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  • Emissions indirectes de CO2 d’une voiture électrique alimentée par une Pile à Combustible à l’Hydrogéne

    Emissions indirectes de CO2 d’une voiture électrique alimentée par une Pile à Combustible à l’Hydrogéne

    Les voitures électriques alimentées, via une batterie électrique de tension élevée (plusieurs centaines de Volts) et un convertisseur de tension, par une Pile à Combustible embarquée (PAC) basse tension fonctionnant sur la production d’eau  à partir de l’oxydation de l’hydrogène comprimé et de la réduction de l’oxygène de l’air vont faire leur apparition nous annoncent certains constructeurs d’automobiles Japonais, Coréens ou Allemands. Ces développements de pointe vont être handicapés par le prix du véhicule sophistiqué (certains parlent de cent mille dollars la bête ou plus) et surtout par la mise en place lente et onéreuse sur le territoire d’un réseau de stations distribuant l’hydrogène.

    Ces véhicules de  haut de gamme, onéreux ne vont pas immédiatement envahir le marché et vont être au départ chichement réservés à une clientèle institutionnelle bobo qui disposera des moyens financiers collectifs pour afficher devant le peuple ébahi sa foi et son militantisme écologiques.  Bien sûr ce caractère confidentiel de ces nouveaux produits a immédiatement mobilisé nos élus et mis en transe leur phobie carbonique, ce qui les conduira dans leur manie régulatrice,  à probablement n’accepter que de l’Hydrogène garanti sans carbone, produit chèrement par électrolyse, à partir de courant éolien, nom d’un chien.

    Il me semble urgent de calmer les angoisses de nos élus devant  cet enfer climatique annoncé, qui les poussent à croire que la France qui n’émet pourtant que 1,1 % des effluves de CO2 mondiales (370 millons de tonnes en 2012 pour un total mondial de 34,5 milliards de tonnes selon le PBL néerlandais), va enflammer la planète et qui les persuadent que rien n’est trop cher pour en réduire l’impact dévastateur. Comme si notre pauvre pays, peu industrieux, avait les moyens de s’offrir ce genre de fantaisies (ou foutaises, au choix) décarbonées.

    Dans le cadre de cette mission urgente ,  j’ai essayé d’estimer un ordre de grandeur des quantités de CO2 qui seraient produites lors d’une opération de réforming catalytique de gaz naturel, en vue de la production d’hydrogène en quantité nécessaire pour alimenter un véhicule électrique à PAC pendant un an.

    Le réforming catalytique:

    C’est une opération de pétrochimie de routine, parfaitement maîtrisée qui permet à partir de produits hydrocarbonés gazeux ou liquides de produire de l’hydrogène, largement utilisé dans les opérations de raffinage  (valorisation,  désulfurisation) et de production d’engrais azotés comme l’urée ou le nitrate d’ammonium.

    L’équation chimique classique (FIG., équation 1) synthétise deux réactions chimiques successives qui permettent d’obtenir 4 moles d’Hydrogène pour une mole de CO2.

    Cette réaction étant endothermique, il est nécessaire d’apporter de l’énergie par la combustion partielle du gaz (FIG. équation 2) qui conduit industriellement à un bilan proche de l’équation 4 qui produit une mole de CO2 pour 3 moles d’hydrogène produites.

    La PAC:

    J’ai réalisé un calcul à partir d’une PAC, évacuant de la vapeur d’eau qui permettrait de délivrer 16 kW d’électricité, sous une tension unitaire de cellule de 0,9V, avec un rendement électrique proche de 72%. Cette puissance permet de faire rouler le véhicule routier à grande autonomie, à cent km à l’heure. J’exclus toute utilisation urbaine intempestive réservée aux véhicules électriques urbains classiques.

    Ce calcul est résumé dans le Tableau ci-après (les valeurs surlignées concernent les paramètres indépendants que j’ai choisis) :

    Avec ces hypothèses et pour un trajet annuel de 14000 kilomètres, il est possible d’estimer la consommation d’hydrogène annuelle à 93 kilogrammes et les émissions de CO2 par reforming aux environs de 700 kilogrammes par an et par véhicule. Ceci correspond aux émissions d’un véhicule émettant 50 grammes de CO2 au kilomètre, ce n’est pas si mal..

    700 tonnes de CO2, indirectement émis annuellement pour 1000 véhicules électriques à PAC, il reste encore un long chemin à parcourir  pour atteindre les émissions de CO2 chinoises.

    Mesdames et Messieurs les parlementaires hâtez-vous lentement avant de légiférer et de subventionner l’électrolyse de l’eau et de nombreuses éoliennes inutiles qui auraient en charge d’alimenter ces électrolyseurs « écologiques ». Il reste encore pas mal de gaz sous-terre, et peut-être même  dans notre sous-sol inexploré, pour produire économiquement et efficacement de l’hydrogène.

    Soyez persuadés d’une vérité scientifique  simple:  même si vous arriviez à conduire la France vers des émissions anthropiques de CO2 quasi nulles, l’effet de cette prouesse spectaculaire ne réduirait pas d’un dixième de degré la température de l’air à Tombouctou ou à Palavas.

    Demandez gentiment aux trois ou quatre grands émetteurs de CO2  dans le monde de se réunir simplement entre eux et de se concerter loin des kermesses climatiques pour tenter de limiter le flux annuel des  émissions mondiales de ce gaz à 40 milliards de tonnes. Ceci serait beaucoup plus efficace que les grand-messes  sur le climat ou chacun y va de sa promesse de faux-cul, persuadé que, comme les autres, il ne la tiendra pas.

    Voir le papier précédent sur le sujet.

    Le 25 Janvier 2014

     

     

     

  • Quel peut-être le comportement des grands exportateurs de pétrole face à l’accord sur le nucléaire iranien?

    Quel peut-être le comportement des grands exportateurs de pétrole face à l’accord sur le nucléaire iranien?

    Le dégel des relations diplomatiques, sur fond de problèmes nucléaires, entre les États-Unis et l’Iran ne sont pas de nature à bouleverser à court-terme les marchés mondiaux du pétrole. L’Iran, membre de l’OPEP  est un modeste producteur de pétrole (2,8 millions de barils par jour) qui importe des produits raffinés pour sa propre consommation. Cependant, ce pays, en raison de ses réserves de gaz et de pétrole (157 milliards de barils de réserves prouvées selon BP), pourrait devenir un des grands pays exportateurs de produits énergétiques bruts ou raffinés, comme le sont l’Arabie Saoudite ou la Russie. Mais ceci nécessiterait au préalable la mise en place, avec les Groupes pétroliers compétents, d’actions de développement et de financement à long terme de projets gaziers ou pétroliers ambitieux. De tels projets nécessitent de longues négociations dans un climat de confiance à instaurer ou à rétablir. Il est évident que tout ceci n’est ou ne sera pas immédiat.

    Par contre à court-terme il est possible d’assister sur les marchés à une détente de quelques dollars des prix du baril de pétrole mondial.

    La question qui se pose alors est la suivante: quelles vont être les réactions des grands pays exportateurs de pétrole comme l’Arabie Saoudite ou la Russie?

    Sans vouloir faire de la géostratégie du Café du Commerce, il est une donnée importante à prendre en compte, ce sont les productions conjoncturelles élevées de pétrole  de l’Arabie Saoudite (FIG.)

    FIG.: Arabie Saoudite productions mensuelles moyennes de pétrole brut exprimées en millions de barils/jour

    Elles auraient atteint selon l’EIA américaine les 10,2 millions de barils par jour au mois d’Août 2013, après une hausse importante visant à suppléer aux manques de productions libyennes et syriennes. Elles seraient retombées au mois d’Octobre dernier à 9,8 millions de barils par jour.

    L’Arabie Saoudite, se sentant délaissée par son grand protecteur américain séduit par la Perse,  pourrait tout simplement décider de faire retomber ses productions vers les habituels 9 millions de barils/jour ou en-deçà (Courbe en pointillés) ou de consommer plus de pétrole en interne pour produire son électricité et pour alimenter son raffinage tout récent.

    Il sera intéressant de suivre dans les mois à venir les actions saoudiennes sur le marché du pétrole et des produits raffinés dont les demandes croissent dans le monde.

    Le 25 Novembre 2013

  • Variations des émissions de CO2: l’alouette européenne affronte le cheval chinois

    Variations des émissions de CO2: l’alouette européenne affronte le cheval chinois

    En 22 ans, entre 1990 et 2012, les émissions annuelles de CO2 larguées dans l’azur européen ont été réduites de 0,59 milliard de tonnes (-13,6%, courbe verdâtre) alors que celles évaporées dans le ciel chinois (courbe rouge) et qui ont atteint les 10,8 milliards de tonnes en 2012 (productions de ciment comprises),  se sont accrues de 7,4 milliards de tonnes (multipliées par près de quatre durant la période considérée).

    Les émissions annuelles mondiales à 34,5 milliards de tonnes de CO2 en 2012 se seraient accrues de 52% depuis 1990, selon les données de l’agence de l’environnement néerlandaise.

    Si ces émissions sont vraiment une menace pour la Planète, il est possible d’avancer que ses habitants sont mal barrés. Mais prédire l’évolution du climat est une équation complexe, bien trop complexe pour que les nombreuses simulations mathématiques approximatives en cours  ne présentent  une quelconque pertinence prédictive. Dieu soit loué!

    Je pencherais plutôt à me persuader que l’accroissement inéluctable des prix des ressources énergétiques fossiles durant les années à venir,  devrait venir calmer peu à peu le rythme de combustion par l’homme et ses machines de ces ressources de plus en plus demandées, en particulier par l’Asie. Même et surtout les Chinois vont devoir améliorer l’efficacité énergétique de leurs processus industriels, commerciaux et résidentiels s’ils veulent retrouver un air respirable dans certaines agglomérations. La Chine dispose d’un vaste réseau routier qui ne demande qu’a être saturé de bagnoles. C’est pour les années à venir.

    La réduction du flux des émissions mondiales de gaz carbonique (pour les plus jeunes: terme ancien désignant le dioxyde de carbone) devrait se réaliser plus ou moins naturellement sous l’impact des lois élémentaires de l’économie, après l’échec patent des grand- messes onusiennes sur le sujet, toujours en vigueur.

    ACCEDER aux données publiées par l’Agence PBL.NL

  • Japon: des modules photovoltaïques flottants

    Japon: des modules photovoltaïques flottants

    4500 modules installés sur un réservoir à Okegawa au Japon, l’idée me semble originale. Pour quand,  une copie plus vaste et plus ambitieuse tout au long du Canal du Midi? (aux platanes incompatibles près).

    LIRE le papier de Shinichi Kato sur le sujet

    LIRE le papier

  • Essai de segmentation du marché pétrolier: une volonté américaine

    Essai de segmentation du marché pétrolier: une volonté américaine

    Depuis 1975, suite au premier choc pétrolier, et afin de préserver les ressources pétrolières américaines pour les besoins du pays, par l’ »Energy Policy and Conservation Act »  renforcé en 1979 par l’ »Export Administration Act »,  les exportations hors des États-Unis de pétrole brut sont soumises à autorisation de la Présidence. Dans les faits seuls quelques dizaines de milliers de barils par jour de brut sont exportés hors des US, vers le Canada,  par ailleurs gros fournisseur de pétrole des États-Unis. Par contre, les exportations de produits raffinés sont, elles, autorisées. Cet état de fait explique l’existence de deux grandes familles de prix du pétrole dans le monde l’une aux États-Unis avec comme benchmark le WTI coté à New York et échangé physiquement à Cushing (Oklahoma). L’autre famille (hors Russie) avec pour benchmark le Brent coté sur l’ICE à Londres et talonné par  le brut DME coté à Doubaï, qui affichent à quelques dollars près entre les deux, le  prix du brut mondial, hors USA et Russie.

    Question: Y-a-t-il une chance pour que l’exécutif américain change un jour la règle du jeu? Ceci apparait comme peu probable. En effet en raison des productions américaines croissantes de condensats de gaz de schistes en parallèle avec  des importations de pétrole brut lourd adapté aux raffineries américaines, le Golfe du Mexique et ses raffineries regorgent de pétrole ce qui pousse les prix du brut WTI vers le bas et favorise les exportations américaines de produits raffinés lucratifs tels que le gazole. Une autorisation sans contrainte des exportations de brut américain se traduirait immédiatement par une augmentation des prix du baril de brut américain et par une baisse des prix du pétrole mondial, avouons-le, ceci n’irait pas dans le sens des intérêts économiques américains.

    Quelques données quantitatives : depuis plus d’une décennie les raffineries américaines ingurgitent 15 millions de baril de brut par jour. Ceci représente un cinquième (15/76) des productions mondiales de brut et de condensats dans le monde.

    Pour alimenter leurs raffineries les États américains disposent de leurs propres productions de brut qui croissent et atteignent en ce moment autour des 7,5 millions de barils par jour et des importations qui décroissent et restent encore autour des 7,6 millions de barils par jour.

    On le voit, les États-Unis sont encore dépendants à hauteur de 50% des importations de pétrole brut s’ils veulent faire tourner à plein régime leurs outil de raffinage et exporter. L’EIA qui a récemment publié sur ce sujet affichait pour 2010 un taux de dépendance aux importations de 62%. Les données changent à toute vitesse.

    A partir de ces données il est possible de pronostiquer que la charge des raffineries américaines va de moins en moins dépendre du pétrole importé. Ceci implique que l’Administration américaine va devenir de moins en moins sensible à l’accroissement des prix du pétrole mondial (non américain). L’Arabie Saoudite leader de l’OPEP, pourra alors de plus en plus librement exercer toute pression à la hausse des prix mondiaux, si elle le désire, sans avoir besoin de demander l’autorisation préalable à son grand protecteur américain, elle pourrait même être sollicitée par ce dernier pour le faire.

    Tout cela dessine pour les années à venir, une baisse des cours du baril de pétrole américain par excès de ressources et une hausse des cours du baril de pétrole mondial, contrôlés  par un cartel et tirés vers le haut par les consommations asiatiques, avec pour conséquence un accroissement du spread entre les deux. Ce spread était tombé au plus bas (entre 2 et 3$ le baril) au mois de Juillet 2013 avec la suppression du goulot à Cushing , il est revenu cette semaine autour des 12 dollars le baril. Le revoir vers les 20 ou 30$ le baril n’aurait rien d’étonnant. Un avantage concurrentiel américain indéniable.

    Le 7 Novembre 2013

     

    ACCEDER aux débats américains sur le sujet:

    US export ban dans le ft.com lire à partir de Google le très bon papier de Nick Butler: https://www.google.fr/search?q=google&rls=com.microsoft:fr:IE-Address&ie=UTF-8&oe=UTF-8&sourceid=ie7&rlz=1I7GGLJ&gws_rd=cr&ei=xUV7UveiI-GZ0QXVv4GgCg#q=US+export+ban&rls=com.microsoft:fr%3AIE-Address

  • L’Ukraine signe avec Chevron pour valoriser ses gaz de schistes du bassin des Carpates

    L’Ukraine signe avec Chevron pour valoriser ses gaz de schistes du bassin des Carpates

    (Cliquez sur la carte pour en obtenir une version acceptable)

    En accord avec sa volonté de désengagement vis-à-vis de ses approvisionnements en gaz russe, sources d’incessantes querelles, l’Ukraine poursuit sa politique de prospection et de mise en exploitation éventuelle de ses réserves de gaz de schistes. Après avoir signé au mois de Janvier dernier avec Shell un accord de prospection et l’exploitation de ses champs du bassin de Dniepr-Donetz, situé à l’Est du pays, les dirigeants ukrainiens viennent de signer un accord semblable avec l’américain Chevron pour explorer et mettre en exploitation  le champ  d’Olesska situé au coeur du Bassin promontoire des Carpates, à l’Ouest de l’Ukraine (FIG.).

    L’exemple américain a montré qu’il avait fallu plus d’une décennie de prospection avant de posséder une connaissance du sous-sol suffisamment fine pour pouvoir aller extraire avec succès les gaz de schistes. Ce sont donc des contrats de longue haleine qui lient l’Ukraine avec ces Groupes pétroliers.

    Le 6 Novembre 2013

    LIRE le communiqué de l’Agence  Reuters sur le sujet.

  • Quelle part pour les biocarburants et les carburants de synthèse dans les décennies à venir?

    Quelle part pour les biocarburants et les carburants de synthèse dans les décennies à venir?

    Les projections des marchés pétroliers pour les décennies à venir (à l’horizon 2040 par exemple) affirment que les pays membres de l’OPEP aux amples réserves, resteront pour une large part (autour des 40 à 45% du marché) fournisseurs de pétrole dans le monde. Les besoins mondiaux en produits pétroliers, tirés vers le haut par l’Asie et ses transports, devraient croitre annuellement d’un million de barils/jour environ. Cette augmentation de la demande sur un marché piloté par un cartel,  permet de pronostiquer sur le moyen-terme une croissance régulière des prix en dollars courants du baril de pétrole. Il en résultera un accroissement des fournitures de biocarburants, ersatz des produits pétroliers, et de celles des pétroles synthétiques issus du charbon, du gaz, de la biomasse ou tout bêtement du CO2 par l’intermédiaire du procédé Fischer-Tropsch alimenté par le vieux gaz à l’eau (syngas), à base de monoxyde de carbone et d’hydrogène.

    Pour quantifier ces phénomènes il est possible de se reporter au Papier de Sieminski, administrateur de l’EIA américaine, présentée en Juillet 2013 (FIG.)

    A l’horizon 2040, l’EIA imagine un doublement des volumes de biocarburants mis sur le marché avec une forte contribution du Brésil et des États-Unis. Un examen des terres arables disponibles dans le monde montre que l’Afrique, si ses dirigeants un jour le décident, pourrait devenir un grand producteur de biocarburants. Il y a là une opportunité de croissance encore plus rapide de ces volumes.

    Dans les procédés de synthèse à partir du charbon apparaît tout naturellement la Chine et à partir du gaz naturel le Qatar qui a déjà commencé. Les autres projets de Sasol dans ce domaine du GTL concernent dès-à-présent l’Afrique (projet Escravos), l’Ouzbékistan et le États-Unis. Ces procédés sont d’ors-et-déjà rentables, une augmentation des prix du gazole et du Naphta ne pourrait qu’accélérer les décisions d’investissement dans ces filières. Compte tenu de la disponibilité de gaz dans le monde et des besoins en gazole, les prévisions de l’EIA dans la filière GTL me semblent bien timides. L’Iran par exemple pourrait décider à partir des mêmes ressources gazières, d’imiter le Qatar. Les États-Unis exportateurs de gazole et disposant de vastes réserves de gaz devraient devenir de larges acteurs dans le procédé GTL. La Chine, l’Algérie, l’Argentine pourraient valoriser leurs gaz de schistes à exploiter par ce procédé.

    Allez! Rêvons un peu, la France pourrait même produire un jour, son propre gazole qu’elle importe à grand frais de Russie ou des États-Unis et demain d’Arabie Saoudite. Il suffirait de laisser entreprendre les industries compétentes.

    Une certitude:  les produits pétroliers de synthèse et les biocarburants joueront, dans les décennies à venir,  un rôle croissant dans l’approvisionnement du monde en carburants et autres matières premières pour la pétrochimie.

    Le 3 Novembre 2013

     

  • Gaz de schistes secs ou humides? Voila la bonne question!

    Gaz de schistes secs ou humides? Voila la bonne question!

    Plutôt que de raconter d’obscures salades (elles étaient attendues) sur l’épuisement programmé des gaz de schistes américains, mieux vaut consulter les dernières données de l’EIA américaine sur les productions de gaz et de condensats associés pour les divers gisements en cours d’exploitation. Bien sûr, les gisements non encore exploités comme celui d’Utica, plus large,  plus profond et plus « humide » que celui de Marcellus ne font pas encore l’objet de rapports.

    Ces publications nous racontent les productions moyennes par puits pour le gaz et le pétrole associé qui sont généralement en croissance. Mais à partir des productions mensuelles de gaz et de condensats, il est possible de quantifier une donnée économique essentielle: la teneur moyenne en condensats des gaz de schistes exploités qui s’exprime en baril par millier de pied cube de gaz extrait. Ce rapport varie de pratiquement zéro pour le gisement de Haynesville à cheval entre le Texas et la Louisiane (FIG., tache grise) et des valeurs proche de 1 pour le prolifique gisement de Bakken dans le Nord-Dakota (FIG., tache jaune) et qui produit près d’un million de barils par jour de condensats.

    FIG. Principaux gisements de gaz de schistes américains et teneur moyenne en condensats en barils par millier de pied cube (EIA). Cliquez sur l’image pour en obtenir une version lisible.

    Compte tenu des cours du gaz naturel aux États-Unis qui se situent au-dessous de 4 dollars par MMBTU et compte tenu des 1022 BTU apportés par la combustion d’un pied cube de gaz naturel américain, le prix de vente du millier de pied cube de gaz américain se situe au-dessous des 4 dollars. Si est associé à ce millier de pied-cube de gaz, un baril de pétrole coté vers les 95 dollars, l’équation économique de l’exploitation du gisement est radicalement transformée.

    Peut-être faut-il voir là, la seule et unique raison du déclin des productions du gisement de Haynesville qui ne produisait en Novembre 2013 que 45 barils de pétrole par jour et par puits à comparer aux 482 barils de pétrole par jour et par puits du gisement de Bakken.

    Une baisse des cours du pétrole régional (WTI) aux États-Unis porterait un coup, peut-être fatal,  aux exploitations de gaz de schistes « peu humides » américaines telles que celui de Marcellus en Pennsylvanie et dans l’Ouest-Virginie (FIG., tache verte), en attendant des cours plus favorables pour le gaz.

    Le 29 Octobre 2013

  • Valoriser les réserves mondiales de gaz par leur transformation en gazole et naphta

    Valoriser les réserves mondiales de gaz par leur transformation en gazole et naphta

    Le monde, planète  adulte, regorge de gaz naturel, résidu ultime et lentement généré  par la décomposition des immenses quantités de matières organiques accumulées dans son sous-sol au cours de centaines de millions d’années lointaines qui nous ont précédé. Ces gaz sont retrouvés aujourd’hui, selon leur âge et leur localisation  sous formes plus ou moins « humides », c’est à dire plus ou moins chargées en résidus pétroliers dont ils sont issus.

    Mais il n’est pas évident qu’une ressource naturelle disponible devienne une ressource exploitable, encore faut-il que son utilisation soit ou devienne économiquement rentable… sinon subventionnée, si la communauté juge cette ressource intéressante par ses qualités intrinsèques. Ceci n’est pas le cas du gaz naturel.

    Le gaz naturel se transporte sur longues distances, soit par gazoduc soit sous forme liquide (GNL). Mais les flux d’échanges n’ont pas atteint la taille suffisante pour qu’il existe un cours international du gaz comme c’est pratiquement le cas pour le pétrole (à l’exception notable du pétrole américain qui ne peut pas être exporté et qui est coté régionalement comme le WTI ou le LLS, Light Louisiana Sweet). Il existe donc des cours régionaux du gaz naturel aux USA (Henry Hub), en Europe (National balancing point en Grande -Bretagne) ou en Asie qui peuvent afficher des rapports de prix de 1 à  5 ou 6 entre les États-Unis et certains pays asiatiques.

    Aux États-Unis où les prix du gaz sont très faibles (moins de 4$ par MMBTU), leur exploitation est économiquement déterminée à ce jour par la récupération de condensats dont les prix suivent les cours du pétrole voisin.

    Il existe cependant une voie plus radicale pour valoriser les ressources de gaz: c’est de les transformer en produits pétroliers. Selon Sasol, le procédé GTL suivi d’un hydrocracking conduit à un mix produit constitué de 75% de gazole, 20% de Naphta et 5% de gaz comprimés liquides tel que propane ou butane.

    Il faut selon la même source 10 000 pied-cube (cf) de gaz ( soit 10,2 MMBTU sur la base de 1022 BTU par cf de gaz américain EIA) pour produire un baril du mix produit.

    Compte tenu des cours du gaz, du diesel et du Naphta aux États-Unis, il suffit de moins de 40 dollars de gaz naturel pour produire par GTL dans les 125 dollars de produits pétroliers.  La rentabilité des opérations repose donc sur la  disponibilité de gaz naturel et sur la taille de l’investissement par baril produit annuellement par une complexe unité GTL. Ceci explique la volonté de Sasol de développer des réacteurs Fischer Tropsch de plus en plus gros (FIG.I) afin de réduire le capital employé par baril produit.

    L’unité la plus récente de GTL est l’unité Oryx du Qatar construite par Shell et qui compte deux trains de 16000 barils/jour de technologie Sasol, leader historique des procédés Fischer Tropsch. Cette unité devrait être dupliquée au Nigeria dans le cadre du projet Escravos. Un projet GTL de taille accrue devrait être également lancé en Ouzbekhistan. Mais surtout, Sasol annonce son intention d’industrialiser (en deux tranches) 4 trains de 24000 barils par jour en Louisiane sur son site du Lac Charles. D’autres projets seraient en cours d’études au Canada.

    Il apparaît évident aujourd’hui, compte tenu du bon fonctionnement de l’unité GTL du Qatar et de l’abondance des disponibilité de gaz naturel dans le monde que des unités de plus en plus nombreuses et de plus en plus importantes vont voir le jour afin de disposer de gazole pour les transports et de Naphta pour la pétrochimie (éthylène, oxyde d’éthylène et leurs dérivés). Ces unités GTL, avec des capacités unitaires qui pourraient atteindre puis dépasser les 100 mille barils par jour, devraient dans la décennie à venir représenter une part encore faible mais non négligeable des ressources en produits raffinés, en concurrence avec les raffineries classiques. Pour cela il sera nécessaire que les cours internationaux du gazole et du Naphta restent à des prix suffisants pour amortir ces unités dans des délais raisonnables.

    D’autres voies, utilisant les mini réacteurs de conversion Fisher Tropsch de Velocys, dont nous avions déjà parlé ici, comme a l’intention de le mener à bien Pinto Energy,  pourront faire éclore de petites unités de conversion de GTL de quelques milliers de barils par jour. La aussi,  la soutenabilité financière des opérations dépendra de la valorisation des produits aliphatiques obtenus.

    En vertu de la règle se substituabilité compétitive qui caractérise l’utilisation des ressources énergétiques depuis des siècles, le monde va entrer dans l’utilisation rationnelle du gaz naturel abondant en particulier pour les transports. Dans ce cadre, la conversion de ces gaz en combustibles liquides par GTL participera à la substitution progressive du pétrole par ces dérivés synthétiques issus du gaz.

    Le 24 Octobre 2013

  • La part des biocarburants dans les transports va poursuivre sa progression

    La part des biocarburants dans les transports va poursuivre sa progression

    Deviser du rôle des biocarburants sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre est une vaste fumisterie qui occupe régulièrement les après-midi monotones de nos élus européens et nationaux. Il suffit de connaître les milliards de tonnes de CO2 largués annuellement par les camarades chinois ou plus largement asiatiques pour s’en convaincre.

    Par contre le rôle des biocarburants sur la consommation mondiale de produits pétroliers importés à grands prix dans notre pays est pour sa part un sujet de premier ordre et cependant négligé par nos caciques de tous poils.

    La FAO vient d’actualiser les projections de productions agricoles pays par pays jusqu’en 2022. Dans ces données y figurent les productions d’éthanol et de biodiesel (FIG.), filières de plus en plus importantes dans la part des ressources financières du monde paysan.

    J’ai exprimé ces volumes annuels en millions de barils par jour, unité internationale des produits pétroliers, en divisant les litres annuels par 159 pour les convertir en barils et par 365 ou 366 pour obtenir une moyenne journalière.

    Pour comparer ces productions qui devraient dépasser les 3,5 millions de barils par jour en 2022, aux consommations mondiales de produits pétroliers, il suffit de savoir que les volumes sortants des raffineries représentent aujourd’hui autour des 92 millions de barils par jour. Compte tenu des 2,5 millions de barils par jour de biocarburants produits, il est possible d’estimer les volumes de purs produits pétroliers raffinés quotidiennement autour des 90 millions de barils.

    Une autre donnée importante: la croissance annuelle des consommations mondiales de produits pétroliers et autres biocarburants est de l’ordre d’un million de barils par jour. Cette croissance est largement tirée par les consommations asiatiques, surtout industrielles aujourd’hui, mais qui s’appliqueront de plus en plus aux transports routiers avec l’explosion des achats de voitures personnelles et de l’urbanisation.

    Remarque: une étude récente des Berkeley Labs estime que la consommation chinoise de pétrole pour les transports était égale à 10% de celle des USA en 1998 et à 31% en 2010. Par extrapolation on peut estimer que ces consommations chinoises, pour les seuls transports, vont représenter en 2013 autour des 260 MToe soit  la moitié environ des consommations américaines.  Au rythme actuel, ces consommations chinoises pour les seuls transports devraient doubler d’ici à 2017 ou 2018.

    Avec une croissance d’un million de barils par jour dans la décennie à venir (FIG.) les biocarburants vont assurer autour du dixième de la croissance annuelle des consommations en produits raffinés, l’équivalent d’un très grand pays producteur de pétrole.

    ACCÉDER aux données de la FAO

    Le 7 Octobre 2013