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  • BP sur fond de bonnes performances en amont, perd de l’argent dans le raffinage et les énergies renouvelables

    BP sur fond de bonnes performances en amont, perd de l’argent dans le raffinage et les énergies renouvelables

    Résultats en demi-teinte pour BP au dernier trimestre 2009. Les productions de pétrole et de gaz ont été bonnes sur toutes les zones d’activité. Elles ont dépassé, hors TNK-BP sa joint venture russe, les 3 millions de barils équivalents pétrole (FIG.), battant ainsi le record trimestriel des quatre dernières années.

    Productions-2006-2009-T4

    Par contre après avoir passé en provision de 0,5 milliard de dollars pour restructuration du raffinage et passé un write-off de 1,6 milliard de dollars sur des acquisitions américaines dans le domaine, l’activité aval ressort en perte de 1,94 milliard sur le trimestre et affiche un profit limité à 743 M$ sur l’année. L’indicateur de marge de raffinage de BP au quatrième trimestre est ressorti à 1,49$/baril à comparer aux 5,20 $/baril un an auparavant. Cette valeur de l’indicateur illustre la très grande disponibilité de produits raffinés sur le marché mondial et le caractère artificiel de la montée des cours du pétrole brut depuis le printemps 2009.

     Dans les énergies renouvelables les volumes annuels s’avèrent être en progression, pour le photovoltaïque avec 203 MW pour BP-Solar contre 162 MW en 2008. Dans l’éolien BP finit l’exercice avec une capacité installée de 711 MW à comparer aux 432 MW à fin 2008. Mais l’ensemble s’avère être bien peu rentable avec une perte opérationnelle de 1,8 milliard de dollar sur l’année 2009. L’image de marque de BP, pétrolière verte, lui coûte donc assez cher.

     Dans le domaine de l’éthanol cellulosique la coopération de BP avec Verenium semble aller doucement, les deux parties ont décidé de renouveler leur coopération durant 18 mois de plus et BP apporte 2,5 millions de dollars pour financer les recherches en attendant de passer la vitesse supérieure au sein de la filiale 50/50 Vercipia. Le passage en phase industrielle de la production d’éthanol cellulosique bloque de façon générale sur les coûts des enzymes, sur la forte demande en énergie pour extraire l’éthanol de bibines très peu concentrées en alcool et, bien sûr, sur les problèmes de logistique.

    LIRE la publication trimestrielle de BP.

    LIRE le communiqué de Verenium

    Le 2 Février 2010.

  • Le projet californien BP-Rio Tinto de centrale propre au charbon gazéfié est confié à GE Energy

    Le projet californien BP-Rio Tinto de centrale propre au charbon gazéfié est confié à GE Energy

     Les producteurs de charbon, comme Rio-Tinto, s'ils veulent raisonnablement poursuivre leur business dans les décennies à venir vont devoir résoudre un immense problème: limiter les émissions d'effluents gazeux polluants des centrales électriques à charbon. Le gaz carbonique d'abord, mais aussi le mercure, les oxydes d'azote et les produits soufrés sont concernés. Quand aux pétroliers, comme BP, qui doivent impérativement accroître le taux de récupération de pétrole de leurs gisements, ils disposent d'une panoplie de technologies parmi lesquelles figure l'injection de dioxyde de carbone pour fluidifier le pétrole sous-terrain et le rendre ainsi extractible. L'alliance du charbonnier et du pétrolier était donc évidente. BP et Rio Tinto ont donc créé une JV pour mettre en place dans le Comté de Kern, haut lieu du pétrole plus que centenaire Californien, une centrale électrique alimentée au coke de pétrole ou au charbon qui a reçu 308 M$ d'aides de l'Administration américaine (LIRE). La conception et la réalisation de cette centrale de 250 MW vont être confiées à GE Energy qui propose une unité à Gazéification Intégrée à Cycle Combiné (IGCC) équipée d'un captage du CO2 du gaz intermédiaire, gaz qui par injection sous-terraine servira à accroître la récupération de pétrole (EOR).

    IGCC_Siemens

     L'objectif de GE est de capter 90% du gaz carbonique formé lors de la transformation, par l'oxygène et l'eau, du carbone en CO2 et H2. Ce procédé complexe et onéreux en capitaux, permet par purification du gaz intermédiaire de respecter les contraintes environnementales les plus strictes et permet d'accéder par combustion de l'hydrogène à très haute température dans la turbine à des rendements énergétiques acceptables (60% pour la combustion du gaz auxquels il faut défalquer l'énergie nécessaire à produire et purifier ce gaz). Mais il n'est pas économiquement évident que les coûts de la production d'oxygène, de la purification des gaz et du captage du dioxyde de carbone permettent de développer un procédé compétitif par rapport à la simple combustion du gaz naturel. Bien sûr les prix relatifs du gaz et du charbon, pondérés des émissions de CO2, orienteront par la suite les choix économiques. GE n'annonce pas la date de mise en route de cette unité qui devrait être programmée vers le milieu de la prochaine décennie.

     Remarque: GE avec Duke Energy sont en cours de développement d'une centrale au charbon de type IGCC, de 630 MW, dans l'Indiana. Elle remplacera une centrale existante et devrait être opérationnelle en 2012, mais elle ne sera pas équipée de captage et séquestration de gaz carbonique.

    LIRE le communiqué de GE Energy

    Le 1er Novembre 2009.