Total a annoncé mardi le lancement de la deuxième phase du développement du champ offshore d’Ofon au Nigeria (Ofon phase 2), dont la production est attendue en 2014.

Le champ d Ofon est situé dans le bloc OML1 102, à 65 kilomètres au large des côtes du Nigeria, par 40 mètres de profondeur d eau.

D après le pétrolier français, le projet Ofon phase 2 valorisera les réserves non développées du champ afin de porter sa production de 30.000 à 90.000 barils équivalent pétrole par jour. Pour cela, la phase 2 prévoit la mise en place de quatre nouvelles plateformes : deux plateformes de production, une de traitement et une d habitation. Une partie importante du développement est consacrée à la récupération du gaz, qui sera comprimé puis acheminé à terre.

Ofon phase 2 représente également une étape majeure du plan de réduction du brûlage des gaz associés à la production de pétrole et des émissions de gaz à effet de serre.

« Avec le développement de la phase 2 du champ d’Ofon, Total accroît de manière durable la valorisation de ses ressources », a souligné Jacques Marraud des Grottes, directeur Afrique Exploration-Production de Total. « Il représente un élément de croissance supplémentaire qui accompagne notre stratégie principalement axée sur le développement de gisements en offshore profond comme Akpo et prochainement Usan en minimisant l’émission de gaz à effet de serre. »

Le permis OML 102 est détenu par Total Exploration-Production Nigeria Ltd (40%, opérateur) et NNPC (Nigerian National Petroleum Corporation - 60%).


1 OML : Oil Mining Lease

Hier soir, à 19 heures, un pic de plus de 100.500 mégawatts (MW) a été mesuré par le gestionnaire du Réseau de Transport d Electricité RTE, soit presque 4.000 MW de plus que le précédent record établi le 15 décembre 2010, avec 96 710 MW.

Déjà lundi soir, le record de consommation avait failli être atteint avec 96 300 MW.

Par ailleurs, les craintes d un black-out sur les départements du Var et des Alpes-Maritimes se sont révélées fausses.

En prévention, le RTE avait réduit la tension électrique de 5% dès lundi, tandis que de nombreuses villes, commerces, entreprises et particuliers avaient pris la précaution de ne pas utiliser abusivement leurs appareils électriques.

Le froid polaire devrait encore se prolonger durant plusieurs jours dans l hexagone a toutefois prévenu le centre de prévision météorologique.

L’accroissement considérable de la production d’énergie électrique dans le monde au cours des 25 prochaines années (70% dans le scénario nominal retenu par l’Agence Internationale de l’Energie) montre l’intérêt de faire les bons choix pour limiter les émissions de gaz à effet de serre.

Le rapport de la Cour des Comptes publié en janvier 2012 sur Le coût de la filière électronucléaire vient d’apporter des précisions très attendues sur ce sujet.

C’est pourquoi il est intéressant de comparer toutes les filières technologiques de production d’électricité, en partant de celles qui sont le plus utilisées actuellement et en couvrant bien entendu toutes les nouvelles énergies renouvelables.

L IFRAP (Fondation pour la Recherche sur les Administrations et les Politiques Publiques) a réalisé une synthèse que nous nous proposons de relayer à nos lecteurs (en 2 partie).

Les centrales électriques à charbon : 40% de la production mondiale

Le charbon se trouve partout en grande quantité et est un moyen simple et économique pour satisfaire en toute sécurité les besoins en énergie électrique des pays en voie de développement. Selon l’AIE le rendement moyen mondial des centrales à charbon est de 30%. En Europe ce chiffre est de 38%. L’amélioration de l’efficacité énergétique des centrales existantes est donc un axe de progrès important, les centrales les plus récentes atteignant 45%. Si le rendement moyen des centrales à charbon était amélioré de 5 points les émissions de CO2 du secteur électricité baisseraient de 8%. Le deuxième axe de progrès serait d’abaisser le coût des procédés de capture et de stockage du CO2 (CSC), qui sont trop pénalisants pour pouvoir être déployés à grande échelle.

Les centrales électriques à turbine à gaz : 20% de la production mondiale

Les turbines à gaz en cycle simple sont peu coûteuses à construire et elles ont l’avantage de démarrer très rapidement ce qui permet de suivre les besoins de la consommation. Mais leur rendement ne dépasse pas 35%. Avec des centrales à deux cycles on obtient plus de 50%. Le gaz naturel est le plus propre des combustibles fossiles, mais pour limiter les émissions de gaz à effet de serre il faudra, là aussi, développer les procédés de CSC.

Les centrales nucléaires : 15% de la production mondiale

Les principaux pays producteurs sont par ordre décroissant les États Unis, la France, le Japon, l’Allemagne, la Russie et la Corée du Sud. La Chine et l’Inde ont un important programme d’investissement en cours. Il y a actuellement 442 réacteurs produisant de l’électricité dans 31 pays, dont une centaine aux Etats Unis. L’Europe produit le tiers de l’électricité nucléaire mondiale. Un gramme d’uranium 235 fournit la même quantité d’électricité que 2 tonnes de fuel ou 3 tonnes de charbon, sans émission de CO2. Les réserves de combustible sont d’un siècle au minimum avec les centrales d’aujourd’hui et elles deviennent millénaires avec les réacteurs surgénérateurs capables de recycler les déchets des centrales actuelles.

Les centrales hydrauliques : 15% de la production mondiale

L’hydraulique est de loin, et pour encore longtemps, la première source d’énergie renouvelable. L’hydroélectricité fait l’objet d’investissements importants en particulier en Asie et en Amérique Latine.

Les éoliennes : 2% de la production mondiale

Parmi les énergies renouvelables cette technologie est considérée comme mature.

Cependant elle pose certains problèmes :

• l’énergie dépend de la puissance et de la régularité du vent et est donc fournie de manière intermittente : on compte en moyenne sur un fonctionnement à pleine puissance de 2400 heures par an, ce qui oblige à disposer d’autres sources de production en complément,

• les éoliennes génèrent des nuisances visuelles et sonores et des conflits d’utilisation de l’espace terrestre ou marin.

La puissance délivrée par une éolienne récente est de l’ordre de 2 MW. Les projets d’éoliennes offshore devraient mettre en ?uvre des turbines de 5 à 10 MW, le principal intérêt de ces installations étant de pouvoir obtenir un fonctionnement de 3 à 4000 heures par an à pleine puissance. Les éoliennes sont exploitées dans des parcs contenant de 10 à 50 équipements pour faciliter le raccordement au réseau et éviter le mitage du paysage. En France des zones de développement éolien ont été instaurées qui permettent de bénéficier de l’obligation d’achat par EDF de l’électricité produite.

• Le prix du MWh éolien terrestre est estimé dans les conditions décrites à 74 ?. Il faut disposer en complément pour assurer une fourniture continue d’énergie, dans une solution sans nucléaire, de centrales à gaz qui vont fonctionner 6000 heures par an . Sur la base du gaz à 6,5$/MBtu le prix du MWh est de 65 ?, ce qui donne un mix éolien/gaz à 67 ?. Mais le prix du gaz sur le marché international est en train de baisser à 3,5$/MBtu ( sauf en France où nous avons des contrats d’approvisionnement à long terme ) ce qui donne un MWh à 50 ? et par conséquence un mix gaz/éolien à 56 ?.

• Le prix du MWh éolien offshore est estimé à 118 ?. On a alors un mix gaz/ éolien à 83? avec le gaz cher et 73? avec le gaz pas cher. Les trois pays disposant de la plus importante puissance installée sont les Etats Unis avec 35 GW, suivis de la Chine et l’Allemagne avec 26 GW.

Le solaire photovoltaïque : en devenir mais à quel prix ?

La production d’énergie électrique à partir de l’énergie solaire est négligeable au niveau mondial (moins de 2 millièmes), mais le potentiel de développement est intéressant. En effet l’énergie solaire captée par la terre en une heure équivaut à la totalité de l’énergie consommée par l’homme en un an. Deux technologies sont disponibles :

• la plus répandue est le photovoltaïque non concentré. On obtient des rendements de 12 à 20%,

• le photovoltaïque à concentration utilise un miroir parabolique ou une lentille de Fresnel qui focalisent les rayons du soleil sur une petite cellule à haute performance capable d’absorber l’énergie solaire dans la totalité du spectre. On divise par 500 à 1000 la surface des capteurs photovoltaïques, ce qui baisse leur coût. Mais on doit en contrepartie orienter précisément les miroirs vers le soleil. Les rendements obtenus avec cette technologie sont de 25 à 35%.

Les principales limites au développement de l’électricité solaire photovoltaïque sont, d’une part, son prix qui est beaucoup plus élevé que celui de l’électricité produite avec les énergies fossiles et, d’autre part, la faible densité énergétique du rayonnement solaire qui conduit à déployer les panneaux solaires sur de vastes espaces.

Situation de la France : le parc nucléaire

Avec une puissance installée de 63 GW en 2011, le parc nucléaire français est le deuxième au monde. Il compte 58 réacteurs répartis sur 19 sites et assure 80% de la production électrique. La standardisation du parc français, dit de deuxième génération, s’est organisée en cinq paliers successifs :

Palier CP0 : 6 réacteurs, dont 2 à Fessenheim qui sont les plus anciens,
Palier CPY : 28 réacteurs,
Palier P4 : 8 réacteurs,
Palier P’4 : 12 réacteurs,
Palier N4 : 4 réacteurs.

Les paliers se distinguent par des augmentations de puissance de 900 MW pour les premiers, puis 1300 MW et 1450 MW pour le dernier et diverses évolutions technologiques au niveau de la réalisation de l’enceinte de confinement, du circuit primaire de génération de vapeur et de la chaîne de contrôle/commande numérique des réacteurs. Un réacteur de 1650 MW est en construction à Flamanville. C’est un réacteur de troisième génération, l’EPR, qui bénéficie d’un niveau de sécurité accru avec deux épaisseurs d’enceinte de confinement et une peau d’étanchéité ainsi que des redondances des circuits critiques. Ce réacteur devrait être mis en service en 2014.

Le parc nucléaire français a une moyenne d’âge de 24 ans, les premières centrales en fonctionnement atteignant leur trentième année de production. L’allongement de la durée de vie des centrales au-delà de 30 ans est un enjeu économique majeur. La réglementation française ne fixe pas de durée de vie maximale mais oblige EDF à faire valider tous les 10 ans une autorisation d’exploitation par l’ASN (Autorité de Sureté Nucléaire) après une visite approfondie des installations. Suite à l’accident de Fukushima, l’ASN a demandé à EDF de faire évoluer la sûreté des anciens réacteurs pour les rapprocher de celle des EPR, ce qui correspond à un investissement important mais justifié si la durée de vie des centrales actuelles était prolongée.

[ Auteur : Gérard Bouy ]

[ Src : iFRAP ]

L’accroissement considérable de la production d’énergie électrique dans le monde au cours des 25 prochaines années (70% dans le scénario nominal retenu par l’Agence Internationale de l’Energie) montre l’intérêt de faire les bons choix pour limiter les émissions de gaz à effet de serre.

Le rapport de la Cour des Comptes publié en janvier 2012 sur Le coût de la filière électronucléaire vient d’apporter des précisions très attendues sur ce sujet.

C’est pourquoi il est intéressant de comparer toutes les filières technologiques de production d’électricité, en partant de celles qui sont le plus utilisées actuellement et en couvrant bien entendu toutes les nouvelles énergies renouvelables.

L IFRAP (Fondation pour la Recherche sur les Administrations et les Politiques Publiques) a réalisé une synthèse que nous nous proposons de relayer à nos lecteurs (en 2 partie).

Le recyclage du combustible nucléaire et les centrales de quatrième génération

Le combustible MOX (Mixed OXyde fuel) est un mélange d’oxyde d’uranium et d’oxyde de plutonium u tilisé dans certaines centrales nucléaires pour limiter la consommation d’uranium naturel en recyclant les combustibles usés qui contiennent 97% de matière recyclable. Ceci présente trois avantages principaux :

la limitation des quantités de plutonium produit par les centrales. En effet un réacteur qui fonctionne avec 30% de combustible MOX consomme autant de plutonium qu’il en produit, ce qui contribue à l’effort de stabilisation des stocks de matière nucléaire, la réduction par 10 de la toxicité à long terme des déchets et par 5 de leur volume, des économies importantes d’uranium enrichi et donc d’uranium naturel. Ce combustible est utilisé depuis 35 ans dans les réacteurs à eau légère qui constituent l’essentiel du parc nucléaire mondial et notamment 36 réacteurs en Europe, dont 20 en France.

Les recherches internationales en cours visent à développer des réacteurs nucléaires de quatrième génération qui constituent une rupture en termes de rendement, de longévité et de sûreté. Ils seraient mis en service vers 2040. Ces réacteurs à neutrons rapides exploitent la fertilité de l’uranium 238 naturel qui, irradié par des neutrons rapides, est converti en plutonium 239 fissile. Avec la même quantité d’uranium, on peut produire 50 à 100 fois plus d’électricité que dans les centrales actuelles. La ressource d’uranium deviendrait alors millénaire.

Ces systèmes à neutrons rapides permettent en effet le bouclage complet de l’aval du cycle du combustible par un multi-recyclage du plutonium, ce qui préserve les ressources en uranium. Dans les réacteurs actuels à eau pressurisée, le recyclage du plutonium est limité à un cycle sous forme du combustible MOX. L’un des grands enjeux des réacteurs de quatrième génération à neutrons rapides est de faciliter la gestion des déchets radioactifs en réduisant le volume et la radio-toxicité intrinsèque à long terme des déchets ultimes, qui retrouveraient le niveau de radioactivité de l’uranium naturel au bout de 300 ans.

La France, forte de l’expérience acquise dans la conception de réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium au travers des programmes Rapsodie, Phénix et Super Phénix a lancé le démonstrateur Astrid, placé sous la responsabilité du CEA, dont la mise en service est prévue en 2020.

Les coûts de production de l’énergie électrique

La Direction de l’Énergie au Ministère de l’Industrie entreprend tous les 3 à 5 ans l’étude des coûts de référence de la production électrique, qui est une évaluation du coût complet du mégawatt-heure (MWh) électrique issu des différents moyens de production. S’agissant d’informations commercialement sensibles pour les moyens de production centralisés (centrales à charbon, à gaz et nucléaires), les résultats sont publiés en valeur relative, la base 100 étant retenue pour une centrale nucléaire de type EPR mise en service en 2020. Les principales hypothèses sont un taux de rentabilité de 8% pour le capital investi, un prix de charbon à 60 Euros/tonne, de gaz à 6,5 $/MBtu et d’uranium à 52 $/lb. Les résultats sont présentés sans appliquer de pénalités sur les émissions de CO2.

Les moyens de production comparés sont une centrale EPR de 1650 MW, une centrale à charbon pulvérisé et traitement des fumées de 900 MW et une centrale à gaz de 450 MW fonctionnant en base, c’est-à-dire 8760 heures par an. Les résultats relatifs sont 100 pour le nucléaire, 110 pour le charbon et 125 pour le gaz, mais alors que pour le nucléaire la répartition entre l’amortissement de l’investissement et le combustible est de 75/25, elle est de 25/75 pour le charbon et le gaz.

Pour une durée annuelle d’appel inférieure à 5000 heures par an les centrales à gaz sont plus compétitives que les centrales à charbon et les centrales nucléaires. Leur coût de référence est alors de 150, ce qui est l’hypothèse à retenir lorsque la centrale à gaz est utilisée conjointement à des moyens de production électrique utilisant de l’énergie renouvelable comme les éoliennes. Mais les surcapacités de production de gaz que l’on constate actuellement ont fait baisser le prix du gaz par un facteur deux aux Etats-Unis par rapport aux hypothèses retenues dans l’étude de la Direction de l’Energie, ce qui rend la filière gaz particulièrement compétitive aujourd’hui. Dans l’hypothèse d’une taxe de 20 Euros/tonne de CO2, les coûts du MWh seraient grevés de 15 Euros pour le charbon et 7 Euros pour le gaz, tandis que le nucléaire ne supporterait aucun surcoût.

La production hydroélectrique sort du cadre de l’étude de la Direction de l’Energie car chaque barrage est spécifique. Néanmoins pour la petite hydroélectricité, sur la base d’un fonctionnement de 3500 à 4000 heures par an, l’étude donne une fourchette de 60 à 120 Euros par MWh pour des petites puissances comprises entre 50 KW et 7,5 MW.

Concernant la production éolienne, pour une mise en service en 2012 d’une éolienne terrestre de 3 MW fonctionnant 2400 heures par an à pleine puissance, on a un coût de 74 Euros par MWh. Pour une éolienne en mer de 4 MW fonctionnant 3000 heures on obtient 118 Euros par MWh.

Enfin la production solaire photovoltaïque, pour une mise en service en 2012 d’une installation de 3 KW pour une maison individuelle dans un environnement où l’énergie solaire incidente correspond au nord de la France, a un prix de revient de 680 Euros par MWh. Pour une centrale solaire à concentration de 10 MW située dans un environnement du sud de la méditerranée on est à 230 Euros le MWh.

Quelle politique d’investissement en centrales électriques pour la France ?

Le parc nucléaire français est homogène et bien que les centrales aient été conçues pour une durée de vie de 30 ans EDF envisage de les faire fonctionner pendant 40 à 60 ans en faisant évoluer la sûreté des anciens réacteurs pour les rapprocher de celle d’un EPR. Compte tenu de la structure des coûts de production de l’électricité nucléaire où l’amortissement de l’investissement initial est prépondérant, la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires devrait permettre de produire de l’électricité de manière très compétitive.

Ceci permettrait d’attendre d’avoir les premiers retours d’exploitation de la centrale EPR de Flamanville avant de décider d’un lancement de tranches industrielles significatives d’un nouveau programme nucléaire. D’autant que par conception, du fait de son très haut niveau de sécurité, l’EPR devrait rester coûteux par rapport à ses concurrents directs qui sont l’AP 1000 américano-japonais (estimation de 55 dollars le MWh) et l’APR 1400 Sud Coréen (estimation de 42 dollars le MWh), ces comparaisons restant à vérifier lorsque plusieurs centrales seront en fonctionnement.

En parallèle les études des réacteurs surgénérateurs de quatrième génération doivent impérativement être poursuivies et il serait important de partager ces travaux de recherche avec des partenaires étrangers américains et japonais, comme il a été prévu dans les déclarations d’intention signées en 2010.

En dehors du nucléaire, il est souhaitable de modérer l’essor des équipements individuels photovoltaïques qui se fait au mépris de toute rentabilité grâce à des subventions payées par la collectivité à travers une péréquation des prix de l’électricité qui a ses limites. L’éolien terrestre et offshore est une solution pour développer les énergies renouvelables, mais elle est coûteuse et ceci d’autant plus que son caractère intermittent oblige à mettre en réserve une capacité équivalente en centrales à gaz ou en centrales nucléaires. D’un strict point de vue économique, les centrales à gaz offrent pour la période à venir un très grand intérêt à cause de leur coût de production très compétitif tant que le gaz est bon marché. C’est la voie retenue par l’Allemagne, qui n’a pas investi dans les centrales nucléaires de troisième génération. Mais l’association gaz/éolien fournira à l’Allemagne une électricité plus chère que celle du parc nucléaire français actuel, dont on aura prolongé la durée de vie.

Concernant le coût du MWh nucléaire qui vient de faire l’objet du rapport de la cour des comptes, on a selon différents modes de calcul les résultats suivants (extraits du rapport) :

• 33? du MWh de cout comptable sans reconstitution du capital nécessaire à la préparation de l’avenir,

• 38? du MWh avec investissement de 3,7 G? par an nécessaire au prolongement à 40 ans de la durée de vie des centrales actuelles et quelques EPR en remplacement des plus vieilles centrales en fin de vie.

Les coûts ci-dessus incluent les dépenses futures de démantèlement sur la base de 21G? pour la totalité du parc et de gestion et stockage des déchets pour 30 G?.

La comparaison brutale des coûts de l’énergie nucléaire à celle d’un mix gaz/éolien est éloquente. Le nucléaire en outre n’émet pas de CO2.

Le choc pétrolier de 1973 avait poussé le gouvernement français à lancer un vaste programme de construction de centrales nucléaires pour garantir notre indépendance énergétique. Cette décision politique devrait continuer à nous rapporter des dividendes jusqu’en 2040, pour peu que l’on sache expliquer aux Français leur intérêt bien compris, dans un contexte où les risques ont toujours été correctement maîtrisés.

[ Auteur : Gérard Bouy ]

[ Src : iFRAP ]

Selon le Syndicat des industries thermiques, aérauliques et frigorifiques, le marché du solaire thermique en France métropolitaine pour l année 2011 a enregistré une baisse de 2% en surface installée par rapport à 2010 et la progression du solaire en collectif (+30%) compense en grande partie le recul en résidentiel individuel.

Pour la première fois, plus de 100 000 m² de capteurs (soit 0,7 MWth) ont été installés sur le segment du solaire thermique collectif. Le marché du chauffe-eau solaire individuel et du système solaire combiné poursuit la même tendance depuis 2009, avec une baisse des surfaces installées pour ces deux applications, respectivement de 15 % et 24%.

Avec 250 000 m² d’installations réalisées en 2011 en métropole, nous n’atteindrons définitivement pas l’objectif d’un marché annuel d’un million de m² installés en 2012, contenu dans la Programmation Pluriannuelle d’Investissement dans la chaleur renouvelable.

Les chiffres du solaire thermique 2011 (ENERPLAN**)

D après les statistiques fournies les adhérents , le marché du solaire thermique métropolitain est évalué en décroissance pour 2011 de 2 % par rapport à 2010. Ainsi, moins de 31 800 CESI - Chauffe-Eau Solaires Individuels (contre 33 800 en 2010) et moins de 1 800 SSC ? Systèmes Solaires Combinés (contre 2 300 en 2010) ont été installés. Les installations d eau chaude solaire collectives enregistrent quant à elles, une croissance de 30 %. En 2010, ce sont 103 800 m² qui ont été installés dans les bâtiments collectifs (contre 79 300 m² en 2010).

Le marché solaire thermique 2010 de France métropolitaine s’élèverait à presque 251 000 m² (256 000 m² en 2010), soit 179,2 MWth installés.

** Association professionnelle de l énergie solaire

Au bureau, les Français produisent chaque année 900 000 tonnes de déchets de papiers, dont plus de la moitié n est toujours pas collectée ni recyclée, alors que dans le même temps, seul 5 % du papier ramette acheté est fabriqué à partir de papier recyclé.

Ce taux est bien trop faible au regard des enjeux importants que constitue le recyclage des papiers pour l économie, l emploi et l environnement. Le papier de bureau usagé permet en effet d alimenter différentes unités de production papetière (papier graphique, hygiène, emballage).[BRK1] Sa collecte et son tri nécessitent en moyenne un emploi pour 1000 tonnes, forcément non délocalisable. Enfin, sur le plan des impacts environnementaux, la production de papier recyclé consomme, à quantité égale, trois fois moins d énergie et d eau que celle de papier non recyclé.

Afin d améliorer la collecte et le recyclage des papiers de bureau, le ministère de l Écologie et les principaux acteurs de la collecte et du recyclage du papier de bureau ont signé lundi une convention d engagement volontaire.

« Le développement de la collecte et le recyclage du papier de bureau est une opportunité économique en plus d être une nécessité environnementale. En dopant la collecte des papiers de bureau usagés, cette convention va permettre de structurer une véritable filière française de recyclage, avec le développement des industries de récupération et des créations d emplois sur le territoire national », a déclaré Nathalie Kosciusko-morizet.

Les professionnels de la collecte et du recyclage de papier bureau se sont engagés à :

• Collecter 200 000 tonnes de papiers de bureau supplémentaires d ici 2015. Cela passe par la captation d un gisement jusqu ici peu exploité : celui des petites entreprises et administrations, ainsi que par le renforcement du tri à la source : actions de sensibilisation et d accompagnement auprès des entreprises tertiaires et des collectivités, formation des personnels en charge de la collecte,…

• Développer une filière française de recyclage et de valorisation structurée et performante en privilégiant notamment un approvisionnement de proximité des usines localisées en France et en renforçant la coordination entre tous les acteurs territoriaux concernés.

• Mettre en valeur les produits « grand public » obtenus à partir du recyclage effectué en France pour encourager l achat de produits recyclés. L Etat s engage notamment à augmenter la part du papier recyclé au sein de la commande publique.

Un Comité de suivi de cette convention d engagement sera mis en place d ici 3 mois et animé conjointement par le ministère du Développement durable et l Agence de l Environnement et de la Maitrise de l Énergie (ADEME).[BRK2]

Technip a annoncé mercredi avoir remporté un contrat de 5 ans pour la fourniture de 1.400 kilomètres de conduites flexibles auprès de Petróleo Brasileiro (Petrobras) pour une valeur d environ 2,1 milliards de dollars.

L industriel français spécialisé dans les infrastructures pétrolières précise que ce contrat comprend la fabrication de risers** et de flowlines** de plus de 150 types et diamètres, ainsi que des équipements associés. La fourniture des équipements débutera en 2013 et les livraisons seront réparties sur toute la période du contrat.

Les conduites flexibles seront fabriquées dans l usine existante de Technip à Vitória (Brésil), ainsi que dans notre nouvelle usine de production en cours de construction à Açu (Brésil).

« Ce contrat démontre l immense potentiel des solutions de conduites flexibles pour faciliter le développement de champs offshore de pétrole et de gaz plus profonds et plus complexes, dans le monde entier. Ce contrat cadre renforce notre leadership dans les conduites flexibles et dans l industrie subsea en général, où nous proposons à nos clients une offre unique intégrée verticalement associant une forte présence mondiale, une R&D et des technologies propriétaires, des ressources d ingénierie considérables, des usines de production et une flotte de navires performants » a déclaré Frédéric Delormel, Executive Vice President et COO Subsea de Technip.

** Riser : conduite ou ensemble de conduites rigides ou flexibles utilisées en tant que liaison fond-surface pour le transfert des hydrocarbures produits du fond marin vers l’unité de production en surface, et le transfert de fluides d’injection ou de contrôle de l’unité de production en surface vers les réservoirs sous-marins.

** Flowline : conduite flexible ou rigide reposant sur le fond marin, permettant le transport des fluides de production et d injection.

Le 6 janvier dernier, s est déroulée à l établissement de Lyon d IFP Energies nouvelles la réunion de lancement du projet Dalmatien sur l évaluation de l impact environnemental potentiel du captage de CO2 aux amines.

Le captage et le stockage géologique constitue l une des solutions étudiées pour réduire les émissions à l atmosphère de CO2 issues des installations industrielles. Pour que cette technologie soit déployée industriellement, il faut qu elle soit acceptable tant sur le plan environnemental que sociétal.

D une durée de 3 ans, le projet a été sélectionné par l Agence Nationale de la Recherche (ANR) dans le cadre de l appel à projets Systèmes Energétiques Efficaces et Décarbonés .

Piloté par IFP Energies nouvelles (IFPEN), le projet Dalmatien rassemble 4 autres partenaires : CEHTRA, EDF, l Ecole Supérieure de Physique et de Chimie Industrielles (ESPCI) et le Laboratoire de Réactivité de Surface (LRS) de l’Université Pierre et Marie Curie (UMPC).

Dalmatien a pour but de recenser, de manière exhaustive, les produits qui pourraient être générés par l utilisation de solvants chimiques (amines) pour capter le CO2 dans les fumées. Il s agira également de comprendre la formation de ces produits et d en déterminer le niveau éventuel de toxicité. Ce projet permettra donc d identifier et de mettre en place des mesures visant à limiter les éventuelles émissions de produits critiques dans le cadre des normes environnementales en vigueur et futures.

Les différents partenaires mettront à la disposition du projet leurs compétences complémentaires, ainsi que leurs équipements de laboratoire et unités pilotes.

Les travaux conduits dans le cadre du projet Dalmatien apporteront des éléments permettant d encadrer l impact environnemental du captage de CO2, et donc de renforcer son acceptabilité.


Les partenaires du projet :

CEHTRA (Consultancy for Environmental & Human Toxicology and Risk Assessment) est un cabinet de conseil indépendant spécialisé dans l’évaluation du risque des produits chimiques pour la santé humaine et l’environnement. La société a été fondée en France en 2001 et regroupe aujourd’hui plus de 40 consultants, disposant ainsi des ressources nécessaires pour mettre en ?uvre et suivre l’ensemble des données requises pour l’enregistrement de substances soumises aux réglementations européennes et nationales, et s’est forgé une solide expérience dans l’évaluation des risques pour la santé humaine et l’environnement associés à l’utilisation des produits phytosanitaires, biocides, et des substances chimiques. La réalisation de dossiers réglementaires pour l’enregistrement de substances règlementées constitue son c?ur de métier. Des toxicologues de CEHTRA participeront à ce projet et apporteront leur expertise dans l’évaluation du profile toxicologique des produits de dégradation identifiés des amines. Ceci comprendra des recherches/synthèses bibliographiques ainsi que des évaluations in silico (QSAR).

Le laboratoire « Sciences Analytiques, Bioanalytiques, et Miniaturisation » de l’Ecole Supérieure de Physique et de Chimie Industrielles de la Ville de Paris (ESPCI-ParisTech) (24 permanents, co-direction : P. Gareil/V. Pichon) est une équipe de l’Unité Mixte de Recherche PECSA (UMR UPMC-CNRS-ESPCI 7195, 80 permanents, Dir. P. Levitz). Deux groupes de cette équipe, situés à l’ESPCI, participent à ce projet. Le premier a développé de fortes compétences dans le domaine de la chromatographie en phase liquide, du traitement de l’échantillon, de l’analyse de traces et d’ultra-traces, des techniques de traitement couplées ou non en ligne aux techniques chromatographiques et dans la miniaturisation de ces outils. Il est reconnu internationalement pour ses activités dans le domaine de l’extraction sur phase solide et du développement de supports sélectifs tels que les immunoadsorbants et les polymères à empreintes moléculaires (MIP). Le second possède une solide expertise dans les séparations chromatographiques bidimensionnelles que ce soit en phase gazeuse, liquide ou supercritique. Il développe également des approches innovantes pour la réalisation de séparations en phase gazeuse ultra rapides sur puce.

IFP Energies nouvelles est un organisme public de recherche, d’innovation et de formation intervenant dans les domaines de l’énergie, du transport et de l’environnement. Sa mission est d apporter aux acteurs publics et à l industrie des technologies performantes, économiques, propres et durables pour relever les défis sociétaux liés au changement climatique, à la diversification énergétique et à la gestion des ressources en eau.

Le Laboratoire de Réactivité de Surface (LRS) est une Unité Mixte de Recherche UPMC-CNRS. Ses travaux sont dédiés à la synthèse et à l’optimisation de matériaux inorganiques fonctionnalisés pour des applications de catalyse hétérogène ou en milieu biologique. La compréhension des réactivités met en ?uvre une approche intégrée allant de l’étude de surfaces bien définies (monocristaux, films minces) à celle de solides divisés (oxydes, matériaux poreux, nanoparticules) grâce, notamment, au développement de techniques permettant la caractérisation des sites actifs et des interfaces en présence de réactifs gazeux ou liquides. Les membres de l’équipe « Chimie Eco- et Bio-compatible » impliquée dans ce projet apporteront leur expertise dans l’étude des mécanismes des réactions d’oxydation en solution en présence de catalyseurs hétérogènes.

Le groupe EDF : EDF R&D appuie le groupe dans ses choix technologiques et orientations stratégiques pour garder un prix de l’électricité compétitif, préparer le parc de production du futur, améliorer la qualité de service tout en préservant l’environnement et en développant des solutions innovantes. Réduire les émissions de CO2 de ses centrales thermiques est un des challenges qu’EDF entend relever dans les prochaines années. C’est pourquoi, EDF poursuit, avec d’autres partenaires industriels, ses recherches pour tester les technologies de captage et de stockage de CO2 susceptibles de réduire puis quasiment de supprimer les émissions de CO2. EDF est, par exemple, ainsi engagé avec Alstom et l’ADEME dans la construction d’un démonstrateur de recherche de captage de CO2 innovant sur l’unité n°4 de la centrale de production d’électricité de charbon du Havre.

Et de deux. Mercredi, à 19h, la consommation d électricité a atteint un nouveau pic estimé cette fois à 101.700 mégawatts contre 101.500 MW la veille au soir.

RTE, le gestionnaire du réseau électrique avait anticipé ce nouveau pic, en affichant dans ses dernières prévisions, une consommation de 102.700 mégawatts.

Nous avons franchi ce pic dans de bonnes conditions et avec des marges de sécurité, en nous appuyant sur une forte disponibilité des moyens de production (d électricité) nationaux, (...) et sur des importations de l ordre de 7.800 mégawatts , a expliqué à l AFP Hervé Mignon, directeur de l économie, de la prospective et de la transparence chez RTE.

La France a été dans l obligation pendant cette courte période d importer de l électricité (7.845 MW) auprès de tous les pays frontaliers a indiqué également RTE.

Pour aujourd hui, RTE prévoit une consommation maximale de 96.800 MW à 19 heures.

Ci-dessous, la répartition de la production d électricité à 19 heures précise, mercredi.

Pour terminer, sachez que les cours de l électricité ont plutôt chaud en cette période de froid polaire. Ainsi, le prix du mégawattheure échangé mercredi en fin de matinée a tutoyé les 2.000 euros le mégawattheure sur la Bourse européenne de l électricité Epex Spot.

GRTgaz, le principal gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel en France et filiale du groupe GDF Suez, a indiqué avoir enregistré un nouveau pic de consommation journalière de 3395 GWh pour la journée du 7 février 2012.

La consommation de gaz naturel sur le réseau de GRTgaz avait déjà atteint un pic historique la semaine dernière avec 3232 GWh - les 2 et 3 février 2012.

Ces pics successifs de consommation s’expliquent par la vague de froid qui sévit en France. Elle entraîne notamment un fonctionnement à pleine puissance des centrales de production d électricité à gaz mises en service en France entre 2009 et 2011.

Selon les prévisions du gestionnaire, ce nouveau record ne devrait pas être dépassé dans les jours à venir :cf. voir tableau ci-dessous.

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La semaine dernière le russe Gazprom a baissé ses livraisons de gaz naturel vers l Europe de l ordre de 10% pendant quelques jours avant de les ramener à un niveau normal. (Voir l article du jour à ce sujet)

** GRTgaz a pour mission d assurer dans les meilleures conditions la livraison du gaz qu il reçoit des fournisseurs du marché français, en entrée aux frontières ou à la sortie des stockages souterrains et des terminaux méthaniers.

Dans son discours sur l Etat de l Union, le président américain Barack Obama a salué le potentiel énorme qu offrait le pays en terme de gaz naturel et singulièrement celui des gaz de schiste.

Le président a mis l accent sur le succès de l industrie du gaz de schiste. Nous avons presque 100 ans de réserves de gaz naturel et mon administration va tout faire ce qui est possible pour développer cette énergie de façon sûre . Cela créera des emplois et propulser des camions et des usines moins polluantes et à moindre coût, prouvant qu on n a pas besoin de choisir entre notre environnement et notre économie.

Concernant l extraction controversée, il a fait écho aux recommandations émanant d un comité consultatif qui se propose de légiférer sur 20 recommandations dont certaines, vont bien au-delà de ce qui le président américain a mentionné dans son discours.

Mais comme en France, cette source d énergie reste sujette à vive polémique.

En faisant éclater les couches de roches à des centaines de mètres sous terre, le procédé de fracturation hydraulique a libéré tellement de minuscules bulles de méthane que le gaz de schiste représente aujourd’hui près de 30% de la production de gaz aux États-Unis. L augmentation de l offre a eu pour effet de faire baisser le prix du gaz domestique, au plus bas depuis 10 ans.

Les Etats-Unis ont augmenté leurs réserves et sont même devenus exportateur net de gaz pour la première fois en 2010. L industrie du gaz permettra de soutenir plus de 600.000 emplois d ici la fin de la décennie , a également déclaré B. Obama.

Mais les préoccupations environnementales au sujet de cette technologie bien spécifique - la fracturation hydraulique - sont quasi-journalières dans les Etats concernés, dont les griefs concernent principalement la toxicité du procédé avec la pollution des nappes phréatiques, via l utilisation d additifs.

Pour cette raison, B. Obama a indiqué que les producteurs de gaz naturel seront tenus de divulguer la liste des produits chimiques qu ils ajoutent à l eau et au sable lorsque les gisements sont exploités sur le sol fédéral.

Le comité consultatif sur les gaz de schistes a appelé à une telle divulgation par les opérateurs sur l ensemble des territoires du pays. Il a même recommandé que les données (puits par puits) soient affichées et mises à la disposition du grand public sur des sites internet.

Le problème demeure que le président possède des compétences juridictionnelles sur les territoires fédéraux, tandis que les Etats réglementent l activité sur des terrains privés, là où se trouvent la plupart des permis de gaz de schiste , a déclaré le géophysicien Mark Zoback de l Université de Stanford.

Il ajoute : l exception à la règle, nommée Halliburton Loophole et adoptée par le Congrès fait que les opérateurs gaziers ne sont pas tenus de divulguer le nom des produits chimiques injectés dans les fluides de fracturation. C est une véritable erreur, car il rend le public inutilement paranoïaque.

Les additifs chimiques utilisés au cours de la fracturation hydraulique ne sont pas vraiment un problème grave , a affirmé M. Zoback lors d un séminaire de l énergie à l Institut Précourt. Le problème est ailleurs : une fois injectée dans le schiste, l eau devient en capacité de récupérer naturellement du sélénium, de l arsenic, du fer, beaucoup de sel et même des particules radioactives . Ainsi, lorsque l eau reflue du puits, elle doit être traitée de façon appropriée . En règle générale, les compagnies réutilisent ou injectent cette eau dans des aquifères salins profonds .

Dans l ouest de la Pennsylvanie, les compagnies de gaz ont d abord indiqué que le recyclage de l eau utilisée pour la fracturation hydraulique ne pouvait être viable économiquement, a indiqué M. Zoback. Mais parce qu il n’existait pas vraiment de bons traitements d élimination sans dangers, elles recyclent désormais 95% de l eau, et cela ne semble pas être si compliqué (...) cependant, il reste encore beaucoup à découvrir sur cette technologie en pleine expansion a t-il ajouté.

Le président Obama a cité le développement du gaz de schiste pour justifier les investissements fédéraux en matière de technologies d énergies propres . En effet, ces dernières ont été la cible d attaques depuis la faillite de Solyndra, un fabricant de panneaux solaires qui avait reçu des garanties financières de l Etat à hauteur de 500 millions dollars.

Les Fonds publics pour la recherche au cours de ces 30 dernières années ont aidé à développer des technologies pour extraire tous ces gaz de schistes - nous rappelant que le soutien du gouvernement est essentiel pour aider les entreprises à découvrir de nouvelles idées sur les énergies a aussi déclaré le président Obama dans son discours. Les retombées suite à ces investissements publics ne sont pas immédiates. Certaines technologies ne marchent pas. Certaines entreprises échouent. Mais je ne vais pas pour autant délaisser la promesse d une énergie propre .

Bien régulés, les approvisionnements en gaz à un prix avantageux pourraient supplanter le charbon comme source principale d électricité générée par les combustibles fossiles, ce qui serait un progrès dans la réduction de la menace du changement climatique, a affirmé M. Zoback. Le gaz génére moitié moins de dioxyde de carbone par kilowatt-heure d électricité produite à partir du charbon. Si les grandes compagnies pétrolières investissent massivement dans le développement du gaz naturel liquifié pour remplacer l essence et le diesel dans les transports, cela pourrait améliorer la sécurité économique et nationale.

Le combustible gaz est un pont vers un avenir décarbonisé, et non pas seulement un moyen de soutenir l activité As Usual a conclu M. Zoback.

A chaque période de grand froid, la France se retrouve paralysée par l irresponsabilité de la politique énergétique mise en place et perpétuée par les gouvernements successifs , a dénoncé hier le mouvement écologiste EELV.

Le tout-nucléaire associé à une trop forte propension de chauffage électrique handicape fortement les ménages français, tant dans leur confort qu au niveau de leur porte-monnaie

Pour Michèle Rivasi, porte-parole d Eva Joly, cette situation ne peut plus durer et nos gouvernants doivent prendre les mesures les plus simples et les plus efficaces.

Cette précarité énergétique devrait appeler à une réaction circonstanciée, mais non au lieu de cela, on culpabilise à chaque fois le quidam en l appelant à faire des efforts. Oui, il faut faire des efforts, mais il faut surtout lutter contre le gaspillage d électricité : les gisements d économie sont partout. Le secteur de la publicité notamment devrait être mis à contribution : par exemple, les nouveaux panneaux publicitaires vidéo que l on peut voir dans le métro parisien consomment chacun autant que six Français, c est aberrant de ne pas les couper, au moins temporairement, personne ne s en plaindra. De nombreuses autres enseignes aussi lumineuses qu inutiles devraient aussi être coupées par civisme, et que dire des milliers de mètres carrés de bureaux éclairés la nuit ? Aussi, les municipalités devraient être saisies du problème et limiter l éclairage public là où il est loin d être nécessaire. Alors que l on risque un black-out dans certaines régions, comme PACA ou la Bretagne, rien n est fait : notre gouvernement est irresponsable.

Michèle Rivasi insiste particulièrement sur la responsabilité du chauffage électrique : Actuellement, le chauffage électrique équipe 31% des logements, un record européen, et l on continue à le favoriser : en 2009, 80% des logements français ont été équipés de chauffage électrique. Pourquoi ? Parce-que nos élites réfléchissent à court-terme, pour changer, et parce qu il faut bien écouler les surplus engendrés par nos centrales nucléaires en temps normal. Le chauffage électrique est le premier responsable des pics de consommation.

En fait, le chauffage électrique est surtout avantageux pour les propriétaires puisqu il est peu cher à l installation. Par contre c est l utilisateur final, le locataire, qui fait les frais du manque d efficacité énergétique de son logement...parce que le propriétaire n a pas jugé utile d investir dans la rénovation thermique. Heureusement, l étiquetage énergétique dans l immobilier devrait mener à un changement de stratégie des propriétaires, on l espère. En attendant, remercions nos voisins suisses et allemands qui nous revendent de l électricité : la situation serait désespérée autrement.

Total a annoncé mercredi la signature d un accord avec Sinochem portant sur la vente de sa filiale TEPMA BV, où Total détient des participations dans le champ d hydrocarbures de Cusiana ainsi qu une participation dans le pipeline OAM et le pipeline ODC.

La production de Cusiana s élève à environ 7.000 barils équivalent pétrole par jour en quote part pour Total. Cette transaction fait suite à la cession d une participation directe de 5 % dans le pipeline Ocensa à Petrominerales et d une autre participation de 5 % à Cepsa en juillet 2011. La valeur totale de ces 3 transactions approche un milliard de dollars.

« Ces cessions d’actifs matures et de positions dans des infrastructures de transport s inscrivent dans la stratégie de Total d optimisation de son portefeuille. Elles font suite à d’autres cessions comparables, dans le réseau de pipelines Gassled en Norvège ou sur des champs matures au Cameroun », a déclaré Olivier de Langavant, directeur Stratégie Croissance Recherche de la branche Exploration-Production de Total. « En Colombie, nous pourrons nous attacher à concentrer notre expertise sur nos activités d’exploration, qui présentent un plus fort potentiel ».

Total indique poursuivre ses activités d exploration en Colombie sur les blocs de Niscota (50 %) et de Mundo Nuevo (55 %). En 2009, Total a réalisé une découverte significative d un gisement de gaz à condensats dans la partie sud de Niscota par le forage du puits Huron 1. Le forage d un puits d appréciation prometteur Huron 2 est en cours et le forage d un autre puits d appréciation Huron 3 est prévu courant 2012.

** Total détient toujours une participation de 5,2 % dans le pipeline Ocensa

Un élément du rapport de la Cour des comptes sur les coûts de la filière nucléaire est passé relativement inaperçu : le prolongement de la durée de vie des centrales nucléaires semble inéluctable afin de répondre aux enjeux énergétiques des vingt prochaines années.

Parmi la masse d informations disponibles dans le rapport de la Cour des comptes, la question de l avenir énergétique à moyen-terme de la France semble avoir été éclipsé. Les conclusions des Sages sont pourtant assez claires et n offrent guère d alternatives.

Compte tenu de l âge du parc nucléaire français et du fait que l essentiel des réacteurs de l hexagone arriveront en fin de vie à l horizon 2022, la Cour des comptes dresse trois scénarios possibles pour résoudre l équation de l approvisionnement électrique du pays.

Le premier scénario consisterait à s engager immédiatement dans la construction de 11 EPR pour compenser les départs à la retraite des autres réacteurs. Il s agit évidemment d un scénario-fiction qui semble inenvisageable tant pour des raisons politiques qu économiques... mais aussi industrielles (comment trouver les ressources humaines et le savoir-faire pour engager simultanément 11 projets industriels aussi pointus).

La Cour des comptes s est ensuite penchée sur un deuxième scénario, celui d une évolution du mix énergétique français avec une baisse progressive de la part du nucléaire d ici 2022. Une option qui est également difficilement envisageable en une décennie car elle nécessiterait un niveau d investissements considérable pour la construction de nouveaux outils de production (essentiellement des centrales thermiques, donc polluantes).

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Reste une troisième voie, que semble privilégier la Cour des comptes : celle d un prolongement de dix ou vingt ans de la durée de vie des centrales nucléaires françaises. Certes les investissements seront également conséquents pour assurer la maintenance et l amélioration des niveaux de sécurité, mais ces coûts ont déjà été provisionnés par EDF qui se prépare depuis plusieurs années à cette solution.

Le prolongement éventuel de la durée de vie des centrales nucléaires françaises ne pourra toutefois pas se faire sans l aval technique de l Autorité de Sûreté Nucléaire, et politique du gouvernement. Mais face à l importance des enjeux et à l absence de solutions viables sur le moyen-terme, il semblerait que cette solution ait été tacitement choisie par les acteurs du secteur nucléaire.

La semaine dernière, le géant gazier russe Gazprom a réduit pendant quelques jours , la livraison de gaz naturel vers l Europe, justifiant d une incapacité de faire face à la hausse de la demande dans un contexte de froid polaire.

Le week-end dernier, l Italie, l Autriche et la France ont fait état de réductions de jusqu à 30 % de gaz russe. Yuri Boiko, ministre de l Énergie ukrainien a déclaré aux agences de presse que les expéditions (de la Russie) vers l Ukraine avaient diminué au cours des derniers jours. A demi-mot, Gazprom a indiqué pour sa part que cette réduction était le résultat d un besoin accru de la Russie en raison du froid. Aussi, par rapport au niveau quotidien sous contrat de 510 millons de m3 de gaz, l Ukraine reçoit 460 millions de m3 de gaz de la Russie , a précisé Yuri Boyko.

L Ukraine qui possède des réserves d environ 15,7 milliards de m3 de gaz annonce de son côté avoir augmenté le pompage de gaz de 20 millions de m3 de gaz par jour.

Dans le même temps, le Président ukrainien Viktor Yanukovych a appelé les participants du marché énergétique à chercher des solutions communes pour l avenir.

Nous comptons sur nos partenaires européens, des institutions financières internationales, pour mettre en ?uvre les accords relatifs à leur participation à la modernisation du système de transport gazier de l Ukraine , a déclaré le Président ukrainien lors de la 48ème Conférence de Munich sur la sécurité, qui s est tenue vendredi.

Il a insisté sur le fait que cette situation reflétait le besoin d une coopération entre toutes les parties et du respect de règles du jeu claires, transparentes et équitables dans le secteur de l énergie. Selon le Président Yanukovych, il est important d équilibrer les intérêts de l Ukraine en tant que principal pays de transit, de la Russie en tant que principal fournisseur et de l Union européenne en tant que client.

Dans le discours qu il a prononcé lors de la conférence de Munich, le Président ukrainien a également parlé de ce qu il appelle les conditions unilatérales du contrat gazier signé en 2009 avec la Russie.

En 2009, Yulia Tymoshenko, alors Première ministre, a signé un contrat gazier pluriannuel et d une valeur de plusieurs milliards de dollars avec la Russie de Vladimir Poutine, en vertu duquel l Ukraine est actuellement obligée de payer plus de 500 $ par mètre cube pour la fourniture de gaz par Gazprom, alors que les cours mondiaux actuels s élèvent à environ 400 $ par mètre cube.

Les analystes s inquiètent du fait que la Russie puisse utiliser les réserves de sa société Gazprom pour mettre l Ukraine sous pression et lui imposer des liens plus étroits dans le style soviétique . Ils craignent que Moscou ne tente d utiliser ses ressources énergétiques et ses tarifs pour stopper le Président Yanukovych dans son objectif annoncé de signer un Accord d association avec l UE et de développer des relations plus étroites avec l Europe .