devrait se rééquilibrer en raison de l'arrivée des voitures hybrides à essence. On peut donc prévoir que dans les années qui viennent des raffineries en Europe seront fermées (LIRE la fermeture des raffineries).On ne peut pas demander moins d'émissions de CO2 au Grenelle et réclamer l'ouverture de raffineries. Il y a la une incohérence évidente, même si l'on veut "bouffer du pétrolier" parce qu'on est de gauche.
LIRE le papier de Gilles Darmois
Le 12 Avril 2009.
–
avril 12, 2009
Devant un excès d’offre et un repli de la demande, le monde regorge de gaz naturel dont les cours s’effondrent
                        Jean-Marie Dauger de GDF-Suez, en charge de la ligne "Global gas & GNL", nous apprend que la demande de gaz naturel en 2009 de la part des industries en Italie, en Allemagne ou en Belgique enregistrera des baisses en volumes pouvant atteindre entre 20 à 25%. En France la baisse serait moins marquée, quoique non négligeable: elle devrait avoisiner les 10% des volumes industriels de 2008.
                       Aux Etats-Unis les consommations de gaz naturel par l'industrie qui représentent traditionnellement 29% des consommations totales, comparées à celles du même mois de l'année précédente, sont en nette baisse depuis quelques mois: Novembre (-4%), Décembre (-10%), Janvier (-12%).

                        Au Japon en 2008, les consommations de gaz naturel ont connu une forte croissance (+20%) en raison de l'arrêt de nombreux réacteurs nucléaires. Si le Japon arrive à redémarrer ces réacteurs, mécaniquement les consommations de gaz naturel seront en fort repli.
                        Il apparaît donc que la consommation de gaz dans le monde pour les besoins de l'industrie sont conjoncturellement en baisse sous l'effet de la crise, ce qui crée un climat de défiance de la part de la spéculation sur ce produit, bien que les conditions climatiques, en particulier aux Etats-Unis et en Europe aient maintenu jusque là sa consommation à un niveau sensiblement constant. La conséquence est une formidable baisses des prix (FIG.I) avec des cours sur le NYMEX au plus bas depuis Septembre 2002 à 3.53 $/millions de BTU (un MMBTU=1055 MJoules). De même sur le National Balance Point britannique de cotation du gaz naturel de la Mer du Nord les prix sont en forts replis depuis l'été 2008 (FIG.II, source: BP). Rem.: il faut ajouter à cette chute des cours britanniques la dévaluation de plus de 25% de la Livre par rapport au dollar.
                    En face de cette demande potentiellement en retrait, l'offre a du mal à s'adapter. De nombreux puits de forage ont été fermés avec une quasi division par deux de leur nombre aux Etats-Unis (FIG.III) mais avec semble-t-il un effet très limité sur les volumes de production. En parallèle le Qatar vient d'inaugurer en fanfare le lancement en production de l'unité de liquéfaction de gaz Qatargas II, comportant deux trains de liquéfaction capables de traiter annuellement 7,8 millions de tonnes de gaz chacun (ou une semaine de production russe environ).
                         Les navires chargés de gaz liquéfié partant des côte d'Afrique de l'Ouest ou du Qatar qui n'arrivent pas à livrer leurs chargements en Grande-Bretagne par manque de demande finissent leur voyage aux Etats-Unis où ils livrent leur cargaison à prix cassés. Marché de la dernière chance.
                        Ces conditions de négoce du gaz naturel font apparaître qu'il existe des alternatives d'approvisionnement pour l'Europe au gaz russe qui devrait se tourner de plus en plus vers l'Asie. Le Qatar va devenir peu à peu un acteur majeur sur ce marché, à la hauteur des réserves qu'il possède, l'Australie deviendra également un fournisseur important pour toute l'Asie, l'Afrique de l'Ouest est une ressource idéale pour des livraisons à l'Europe ou aux Etas-Unis. Par la suite une partie des productions russes du gisement de Shtokman viendront s'ajouter à cette offre de GNL et enfin il ne faut pas oublier l'Iran qui partage les mêmes ressources que le Qatar avec l'immense gisement de South Pars et qui, les tensions politiques aplanies, aura toutes les chances de devenir lui aussi un très grand du gaz naturel, en proportion avec ses ressources.
                      L'abondance du GNL et autres gaz de schistes ou de houille dans le monde et l'instauration de taxes carbones renchérissant effectivement le prix du charbon devraient militer pour voir s'accroître la part d'utilisation du gaz dans les ressources énergétiques mondiales, en particulier pour la génération d'électricité.
Le 11 Avril 2009
–
avril 11, 2009
L’Agence Internationale de l’Energie tombe dans la déprime
                   L'AIE est une institution hautement politique en charge de la défense des intérêts des 28 Nations membres de l'OCDE et globalement consommatrices nettes d'énergies primaires. Cette institution a réalisé jusque là des prévisions mondiales de consommations de pétrole plutôt "optimistes" et parfois grossièrement ridicules qui l'obligeaient à revoir tous les mois ses prévisions à la baisse (FIG. courbe 2008), avec l'espoir de pousser l'organisation "ennemie" des producteurs qu'est l'OPEP à produire plus. Ses dernières prévisions de consommation mondiales de pétrole et de gaz liquéfiés pour 2009 qui viennent de paraître en retrait de 2,4 millions de barils par rapport à celles de 2008 marquent un tournant politique évident de cette institution.

                 Elle semble enfin prendre en compte la récession qui sévit de façon globalisée et ramène ses prévisions de consommations mondiales moyennes annuelles de 2009 à 83,4 millions de barils/jour. Cette valeur correspond à une baisse de 2,8% des consommations estimées en 2008 à 85,8 millions de barils/jour.
                  Cette baisse des prévisions peut sembler aujourd'hui excessive, elle suppose en effet que les consommations du deuxième semestre 2009 vont poursuivre leur déclin et vont se maintenir à plus de deux millions de barils/jour en dessous de celles de 2008 qui avaient elles-mêmes déjà marqué un net recul. Un objectif de 84 millions de barils/jour aurait semblé plus raisonnable, mais l'avenir nous dira si l'AIE a pêché par un profond pessimisme soudain ou a su anticiper la décrue plus marquée que prévu des consommations. Décidément l'art de la prévision est un exercice bien complexe. Il sera également intéressant de comparer ces chiffres aux prévisions de l'OPEP et à celles de l'Information Energy Administration qui vont suivre dans le courant du mois.
Le 11 Avril 2009.
–
avril 11, 2009