Alexei Miller (Gazprom) et Christophe de Margerie (Total) se sont rencontrés ce Vendredi pour parler coopération en vue de l’exploitation de gisements de gaz en commun, aussi bien en dehors qu’en Russie. La possibilité d’associer Total à l’exploitation du gisement d’Astrakhan a été abordée. Ce gisement présenterait des ressources encore à préciser, mais elles sont estimées à 2500 milliards de mètres cubes, soit les deux tiers du champ de Shtokman. Il semblerait que la structure de ce champ soit très complexe, ce qui expliquerait l’association avec Total qui apporterait son expertise technique qui semble faire cruellement défaut au géant russe, comme on avait pu le constater pour le projet Shtokman.
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Rencontre GAZPROM – TOTAL sur le gisement de gaz d’Astrakhan
ENI achète Burren Energy pour 1.7 milliards de Livres
On savait ENI et Burren Energy en pourparlers pour un rachat par ENI de Burren Energy, Société pétrolière indépendante cotée à Londres. Les deux parties se sont finalement accordées pour un prix de 1230 pences par action ce qui évalue la Société à 1736 millions de Livres soit un peu plus de 3,5 milliards de dollars. La production de Burren étant de 34000 barils par jour ce prix valorise le baril annuel à 285 dollars, en supposant que cette production restera stable. Burren possède des intérêts au Congo, en Egypte, Au Turkmenistan, au Yemen et en Inde.Il réalise un profit annuel de 249 M$ et un cash net des activités de 324 M$. Ses réserves prouvées et probables, situées au Congo et au Turkmenistan, sont de 217 millions de barils (base 45$/baril).Après avoir acheté les intérêts de Maurel et Prom en Afrique, ENI poursuit sa politique de croissance externe.
SHARP veut accroître la production de cellules photovoltaïques en couches minces
Sharp, le numéro un mondial des cellules solaires, dispose d’une petite capacité production (15 MW) de cellules photovoltaïques en couches minces dans son usine près de Nara. Il utilise une technologie de nouvelle génération dite "triple-junction structure" version améliorée de la technique dite de "tandem-junction" qui avait démarré dans cette usine dès Septembre 2005. Ces technologies mettent en oeuvre des films très minces de Silicium déposés sur un substrat de verre. Elles permettent de diviser la quantité de Silicium utilisée par cent, par rapport au procédé classique de sciage de lingots de Silicium. La durée du procédé de production est raccoucie et les coûts sont réduits. De plus cette technologie permet de concevoir des panneaux lumineux au design assez innovant.Le procédé utilise une jonction triple qui permet d’améliorer les rendements de conversion en cellule de 11% par le procédé tandem à 13% avec ce nouveau procédé. Les rendements en modules assemblés atteignent alors 10%.
La nouvelle technologie utilise les moyens de production existants.Sharp a l’intention de porter sa capacité de production à 160MW pour Octobre 2008.
L’application visée par cette technologie est la construction de panneaux de verre éclairés le jour et illuminés la nuit par des LEDs qui restituent l’énergie emmagasinée dans des batteries durant la journée (Lumiwall).
La réalisation de plafonds ou de murs éclairants autonomes est alors rendue possible.–
La Chine devrait produire 2,6 milliards de tonnes de charbon cette année
Liang Dunshi, vice-président de la "China Coal Transport and Distribution Association" a déclaré que la production chinoise de charbon devrait atteindre 2,6 milliards de tonnes cette année en croissance de 8% par rapport à 2006 qui avait produit 2,38 mdsT. A titre de comparaison, la production mondiale de charbon en 2005 était de 6,5 mdsT. Dans ce bilan il faut aussi intégrer que la Chine est devenue importatrice nette de charbon. Les émissions de CO2 vont donc se poursuivre de plus belle.Le gouvernement chinois fait la guerre aux petites mines de charbon disséminées dans la nature. Il voudrait réduire le nombre de Sociétés dans ce secteur à treize dont huit produisant plus de 100MT de charbon par an.
La tendance baissière du pétrole américain est confortée
Malgré le grave accident intervenu hier sur le plus gros pipeline reliant le Canada aux USA de la Société Endbridge, les cours du WTI sur le NYMEX, après un coup de fièvre compréhensible, sont revenus à leurs niveaux de la veille vers 91$/baril. Ce flegme inhabituel des marchés a plusieurs explications qui convergent vers la relaxation des cours.- le pipeline Endbridge constitué de plusieurs lignes, a partiellement repris ses livraisons et les raffineries de la zone concernée ont déclaré ne pas avoir de problème d’approvisionnement en brut;
- le Department of Energy a immédiatement rappelé que les Réserves Stratégiques US étaient disponibles pour assurer la jointure aux raffineurs, à condition qu’ils en fassent la demande;
- la Société anglaise, Oil Movements qui par anticipation suit les mouvements des tankers dans la zone du Moyen-Orient et les pays de l’OPEP, prévoit jusqu’au 15 Décembre des livraisons de brut par l’OPEP en hausse de 2%;
- l’OPEP qui a déjà majoré ses livraisons depuis le premier Novembre, est attendue comme devant relever ses quotas la semaine prochaine;
- les raffineries US ont consommé la semaine dernière 15,6 millions de barils un plus haut depuis dix semaines, ce qui indique qu’elles sont en ordre de marche pour assurer les productions des produits hivernaux;
- les stocks de brut à Cushing, Oklahoma qui assurent les livraisons du WTI coté à New-York, se sont timidement relevés depuis deux semaines.
Il manque encore 4 à 5 millions de barils en stock pour assurer une réelle détente. Cet indicateur sera donc à suivre attentivement au cours des semaines suivantes, les cours du WTI étant étroitement corrélés aux valeurs de ce stock.Les prochaines semaines devraient donc voir se détendre les cours qui sont encore plombés de 15$ /baril de prime spéculative. Les liquidités pourraient retourner en Bourse avec la baisse des taux administrés par la FED.
Le coût d’une régression organisée. IV
Réduire les consommations est une possibilité déjà ancienne, car les choses évoluent depuis plus de trente ans, mais non pas perçues comme une priorité.
En effet, l’investissement est toujours plus lourd qu’une dépense mensuelle, et pas vue forcément d’un bon oeil.
On n’est pas là dans le cadre d’une dépense plaisir, mais d’une dépense dont le bénéfice sera mangé au fur et à mesure, en disparaissant dans le budget quotidien.
Si un ménages fait des économies, il ne les voit pas.
C’est aussi simple que cela.
Seul l’augmentation rapide du coût du poste chauffage change les mentalités, et mettant en relief, dans tous les milieux, un comportement énergétique souvent farfelu, dispendieux et aberrant.
En clair, beaucoup de ménages font n’importe quoi.
Cela n’avait aucune importance, l’énergie étant abondante et bon marché.La manière la plus efficace de gagner beaucoup d’argent est de temps est d’éduquer et de pousser à l’évolution technologique, d’une manière accélérée.
Là aussi, on est dans une zone économique connue.
Des nouveaux produits dispendieux se créent, le prix baisse, et le rendement (l’économie d’énergie), lui, ne fait qu’augmenter…
Parlons prix ? Un puit canadien coûte environ 4 000 euros (plus VMC), et économise le 1/3 du chauffage le plus lourd économiquement parlant : les premiers degrés.
Les dépenses d’isolations sont onéreuses, mais faites à très long terme.
Quand à du solaire thermique, il économise aussi une bonne partie de la note chauffage/ECS (en gros 1/3 des deux réunis), pour environ 5 000 euros.
Et cette technologie est basique (mais à mon goût, très cher pour ce que c’est).
Mais, comme je le répète, il vaut mieux ne pas vouloir faire tout, tout de suite, faire le possible, par exemple changer un convecteur pour un radiateur électrique à accumulation, et ce à un coût beaucoup plus acceptable, et ensuite faire ses comptes trois ans plus tard.
Les personnes sont souvent surprises de l’effet de levier, sans qu’elles l’aient véritablement perçue, car passé par les dépenses courantes…
Le coût d’une régression organisée. III
L’évolution énergétique rend inéluctable une politique d’investissements.
Reste à savoir quel montant pour cet investissement, l’intérêt, et le rapport.
On peut chiffrer le poste chauffage d’un ménage, à l’heure actuel, variant dans une écart de 1 à 5, soit de 400 à 2000 euros à l’année.
Le reste étant des cas aberrants, soit des personnes ne se chauffant pas, soit des personnes se chauffant gratuitement, soit des personnes pour lesquelles le coût importe peu.
Et on peut partir du principe que ce coût va doubler d’ici 2020.
Ce n’est pas, dans l’état actuel des choses une hypothèse aberrante. On peut prévoir un coût de ce poste dans ce futur proche de 800 à 4000 euros, en valeur actuelle, pour des unités d’habitation normales.Pour les treize années prochaines, on voit donc poindre une fourchette cumulée de 7200 euros à 36 000 euros.
A la vue de ces chiffres, tout le monde comprend l’intérêt économique et personnel de rester dans le bas de la fourchette.
Dans le bas de la fourchette, je situerais la géothermie verticale, elle est chère, surtout en raison du forage. 25 000 à 40 000 euros.
Nettement meilleur marché est la géothermie horizontale. 10 000 à 15 000 euros, elle souffre de plus de casse.
L’aerothermie elle, est la solution la plus économique à l’heure actuelle. Cela commence à 4 500 euros. Bien sûr elle est moins efficace, demandera sans doute à évoluer, mais fait faire 75 % d’économie sur un chauffage électrique classique.
Les crédits d’impôts ont ceci de pervers qu’ils viennent augmenter le prix des produits, mais il faut les déduire ici de ces coûts. Allié à une politique de prêts, on voit l’intérêt de remplacer une dépense indéfiniment renouvelable, et en augmentation, en une dépense (le remboursement d’emprunt), en partie amortissable (énergie résiduelle dépensée + remboursement emprunt).
Et surtout, je le répète, un simple changement d’équipements dans les chauffages classiques peut faire drastiquement baisser la consommation, à un coût très acceptable.
Concentration dans le fuel éthanol américain
Comme prévu, les aléas du marché de l’éthanol américain confronté à des cours élevés du maïs et à des prix déprimés de l’éthanol, entraînent les premières opérations de concentration. La Société VeraSun Energy va absorber la Société US Bioenergy. Le paiement sera fait en actions. A l’issue de l’opération la part de VeraSun sera de 60% dans la nouvelle compagnie. Ce nouvel ensemble devrait avoir à fin 2008 une capacité de production d’éthanol de 1,6 milliards de gallons par an, produits à partir des neuf usines existantes et des sept usines en cours de construction. Ce devrait être un des plus gros, sinon le plus gros, des producteurs américains.
Explosion d’un pipeline Canadien à la frontière américaine
L‘explosion d’un pipeline canadien à la frontière avec les Etats-Unis a stoppé une grande partie des importations US de brut venant du Canada. Le pipeline s’est enflammé après l’explosion qui a tué deux opérateurs.Le Canada est le principal fournisseur de pétrole des USA. En quelques heures les cours du WTI sont passés de 92 à 95$ pour redescendre ensuite vers les 94$.
Production d’électricité: arbitrage entre gaz ou charbon
De nombreuses centrales électriques thermiques sont conçues pour pouvoir utiliser plusieurs types de source primaire d’énergie telles que le gaz, le charbon ou le pétrole. Cette flexibilté permet à l’opérateur, en fonction des prix des divers combustibles, de choisir celui qui lui apporte la meilleure marge. Compte tenu de l’évolution des cours du pétrole, cette charge n’est plus dans la course. Il reste donc le choix entre gaz ou charbon. Pour calculer les marges avec l’un ou l’autre des deux combustibles, il faut bien sûr prendre en compte les rendements énergétiques et les prix d’achats, par la centrale électrique, de chacun des produits. Les cours du gaz sont très fluctuants en fonction des saisons, des stocks, des humeurs des financiers. Les cours du charbon européens pâtissent de la saturation des ports d’embarquement en Afrique du Sud ou en Australie et des prix d’acheminement vers l’Europe. Dans les pays ayant signé les accords de Kyoto, il faut aussi déduire de la marge le prix des droits d’émissions de CO2.Quel est l’impact de ces droits d’émissions sur le choix entre gaz ou charbon?
Pour une centrale thermique classique les rejets de CO2 sont de 960 kg par MWh avec le charbon et de 411 kg par MWh avec le gaz. La différence de marge entre gaz et charbon sera donc en défaveur du charbon de (0,549 x Prix de la Tonne de CO2).
Prenons l’exemple d’une centrale thermique anglaise:
Elle va acheter du charbon à 100$/Tonne qui coûtera par MWh 25 euros.
Ou bien elle va acheter du gaz de la Mer du Nord à 200 euros/Tonne (7$/MMBTU) qui coûtera dans le MWh 30 euros.
Sans les accords de Kyoto, la centrale fonctionnerait donc au charbon. Mais si l’on introduit les droits d’émissions de CO2 à 22 euros/Tonne soit 0.549×22= 12 euros/MWh qui vont pénaliser le charbon, alors la centrale fonctionne au gaz.
Cet exemple montre que les cours du charbon élevés actuels et les droits d’émissions de CO2 rendent l’utilisation du gaz en Europe plus rentable dans une centrale thermique classique. Aux USA où les prix du charbon sont près de deux fois moins élevés et les accords de Kyoto ne s’appliquent pas, le charbon est le combustible de choix.
