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Le charbon, "la nouvelle bataille du Pacifique" (Enerdata)

2012-01-30T06:55:55Z

Enerdata, le cabinet d'études et de conseil indépendant spécialisé dans le secteur de l'énergie a réalisé une petite étude sur le Charbon intitulé "Compétition de la Chine et de l'Inde autour des ressources en charbon"

Les prises de contrôle de ressources pétrolières et gazières se multiplient sur tous les continents. Celles de ressources charbonnières aussi, mais, en Europe, on le sait moins.

Bien que l’Allemagne et la Pologne construisent une dizaine de centrales thermiques charbon, les combustibles solides semblent appartenir au passé. Le principal champ sur lequel s’affrontent leurs acteurs s’est, en outre, déplacé du proche Atlantique au lointain Pacifique.

Le charbon ne cesse cependant de consolider sa place de second dans le bilan énergétique mondial (28 %) juste derrière celle du pétrole (32 %) et devant celle du gaz (22%), à la fois parce qu’il reste la principale source de production d’électricité (40 %) et parce qu’il est le socle de la forte croissance énergétique des économies émergentes d’Asie.

Certaines d’entre elles ayant épuisé leurs réserves sont devenues de grandes importatrices (Japon, Corée, Taiwan). D’autres, encore riches, doivent compléter leur production nationale par des importations (Chine et surtout Inde1). Derrière ces dernières, Indonésie, Vietnam, Thaïlande ou Philippines restent aux aguets.

Tous ces pays, en effet, redoutent de se trouver exclus du partage des ressources qui bordent le Pacifique, des confins de la Sibérie et de la Mongolie aux territoires encore peu explorés d’Afrique australe, en passant par ceux des grands exportateurs actuels que sont l’Australie, l’Indonésie, l’Afrique du Sud et même le Canada et la Colombie.

Croissance annuelle moyenne de la production et de la consommation de charbon et lignite (2005-2010) dans une sélection de pays

Sur les quatre continents auxquels appartiennent ces pays, la compétition prend un tour de plus en plus vif. Les compagnies japonaises, telle Mitsubishi, engagées de longue date en Australie aux côtés de multinationales comme BHP-Billiton ne paraissent pas les plus agressives. Il en va différemment des groupes chinois intéressés par les adjudications de nouveaux périmètres d’exploration ou les achats d’actifs de compagnies locales dans la plupart des pays disposant de ressources charbonnières. Leur offre est souvent assortie de la proposition de construire une voie ferrée d’évacuation du minerai ou une centrale thermique destinée à consolider le parc électrique du pays d’accueil.

Ces groupes chinois, dont Shenhua est le plus emblématique, entrent de plus en plus fréquemment en compétition avec des groupes indiens, fortement soutenus par leur gouvernement soucieux de l’avenir de ses industries électriques et sidérurgiques.

L’entrée de Tata Power dans Bumi Resources en Indonésie avait ouvert une voie dans laquelle se sont engouffrées nombre de compagnies : en Australie où Adani installe une chaîne intégrée de 20 Mt/an qui se termine à Mundra en Inde ; au Mozambique où Tata Steel s’est alliée à l’australien Riversdale pour affronter le brésilien Vale en vue d’exploiter les grands gisements du bassin du Tete. Dans la même région, Chinois et Indiens se retrouveront vraisemblablement face à face au Botswana dès que sera éclaircie la question des itinéraires d’évacuation du minerai.

Les conséquences de cette compétition dans la plupart des pays riverains du Pacifique sont multiples. Sous l’angle de l’économie, l’ouverture de nouveaux champs (greenfields), presque tous à ciel ouvert, limite la tendance à la hausse des coûts d’exploitation des charbons vapeur et cokéfiables.

En outre, les aménagements portuaires qui suivent favorisent la densification des échanges (le milliard de tonnes est sur le point d’être franchi), donc la concurrence et la forte compétitivité du charbon sur le marché des gros usages sous chaudière.

Sous l’angle de l’écologie, les résultats sont inverses puisque le recours accru au charbon dans les pays à forte croissance énergétique pousse les émissions de CO2 bien au-delà du plafond fixé par le GIEC pour éviter de graves dérèglements climatiques.

Sous l’angle de la géopolitique, l’entrée des grands investisseurs asiatiques est fréquemment source d’inquiétude : en Australie, elle s’est exprimée à plusieurs reprises à l’égard des groupes chinois par des protections plus ou moins déguisées ; au Canada, elle est plus récente mais non moins vive ; en Mongolie, la confrontation Chine-Russie revêt la forme de projets ferroviaires concurrents pour évacuer la production du désert de Gobi, notamment celle de l’énorme gisement de Tavan Talgoi ; en Sibérie orientale, ce sont les perspectives d’exploitation d’Elga, autre gisement géant, qui aiguisent la compétition entre Chine et Japon.

Les Etats-Unis et l’Europe occidentale resteront-ils simples spectateurs de cette compétition lointaine ? Ce n’est pas certain, puisqu’elle se répercute déjà sur les exportations étasuniennes qui se réorientent vers le Pacifique via de nouveaux aménagements portuaires sur sa côte ouest. Elle a aussi été à l’origine d’une mission indienne venue prospecter la possibilité d’acquérir des mines de charbon en Europe centrale.

1 : La Chine a importé 6% de sa consommation en 2010 alors qu’elle était exportatrice nette jusqu’en 2008 : elle a représenté 15% des importations totales mondiales en 2010. Les importations de l’Inde sont elles passées d’un peu moins de 10% de sa consommation en 2000 à 19% en 2010 (9% des importations mondiales en 2010).

Graphique 1 - Source : Global Energy Data - Enerdata

Graphique 2 - Source : Enerdata, modèle POLES

Les Chiffres Clés du charbon en France et dans le monde

2012-01-12T06:17:15Z

Selon le nouveau champ retenu à partir des Comptes nationaux 2010 de l'Insee, l'industrie de l'énergie en France, c'est en 2010 : 1,7 % de la valeur ajoutée ; 137 000 emplois (en équivalent temps plein), soit 0,5 % de la population active selon le précédent chiffrage de l'Insee pour 2009 ; 25 % des investissements de l'industrie ; 2,7 % des investissements totaux.

Malgré les idées reçues, le charbon fait encore partie du champ d'application en tant que combustible pour alimenter les centrales thermiques.

La production nationale de charbon (houille, lignite et produits récupérés) qui culminait à environ 60 Mt en 1958 a régulièrement diminué jusqu'au premier choc pétrolier de 1973, avec 29,1 Mt. Après une stabilisation à 26 Mt jusqu'en 1977, le déclin reprend en s'accélérant à partir de 1984, la production tombant sous la barre des 10 Mt en 1994.

Les mines françaises n'étant plus compétitives, les pouvoirs publics mettent en place un programme d'arrêt progressif de l'extraction charbonnière (signature du pacte charbonnier en 1994). Avec la fermeture du dernier puits lorrain de La Houve en avril 2004, la production se limite désormais aux seuls produits de récupération (0,3 Mt en 2010) issus des terrils du Nord-Pas-de-Calais et des schlamms du Bassin lorrain et valorisés dans certaines centrales thermiques.

Consommation de charbon par secteur

La consommation de charbon a connu un déclin constant depuis 1960 (70 Mt) et est désormais inférieure à 20 Mt. La sidérurgie, qui a connu de profondes restructurations, a réduit de plus de la moitié sa consommation depuis le début des années 1970. L’activité des centrales électriques au charbon diminue d’année en année du fait des contraintes environnementales. Pour le résidentiel-tertiaire, la chute est encore plus nette, avec une consommation désormais marginale (moins de 500 000 tonnes, contre plus de 8 millions en 1973), principalement tournée vers les réseaux de chaleur.

Importations de charbon par pays d'origine

La Pologne se dote d'une nouvelle centrale au charbon de 900 MW

2011-12-06T06:03:23Z

Le groupe Alstom annonce avoir remporté un contrat de près de 900 ME auprès d'Elektrownia Rybnik S.A. (ERSA - filiale polonaise d'EDF) pour la fourniture des principaux équipements de génération d’électricité destinés à la nouvelle centrale à charbon de 900 MW de Rybnik, en Pologne.

Alstom livrera la chaudière et son système de broyage du charbon, ainsi que la salle des machines complète incluant la turbine à vapeur, l'alternateur et les équipements auxiliaires. L’exploitation commerciale est prévue pour 2017.

Pour sa part, EDF assurera l'ingénierie complète du projet et coordonnera l'intégration des équipements d’Alstom dans la centrale.

ERSA, exploite actuellement une centrale alimentée à la houille de 1.775 MW à Rybnik, composée de 8 unités mises en service entre 1972 et 1978. La nouvelle centrale sera implantée sur le même site et alimentée à la houille et à la biomasse. Après la construction de cette nouvelle unité, la capacité de production totale d’ERSA devrait permettre de répondre à près de 12 % de la demande d’électricité en Pologne.

Les centrales supercritiques fonctionnent à une température plus élevée que les centrales à charbon conventionnelles. Cette température élevée augmente la pression de fonctionnement, ce qui entraîne une hausse du rendement, une augmentation de la quantité d’électricité produite et une réduction des émissions de dioxyde de carbone par unité de combustible brûlé. Ces centrales peuvent atteindre un rendement net supérieur à 45 % (le rendement moyen des centrales à charbon en Pologne étant de 36 % aujourd’hui).

« Ce nouveau contrat renforce le leadership d’Alstom dans le domaine de la technologie supercritique en Europe et dans le monde entier. Le nombre croissant de nos références en Pologne démontre clairement la confiance que nos clients accordent à cette technologie pour produire une électricité plus propre, moins chère et présentant un maximum de fiabilité » a déclaré, Andreas Lusch, Senior Vice President en charge des activités « steam » d'Alstom.

Lignite serbe : subventions et détournement d'argent !

2011-10-10T05:24:24Z

Alors que l'ancien directeur de la mine de charbon de Kolubara, Dragan Tomic, et 16 autres suspects ont été arrêtés pour le détournement présumé de 12 millions d'euros, un réseau d'ONG appelle le gouvernement allemand à mettre un terme à l'octroi de prêts pour la mine de lignite serbe de Kolubara.

Rappel des faits : Le 4 octobre 2011, l'ancien directeur de la mine de charbon de Kolubara, Dragan Tomic, et 16 autres suspects ont été arrêtés pour le détournement présumé de 12 millions d'euros. Voici ce qui se cache derrière ce récent scandale : la Banque européenne pour la reconstruction et le développement (BERD) et la banque publique allemande KfW souhaitent soutenir la mine de charbon de Kolubara avec une subvention de plus de 140 millions d'euros.

La BERD a déjà transféré un prêt de 80 millions d'euros cet été. Au cours des quelques semaines à venir, la banque KfW décidera si elle accorde un prêt d'au moins 60 millions d'euros à son partenaire serbe, la société d'électricité de Serbie (EPS - Elektroprivreda Srbije).

Les ONG environnementales Urgewald et Climate Alliance Allemagne appellent le gouvernement allemand à mettre immédiatement un terme à l'octroi de prêts allemands et européens pour la mine de lignite serbe.

« Toute subvention pour le lignite renforce la dépendance de la Serbie vis-à-vis du charbon et soutient la monopolistique société publique d'électricité de Serbie (EPS) », explique Regine Richter, membre d'Urgewald. « La combustion de charbon de lignite est la méthode de production d'énergie la plus nuisible pour le climat. Il est scandaleux qu'une banque publique telle que KfW, qui est sous obligation légale de soutenir la protection climatique, subventionne les mines de charbon serbes. »

KfW et la BERD ont annoncé que ces subventions sont censées améliorer l'efficacité des mines et des usines de charbon serbes.

« Ce nettoyage vert du charbon de lignite ne fonctionne pas », a déclaré Mona Bricke, spécialiste de l'énergie de Climate Alliance Allemagne. « Tandis que l'UE et l'Allemagne vantent les mérites de l'énergie renouvelable et que même des fournisseurs tels que Vattenfall pensent abandonner le lignite pour des raisons à la fois environnementales et économiques, KfW et la BERD ne devraient pas contrecarrer ces efforts. Prêter aux mines de charbon serbes revient à brûler directement l'argent des citoyens. »

L'américain AEP modernise son parc de centrales au charbon

2011-10-05T05:15:57Z

Alstom annonce avoir été sélectionné par American Electric Power (AEP) pour moderniser des turbines à vapeur basse pression concernant l'ensemble du parc de centrales au charbon.

Ce contrat-cadre d'une valeur de 110 millions d'euros inclut 7 installations situées dans les Etats de l'Ohio, de l'Indiana et de la Virginie occidentale. Le parc de centrales au charbon de 1300 MW d'AEP compte parmi les plus importants au monde.

Alstom assurera la modernisation des turbines à vapeur basse pression en mettant en œuvre sa technologie ultramoderne d'aubes rotatives et stationnaires. Selon Alstom, cette opération permettra à AEP de poursuivre "l'exploitation de ses installations tout en bénéficiant d'un rendement accru et d'un haut niveau de fiabilité."

Les travaux de modernisation seront menés sur plusieurs années, et la mise en service de la première unité doit intervenir en 2013.

« Nous sommes fiers d'avoir été sélectionnés par AEP pour poursuivre la modernisation de son parc de centrales au charbon de 1300 MW. Les solutions de modernisation d'Alstom permettent à nos clients de produire une électricité plus propre et d'exploiter leurs installations de manière plus efficace. Elles représentent un volet important des solutions de services et d'énergie propre que propose Alstom pour améliorer la performance de la base installée actuelle de centrales thermiques au charbon, qui ont contribué à hauteur de près de 45 % à la production d'électricité aux États-Unis en 2010 » a déclaré Hans-Peter Meer, Senior Vice President d'Alstom Thermal Services.

Alstom choisi pour améliorer la qualité de l'air

2011-08-26T06:55:08Z

Le Groupe Alstom a indiqué hier avoir procédé à la signature de contrats portant sur des équipements de contrôle de la qualité de l'air au Moyen-Orient, pour un montant global de plus de 100 millions d'euros.

Tout d'abord, aux Émirats arabes unis, la société Emirates Aluminium Company Limited (EMAL) a commandé à Alstom un système de contrôle de la qualité de l'air destiné à la phase 2** de la fonderie d'aluminium d'EMAL, située dans la zone industrielle d'Al Taweelah, à Abu Dhabi.

Ces unités, dont la mise en service est prévue en 2013 et 2014, permettront de capter, filtrer et recycler les gaz corrosifs produits par la fonderie, notamment du fluorure d'hydrogène, d'améliorer la qualité de l'air et de satisfaire aux exigences environnementales.

Ensuite, en Arabie saoudite, la société Hanwa Engineering and Construction a confié à Alstom l'installation d'un système de désulfuration par eau de mer des gaz de combustion.

Ce système est destiné à la phase 2 de la centrale électrique de Marafiq, située dans la zone industrielle de Yanbu, sur les côtes de la mer Rouge. La phase 2 comprend trois unités de centrale à vapeur, produisant chacun 276 MW. La technologie d'Alstom utilise uniquement de l'eau de mer et de l'air pour éliminer 90 % du dioxyde de soufre produit par la centrale.

La première unité de la phase 2 de Yanbu devrait être terminée en octobre 2013, et l'ensemble du projet d'ici à janvier 2014.

Alstom a fourni la plupart des systèmes de désulfuration par eau de mer des gaz de combustion livrés à l'Arabie saoudite. Cette technologie est également mise en œuvre sur les unités 5 et 6 de l'installation de Yanbu, qui constituent une extension de 2x275 MW de la centrale électrique existante de Marafiq à Yanbu. Ce projet déjà bien avancé devrait voir la mise en service de la première unité en juillet 2012.

Alstom installe également cette technologie sur le site de Shoaiba, la plus importante centrale électrique au pétrole d’Arabie saoudite.

« Alstom est un leader des solutions d’énergie propre. Nos systèmes de contrôle de la qualité de l'air figurent parmi les tout premiers du marché mondial et permettent à nos clients de produire une énergie plus propre. Ces contrats viennent renforcer le leadership technologique d’Alstom et ses capacités de réalisation de projets dans le domaine des systèmes de contrôle de la qualité de l'air pour les centrales électriques et les installations industrielles et consolide notre présence déjà forte au Moyen-Orient » a déclaré Andreas Lusch, Senior Vice Président en charge des activités « steam » d'Alstom.

La demande internationale de systèmes de contrôle de la qualité de l'air pour les centrales électriques a augmenté du fait des préoccupations liées au changement climatique, ainsi que de réglementations environnementales et de délais de mise en conformité de plus en plus stricts.

Les systèmes de désulfuration des gaz de combustion permettent d'éliminer le dioxyde de soufre émis par les centrales au charbon. Alstom propose à la fois des procédés de désulfuration par voie sèche et par voie humide afin de répondre aux diverses exigences économiques.

Adaptée aux centrales thermiques, aux installations métallurgiques et aux raffineries pétrolières, la désulfuration des gaz de combustion par eau de mer permet de traiter efficacement les effluents gazeux contenant 20-6500 ppm de dioxyde de soufre. De conception compacte, ces systèmes s'adaptent aux centrales nouvelles et existantes et sont particulièrement intéressants en termes de coûts pour les installations utilisant déjà l'eau de mer comme liquide de refroidissement.

La première installation de désulfuration des effluents gazeux par eau de mer est exploitée depuis 1968. Aujourd'hui, plus de 106 unités de ce type ont été installées ou sont en cours de construction dans différentes parties du monde, soit une capacité totale de désulfuration d'effluents gazeux d'environ 38 GW.

** Alstom avait déjà installé les unités de traitement des gaz lors de la phase 1 de la fonderie d’EMAL. Mis en service avec succès en 2010, ce système est actuellement le plus important jamais installé dans une fonderie au niveau mondial. Le complexe de la fonderie d’EMAL est le plus grand projet industriel mené aux E.A.U. hors secteur pétrolier et gazier. La phase 2 permettra à la fonderie d'accroître sa production d'aluminium de 600 000 tonnes.

Le lignite pulvérisé a le vent en poupe !

2011-06-15T05:20:55Z

Du fait d'une augmentation de la demande de l'industrie en lignite pulvérisé, la compagnie d'énergie allemande RWE Power annonce avoir pris la décision de construire un nouveau broyeur à galets à Berrenrath, près de Cologne.

La mise en service du système qui nécessitera un investissement global de 40 millions d'euros, est prévue pour fonctionner dès l'été 2012.

Un broyeur à galets similaire a été mis en service seulement fin 2008 sur le site de Fortuna-Nord. Les ventes du lignite pulvérisé, commercialisé par la société Rheinbraun Brennstoff, auraient ainsi augmenté, année après année, "pour passer de 2,3 millions de tonnes en 2009 à 2,9 millions de tonnes en 2011 (estimation)."

"Ce projet ne manquera pas de renforcer notre position sur ce marché très concurrencé et de créer 40 nouveaux emplois dans l'ennoblissement" souligne Erwin Winkel, membre du conseil d'administration RWE Power et responsable de l'ennoblissement. Selon RWE Power, pour réaliser ce projet sur le site industriel de Hürth, il faudra intégrer le broyeur dans l'installation, moderniser le refroidissement ainsi que trois sécheurs tubulaires et en dernier lieu, construire 2 nouvelles installations de chargement de camions à partir de silos.

Pour l'entreprise allemande, les avantages deviennent évidents : un prix nettement inférieur à celui des autres sources d'énergie que sont le pétrole et le gaz, une source d'énergie au prix prévisible et sans grande volatilité, un approvisionnement assuré sur le long terme grâce aux ressources dans notre pays et un amortissement rapide des investissements à prévoir. "En somme des facteurs convaincants pour les secteurs énergivores des cimenteries, de la chaux, du papier ou de l'enrobage" estime t'elle.

De plus, il apparaît que la livraison du combustible par camion-citerne ou wagon-citerne semble rentable même sur de grandes distances. Aussi, Rheinbraun Brennstoff précise avoir comme conséquence, "un net accroissement du périmètre de ses clients, bien au-delà des frontières de la Rhénanie ou de l'Allemagne." En effet, le lignite pulvérisé devient maintenant disponible en France et au Benelux !

E.ON : des centaines d'emplois menacés en France

2011-06-10T05:28:31Z

La direction d'E.ON en France a indiqué jeudi que la situation économique sur la partie la plus ancienne de son parc de production devenait de plus en plus préoccupante.

"La combinaison des contraintes réglementaires, techniques et économiques ne permet plus à l'entreprise d'exploiter cinq tranches charbon qui ont toutes plus de 40 ans, sans dommage majeur sur les activités de l'entreprise à partir de 2013" a t'elle expliqué dans un communiqué.

Une analyse de la situation a été présentée mercredi au Comité Central d'Entreprise de sa filiale : la Snet, car à partir de 2013, cette situation pourrait affecter jusqu'à 535 emplois.

Ces cinq tranches, qui ont réalisé moins de 20% de la production totale d'électricité d'E.ON en France en 2010, sont implantées sur les centrales d'Emile Huchet (Saint-Avold, Moselle), Provence (Gardanne, Meyreuil, Bouches-du-Rhône), Hornaing (Nord) et Lucy (Montceau-les-Mines, Saône-et-Loire).

Trois d'entre elles (Emile-Huchet 5, Hornaing 3 et Lucy 3), construites au début des années 1970, sont déjà en régime dérogatoire par rapport à la directive européenne « GIC » qui impose des normes environnementales strictes aux Grandes Installations de Combustion les plus polluantes. Leur arrêt doit intervenir au plus tard le 31 décembre 2015.

D'après E.ON, les deux autres tranches concernées (Emile-Huchet 4 et Provence 4) ne sont plus en mesure de répondre aux besoins de flexibilité et de fiabilité imposés par le marché et aux nouvelles contraintes environnementales qui entreront en vigueur au 1er janvier 2016 (directive IED), du fait de leur ancienneté (leur construction date respectivement de 1958 et 1967) et de la technologie utilisée (LFC - Lits Fluidisés Circulants).

En effet, comme les émissions de CO2 deviendront payantes dès le 1er janvier 2013, l'entreprise estime que "ces 5 tranches ne seront plus rentables à partir de cette date et que leur maintien en service contribuerait à rompre l’équilibre économique de l’entreprise."

En parallèle, E.ON indique étudier des investissements conséquents dans 2 nouvelles unités de production : une sur la centrale d’Hornaing, avec la construction, en partenariat, d’une tranche à Cycle Combiné Gaz, et une sur la centrale de Provence, avec la conversion de la tranche Provence 4 LFC en chaudière biomasse, dans le cadre de l’appel d’offre de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE4).

Au total, entre 2009 et 2015, l’ensemble de ces projets thermiques, incluant les deux nouvelles tranches à Cycle Combiné Gaz mises en service par le Groupe en 2010 sur le site de Saint-Avold, devrait permettre de transformer l’outil de production thermique d’E.ON en France en "un outil plus moderne, plus performant et moins carboné."

L'objectif affiché par le Groupe allemand consisterait donc à augmenter la capacité de production nette de l'entreprise tout en faisant passer "la part du gaz naturel et des énergies renouvelables à plus de 50% du mix."

Chine : Alstom se lance dans les centrales à charbon

2011-04-22T06:19:58Z

Alstom et Shanghai Electric Group ont annoncé hier leur intention de créer une société commune à 50/50 - Alstom-Shanghai Electric Boilers Co - devant regrouper les activités des deux partenaires dans le domaine des chaudières pour centrales électriques.

Alstom-Shanghai Electric Boilers Co deviendrait alors le leader mondial sur ce marché avec des ventes cumulées d'environ 2,5 milliards d'euros (chiffres 2010).

Par sa taille, son niveau technologique, sa base de coûts et sa présence mondiale, cette société commune donnerait à Alstom et à Shanghai Electric un avantage compétitif majeur sur le marché des centrales électriques à charbon, dont la demande est particulièrement forte dans les grands pays émergents.

La Chine demeure à ce jour le premier marché au monde pour les chaudières pour centrales au charbon.

Les activités d'Alstom sont essentiellement concentrées sur les sites de fabrication à Neumark (Allemagne), Chattanooga (Etats-Unis), Durgapur (Inde) et Wuhan (Chine), ainsi que sur les centres d’ingénierie de Stuttgart (Allemagne), Ashby (Royaume Uni), Massy (France) et Windsor (Etats-Unis). Les activités de Shanghai Electric dans le domaine des chaudières sont situées à Shanghai, en Chine.

La société commune couvrirait les activités de fabrication de chaudières neuves et de fourniture de pièces de rechange. En complément des ventes directes que ferait la société commune sur les marchés internationaux, Alstom-Shanghai Electric Boilers Co serait le fournisseur privilégié d’Alstom et de Shanghai Electric pour les équipements et les pièces détachées destinées à leurs activités respectives de centrales clés en mains et de service.

L'entreprise serait enregistrée à Shanghai. Son siège opérationnel serait installé à Singapour, au plus près des marchés qui sont largement concentrés en Asie.

"La création de Alstom-Shanghai Electric Boilers Co sera le premier projet global, à l’échelle mondiale, noué par Alstom avec un partenaire chinois. Ce sera aussi une nouvelle illustration de la politique de partenariats stratégiques que nous mettons en œuvre méthodiquement depuis quelques années dans les grands pays en développement, tels que la Russie, l’Inde et la Chine. Avec une société commune dédiée aux chaudières, un composant critique dans les centrales électriques au charbon, nous voulons créer les conditions d’une association « gagnant-gagnant » avec Shanghai Electric, que nous connaissons depuis de longues années" a rappelé Patrick Kron, le PDG d'Alstom.

** Alstom et Shanghai Electric prévoient de procéder à la création de cette société commune une fois finalisés leurs accords et menées à bien l’ensemble des procédures ou consultations sociales et réglementaires.

Malaisie : centrale à charbon supercritique de 1000 MW

2011-04-05T05:14:22Z

Astom a signé avec TNB Janamanjung Sdn Bhd un contrat d'un montant de plus de 650 ME portant sur la fourniture d'équipement clé de production d'électricité pour la première centrale à charbon supercritique construite en Asie du Sud-Est à Manjung (Malaisie).

Cette unité d'une puissance de 1000 MW, la plus importante d'Asie du Sud-Est, produira suffisamment d'électricité pour alimenter près de 2 millions de foyers malaisiens.

Les centrales supercritiques fonctionnent à une température plus élevée que les centrales à charbon conventionnelles. La température élevée augmente la pression de fonctionnement, ce qui entraîne une hausse du rendement, une augmentation de la quantité d'électricité produite et une réduction des émissions par unité de combustible brûlé.

Aux termes de ce contrat, Alstom sera responsable de l'ingénierie, de la fourniture d'équipements, de la construction et de la mise en service d'une turbine à vapeur de 1 000 MW, d'un alternateur ainsi que d'une chaudière supercritique et des éléments auxiliaires.

Ce contrat prend la suite d'un accord signé en 1999 entre TNB et Alstom portant sur la construction de la centrale à charbon de Manjung (2 100 MW) actuellement en exploitation. Les trois tranches de 700 MW, entrées en service en 2004, font appel à la technologie Alstom de combustion de charbon propre et aux systèmes de contrôle environnemental développés par Alstom.

Cette centrale devrait entrer en exploitation en 2015 et fournir 1 000 MW supplémentaires au réseau électrique malaisien.

Philippe Joubert, Président d'Alstom Power, a souligné que les solutions Alstom en matière d'énergie propre permettaient d'accompagner la croissance de la Malaisie. « Ce contrat constitue une nouvelle étape dans le cadre du long et fructueux partenariat conclu avec TNB pour la poursuite d'une recherche mutuelle visant à fournir une électricité moins chère et plus propre aux consommateurs et aux entreprises de Malaisie, a-t-il indiqué. Notre technologie supercritique, leader sur le marché, permettra de réduire les émissions de la centrale de Manjung, tout en fournissant une capacité supplémentaire destinée à répondre à la forte demande dans l'une des économies les plus dynamiques du monde. Ce contrat est la concrétisation de la stratégie d'Alstom en Asie, elle nous permet d'offrir des solutions compétitives grâce à des schémas industriels et des partenariats locaux. »

** Plusieurs contrats ont déjà été signés par Alstom en Malaisie, notamment les contrats clés en main signés en 1994 pour la construction des centrales à cycle combiné de Lumut (1 300 MW) et de Kuala Langat (670 MW), les contrats signés en 1989 portant sur la fourniture de turbines à gaz GT13 pour les centrales de Paka, Pasir Gudang et Connaught Bridge, les contrats clés en main signés en 2000 relatifs à la construction des centrales à cycle combiné GB3 et Perlis, ainsi que les contrats de 2003 et 2004 portant sur l'installation de systèmes de contrôle environnemental pour les centrales à charbon de Tg Bin et de Jimah. Plus récemment, Alstom a décroché en 2010 un marché avec TNB pour la fourniture du groupe électromécanique (deux turbines hydroélectriques de 125 MW, un alternateur et les équipements connexes) destiné à la centrale hydroélectrique de Hulu Terengganu (250 MW).

L'Ontario chasse le charbon de sa production électrique

2010-12-10T06:20:25Z

Le Nord de l'Ontario (au Canada) va devenir la première région de la province à se départir de toutes ses centrales à charbon, en commençant par la centrale de Thunder Bay qui arrêtera de brûler du charbon avant d'être convertie au gaz naturel.

Ce changement appuie l'emploi dans la collectivité et permet à la province de franchir une autre étape vers l'élimination de toute la production d'électricité fondée sur le charbon d'ici la fin de 2014.

La conversion de deux tranches à charbon d'Ontario Power Generation à la centrale de Thunder Bay créera une centaine d'emplois dans la construction et aidera à protéger des emplois à la centrale. Ce sera la première centrale dans l'histoire du Nord de l'Ontario à être convertie au gaz naturel.

Le projet, inclus dans la mise à jour du plan énergétique à long terme de l'Ontario, devrait débuter en 2011 et se terminer d'ici la fin de 2014. La centrale convertie devrait générer jusqu'à 150 millions de kilowattheures d'électricité, assez pour alimenter 15 000 foyers chaque année. De plus, elle produira moitié moins d'émissions polluantes.

« Cette décision, ainsi que la conversion de la centrale d'Atikokan à la biomasse, est une bonne nouvelle pour notre collectivité, pour l'économie de l'Ontario et pour l'environnement. En plus de protéger des emplois à la centrale, la conversion au gaz naturel créera 100 emplois dans la construction », déclare Bill Mauro, député provincial de Thunder Bay à Atikokan.

L'autre centrale à charbon du nord-ouest de l'Ontario, à Atikokan, est en cours de conversion pour fonctionner avec de la biomasse. Le projet sera terminé en 2013 et devrait créer jusqu'à 200 emplois dans la construction, protéger des emplois actuels et générer 150 millions de kilowattheures d'énergie renouvelable, assez pour alimenter 15 000 foyers chaque année.

Les centrales au gaz naturel laissent assez de marge de manœuvre pour répondre comme il se doit quand la demande est élevée ; elles fonctionnent comme un coussin dans le réseau électrique.

L'Ontario est sur la bonne voie pour éliminer la production d'électricité à partir du charbon d'ici 2014. Ce plan d'abandon du charbon est le plus grand effort jamais déployé pour réduire le changement climatique au Canada. En 2009, la production des centrales à charbon de l'Ontario était au plus bas depuis 45 ans et réduite de 70 % par rapport à 2003.

Europe : les mines de charbon actives jusqu'en 2018 ?

2010-11-25T07:14:18Z

Selon les députés européens, la fermeture des mines de charbon non compétitives ne modifiera pas l'émission réelle de CO2 mais entraînera des conséquences sociales importantes.

La résolution adoptée par le Parlement mardi dernier proroge ainsi la date limite de fermeture des unités de production de charbon au 31 décembre 2018.

La date de fermeture constitue le point essentiel de débat avec les députés qui considèrent comme arbitraire la date proposée par la Commission (1er octobre 2014). La date limite de 2018 devrait permettre de trouver une solution acceptable sur le plan social sans entraîner un chômage de masse dans un certain nombre d'Etats membres, souligne le texte adopté par 465 voix pour, 159 contre et 39 abstentions.

Bien que le Parlement dispose uniquement d'un pouvoir de consultation, ce vote est un signal politique fort au Conseil pour dire que les aides d'Etat sont indispensables car l'avenir de près de 100 000 travailleurs en dépend.

En plus d'avoir étendu la date limite de fermeture, les députés ont également augmenté le montant global de l'aide qui peut être attribué par un Etat membre, soulignant toutefois que ce montant devait suivre une tendance à la baisse.

Les unités de production de charbon devront être fermées définitivement, conformément à un plan de fermeture, si elles ne sont pas compétitives d'ici la date limite et à condition que les besoins en énergie de l'Union ne nécessitent pas la continuité de leur existence.

Les députés proposent que l'aide d'Etat couvre les coûts d'investissement en matière de recherche et de technologies destinées à réduire les émissions polluantes du charbon.

Le Conseil devrait se prononcer sur ce règlement le 10 décembre. Celui-ci viendrait remplacer le règlement sur le charbon qui expire au 31 décembre 2010.

Le Lignite pulvérisé du bassin rhénan arrive en France

2010-11-23T06:12:35Z

Rheinbraun France, une société du groupe allemand RWE vient d'ouvrir un bureau commercial à Paris afin de proposer du lignite pulvérisé pour les secteurs voraces en énergie comme celui des enrobés.

En quelques années seulement, le lignite pulvérisé a su s'imposer dans le secteur des centrales d'enrobage pour occuper aujourd'hui plus de 70 % du marché en Allemagne. Son principal avantage par rapport aux autres sources d'énergie reste son prix.

Utilisé majoritairement comme combustible pour l'industrie de la chaux et du ciment en Allemagne au cours des 20 dernières années, le lignite pulvérisé a fait ses preuves. D'une part, la livraison est assurée par camion-citerne ou par wagon-citerne, et d'autre part tout comme les hydrocarbures (pétrole et gaz), les étapes industrielles sont réalisées en circuit fermé. Dans le cas des centrales d'enrobage, par exemple, les investissements pour un silo, le dosage et le brûleur, sont de 300.000 euros par installation, et sont généralement amortis après 3 ans environ.

En dehors du brûleur, une installation de lignite pulvérisé est composée essentiellement d’un silo de stockage, d’un doseur et du matériel de convoyage. La plus petite unité normalisée d’un silo de stockage a une capacité de 120 m3 c'est-à-dire environ 60 t de lignite pulvérisé. Cela correspond à une quantité d’énergie équivalente à presque 40.000 litres de fioul. Cette dimension de silo permet souvent un approvisionnement suffisant en combustible.

Rheinbraun France conclura des contrats à long terme avec ses clients et fournira le combustible à un prix fixe convenu au préalable. Les variations du prix de l'énergie seront ainsi sans effet sur la facture. L'exploitant de la centrale disposera de chiffres fiables lui permettant de calculer ses coûts d'approvisionnement en énergie sur le long terme.

La société RWE Power indique disposer d'une capacité de production de 4,5 millions de tonnes au total par an et pourra, "sans aucun problème, faire face à une augmentation de la demande dans les années à venir". Selon elle, "les réserves de lignite brut - bassin rhénan - couvrent les besoins en énergie pour les 300 prochaines années".

[ Credit image : Rheinbraun-France ]

La plus grande centrale thermique d'Europe réhabilitée

2010-11-12T06:16:41Z

Dotée d'une puissance de 4.460 MW, la centrale polonaise de Belchatow, la plus importante centrale électrique à combustibles fossiles en Europe va subir la réhabilitation de six unités (7 à 12) de la part du groupe Alstom.

Le montant des deux contrats signés avec PGE Gornictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. s'élève à 140 millions d'euros environ. PGE possède et exploite la centrale de Belchatow ainsi que plusieurs autres centrales électriques en Pologne.

Le premier contrat conclu avec PGE porte sur la réhabilitation des îlots turbines de six unités de la centrale de Belchatow. Dans le cadre de ce contrat, Alstom assurera la conception, la fourniture et l'installation de turbines haute et moyenne pression, de leurs équipements auxiliaires, des contrôleurs de turbines et des systèmes de bypass, de la remise à neuf des brûleurs et des systèmes d'instrumentation et de contrôle-commande. Alstom assurera également l'ingénierie d'intégration et la supervision des travaux d'installation.

Une fois achevée, cette réhabilitation permettra d'accroître de 20 MW la puissance de chacune des six unités, soit une augmentation totale de 120 MW, un niveau suffisant pour alimenter en électricité 240 000 foyers supplémentaires. Le projet augmentera la puissance du cycle de 2,4 % et réduira les émissions de CO2 de près de 600 000 tonnes par an. L'installation sera ainsi conforme à la directive communautaire 2001/80/CE. La réhabilitation menée par Alstom améliorera également la disponibilité et la fiabilité des six unités et contribuera à allonger la durée de vie de la centrale de 25 ans.

Dans le cadre du second contrat, Alstom réhabilitera les précipitateurs électrostatiques existants. Ce type d'équipement constitue actuellement le moyen le plus efficace pour contrôler les émissions de particules. Alstom a installé plus de 10 000 précipitateurs électrostatiques sur-mesure dans le monde, soit un total de 200 GW. Alstom réhabilitera les précipitateurs et permettra de limiter les émissions à un niveau de 50 mg/Nm3.

En 1997, PGE avait lancé la modernisation du site de Belchatow, en confiant à Alstom la réhabilitation des turbines à vapeur basse pression. Depuis, PGE a poursuivi ce programme de modernisation en attribuant à Alstom un contrat de réhabilitation des unités 3-12, afin de répondre aux exigences imposées par les directives communautaires en matière d'émissions et d'allonger la durée de vie des équipements. Plus récemment, en avril 2009, Alstom a remporté un contrat de 160 millions d'euros pour mener à bien la réhabilitation d'ensemble de l'unité 6 de la centrale.

Chine : usine de transformation du charbon en oléfines

2010-11-08T06:19:44Z

Total et le groupe énergétique chinois China Power Investment Corporation (CPI) ont annoncé leur intention de construire en Chine une usine de transformation du charbon en produits pétrochimiques.

A l'occasion de la visite d'Etat à Paris du président chinois Hu Jintao, les deux groupes ont signé une lettre d'intention, aux termes de laquelle ils conviennent d'étudier la construction d'un complexe industriel de taille mondiale en Mongolie-Intérieure, une région particulièrement riche en charbon.

Dans le cadre de ce partenariat, Total offrira son expertise dans les technologies MTO (Methanol To Olefins / Production d'oléfines à partir de méthanol) et OCP (Olefins Cracking Process / Procédé de craquage d'oléfines), testées à grande échelle par Total Petrochemicals sur son site de Feluy en Belgique. En outre, Total étudiera des solutions en matière de captage et de stockage de CO2, notamment grâce au savoir-faire acquis dans le cadre du projet pilote qu'il développe à Lacq (France).

Les deux groupes vont désormais lancer une étude de faisabilité pour un projet de production de polyoléfines, d'une capacité de 1 Mt/an, à partir de méthanol issu de la gazéification du charbon. D'un montant de 2 à 3 milliards d'euros, le démarrage de l'usine est prévu pour après 2015.

La technologie MTO permet de fabriquer du propylène et de l'éthylène à partir de méthanol, lequel peut être obtenu à partir de diverses matières premières comme le gaz naturel, le charbon ou la biomasse. Associée au processus OCP, cette technologie permet d'obtenir des rendements élevés en polyoléfines. « Ce projet s'intègre dans la stratégie déployée par Total pour transformer les ressources fossiles ou renouvelables en coupes pétrolières ou pétrochimiques, notamment grâce à des procédés de gazéification », souligne François Cornélis, directeur général Chimie et Vice-président du Comité Exécutif de Total.

CPI est l'un des cinq principaux groupes énergétiques chinois. Il est particulièrement présent dans les secteurs de l'extraction du charbon et de sa transformation en énergie.

Regroupées au sein de Total Petrochemicals, les activités pétrochimiques de Total incluent les produits de la chimie de base issus des craqueurs et de certaines unités de raffinage - oléfines (éthylène, propylène), coupes C4 et aromatiques (benzène, toluène, xylènes, styrène) – et les polymères qui en résultent (polyéthylène, polypropylène, polystyrène).

[ Credit photo : Total ]