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Une méthode simple et efficace pour le recyclage du CO2

2012-02-10T06:15:19Z

Une nouvelle génération de catalyseurs permet de recycler deux déchets industriels en même temps : le CO2 et le PMHS, issu de l’industrie des silicones.

En octobre dernier, les chercheurs du SiS2M* ont mis au point une réaction permettant le recyclage du CO2, principal rejet de la combustion de pétrole ou de gaz, au centre de nombreux débats, pour produire des composés formamides**.

Les scientifiques étaient alors parvenus à mettre au point un nouveau système de production qui, dans des conditions respectueuses de l'environnement et en une seule étape, permet d'obtenir des formamides à partir de CO2. Cette réaction (une formylation***) a l'avantage de présenter un rendement élevé : pour chaque molécule de CO2 consommée, une molécule de composé formamide est produite.

Grâce à une nouvelle génération de catalyseurs issus de la famille des carbènes, 2000 fois plus réactifs que ceux précédemment employés, les conditions de réalisation de la réaction sont simplifiées (température ambiante, pression atmosphérique…).

Ces nouveaux catalyseurs permettent surtout de travailler à partir d'une autre molécule peu réactive, c'est-à-dire un autre déchet : le PMHS, issu de l'industrie des silicones.

Auparavant, la réaction faisait interagir le CO2 avec du silane, sous-produit coûteux de l'industrie de l'électronique et du photovoltaïque. Ces nouveaux catalyseurs permettent de substituer le PMHS au silane, faisant ainsi reposer la réaction sur le recyclage de deux déchets industriels en même temps.

Pour obtenir des composés formamides, la pétrochimie recourt habituellement à la dégradation de charbon et d'hydrocarbures, énergies fossiles devenues précieuses. Ainsi, plutôt que de se reposer sur ces procédés pétrochimiques, les chercheurs parviennent à produire des formamides par recyclage du CO2 et du PMHS, grâce à une simple formylation.

Cette nouvelle voie d'exploitation simplifie donc les étapes de production, les conditions de réalisation, et surtout, permet de recycler deux déchets industriels en même temps.

Autre avantage apporté par ces nouveaux catalyseurs : la réaction aboutit à une variété plus large de produits formamides, élargissant les champs d'application de cette méthode innovante.

Le recyclage de déchets comme le CO2 et le PMHS a ainsi pour but la réutilisation des molécules peu réactives pour synthétiser de nouveaux composés exploitables en industrie. Ce principe pourrait solutionner certains problèmes posés par nos systèmes de production actuels : coût de traitement des déchets, impact sur la santé et l'environnement, tarissement de certaines sources d'énergie…

Références :
“A Diagonal Approach to Chemical Recycling of Carbon Dioxide : New Organocatalytic Transformation for the Reductive Functionalization of CO2”, C. Das Neves Gomes, O. Jacquet, C. Villiers, P. Thuéry, M. Ephritikhine, and T. Cantat / Angewandte Chemie International EditionVolume 51, Issue 1, pages 187–190, January 2, 2012.
“Recycling of Carbon and Silicon Wastes : Room Temperature Formylation of N–H Bonds Using Carbon Dioxide and Polymethylhydrosiloxane”, O.r Jacquet, C. Das Neves Gomes, M. Ephritikhine, and T. Cantat / J. Am. Chem. Soc., Just Accepted Manuscript, DOI : 10.1021/ja211527q, Publication Date (Web) : 31 Jan 2012.

* Service Interdisciplinaire sur les Systèmes Moléculaires et Matériaux
** Formamides : famille de molécules utilisées en industrie pour la fabrication de colles, solvants et médicaments.
*** Transfert d'un groupement carboxyle (-C(=O)-H)

Gazprom incapable d'augmenter ses livraisons de gaz vers l'Europe

2012-02-09T06:40:24Z

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 œuvre 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".

Pic historique de consommation, le gaz aussi !

2012-02-09T06:32:02Z

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.

[ Cliquez sur l'image pour zoomer ]

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.

Les gaz de schistes représentent 30% de la production aux USA

2012-02-09T06:24:39Z

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.

Le groupe Air Liquide se développe en Afrique du Sud

2012-02-08T06:05:30Z

Air Liquide a annoncé lundi la signature d'un important contrat à long terme avec Evraz Highveld Steel and Vanadium, deuxième plus grand producteur d'acier en Afrique du Sud.

Ainsi, Air Liquide investira dans une nouvelle unité de séparation des gaz de l'air (ASU), d'une capacité de 770 tonnes d'oxygène par jour qui sera mise en service fin 2013.

L'utilisation de l'oxygène dans les aciéries améliore leur productivité et leur performance énergétique, tout en réduisant les émissions dans l'atmosphère. Cette nouvelle ASU produira également de l'oxygène, de l'azote et de l'argon liquides pour répondre à la demande croissante du secteur industriel marchand d'Afrique du Sud.

Le montant total de l'investissement s'élève à environ 40 millions d'euros.

Cette opération s'inscrit dans la continuité des investissements précédents en Afrique du Sud dans une nouvelle ASU située dans le KwaZulu-Natal et dans la plus grande unité de production d'argon d'Afrique, deux sites mis en service en 2011.

« Ce contrat constitue une nouvelle étape en Afrique du Sud pour le Groupe, qui renforce de façon significative sa position sur ce marché en croissance. Air Liquide est l'industriel qui enregistre la plus forte progression dans le sud de l'Afrique et ce contrat permettra également au Groupe d'accroître sa présence en Afrique subsaharienne. Les Économies en développement sont l'un des relais de croissance d'Air Liquide » a déclaré Pierre Dufour, Directeur Général Délégué du groupe Air Liquide, supervisant la zone Afrique et Moyen-Orient.

Gaz et pétrole de schiste : leçons américaines et australiennes

2012-02-01T06:40:48Z

La révolution des hydrocarbures non-conventionnels est aujourd'hui bien entamée. Les ressources potentielles sont immenses mais les inquiétudes sont vives. Au-delà des bonnes pratiques et du sérieux des acteurs industriels, une question majeure est la qualité de la délibération publique. Les expériences américaines et australiennes permettent de faire un premier point.

A l’image de la révolution informatique des années 1980 et 1990, où les microprocesseurs voyaient leur capacité de calcul démultipliée de façon exponentielle par la miniaturisation des circuits imprimés tout en conservant des coûts de production stables, l’industrie pétrolière et gazière est engagée depuis quelques années dans un processus révolutionnaire de réduction de ses coûts d’extraction dans les gisements que les spécialistes nomment non-conventionnels.

L’association de deux techniques, le forage horizontal et la fracturation hydraulique, a fondamentalement changé les paramètres économiques de l’exploitation. Ils permettent aujourd’hui d’obtenir d’un seul puits ce que l’on produisait avec plusieurs dizaines de puits il y a cinquante ans, pour un coût légèrement supérieur à un seul de ces puits anciens.

La révolution du gaz de schiste

La mise en œuvre à grande échelle de cette pratique a radicalement changé la production de gaz naturel en Amérique du Nord. Alors qu’au début de la dernière décennie l’industrie gazière nord-américaine s’était lancée dans un vaste programme de construction d’infrastructures d’importation de gaz sous forme liquéfiée par anticipation d’une pénurie de production intérieure, celle-ci a brusquement augmenté grâce à l’utilisation des puits horizontaux fracturés qui permirent l’exploitation de ce shale gas, que les spécialistes considéraient jusqu’alors impropre à la production.

Dès 2008, ce gaz s’imposait à tel point que les capacités de stockage furent bientôt saturées. Les prix chutèrent et les importations furent réduites quasiment à néant. On s’aperçut bientôt que les ressources potentielles mises au jour par ces nouvelles méthodes étaient gigantesques, garantissant près de cent ans de consommation future outre-Atlantique.

Quelques pionniers eurent alors l’idée de reproduire ce savoir-faire, mais dans des gisements de pétrole “de schiste” cette fois. La différence de prix entre le gaz et le pétrole rendait alors ce dernier beaucoup plus attractif. Bien qu’il soit encore trop tôt pour évaluer l’ampleur des conséquences de ces développements et la possible émergence d’une révolution du pétrole de schiste, on peut déjà noter quelques signes qui indiquent un frémissement et deux succès probants.

Tout d’abord, alors qu’en 2008, près de 80% des engins de forages qui opèrent dans le secteur terrestre aux Etats-Unis prospectaient pour du gaz et 20% pour du pétrole, ce ratio s’est aujourd’hui équilibré à 50% – 50%. Ensuite, les droits miniers dans certains gisements de pétrole de schiste bien connus (Eagle Ford et Barnett au Texas, Bakken dans le Dakota du Nord) se sont littéralement envolés, voyant leur cours se multiplier parfois d’un facteur dix en deux ans. Enfin, malgré le moratoire sur les forages offshore dans le golfe du Mexique décrété à la suite de la marée noire du puits Macondo, la production totale de pétrole aux Etats-Unis a augmenté en 2010, inversant ainsi une tendance vieille de quarante ans et remettant de facto en cause la théorie du pic pétrolier de Hubbert, qui prédisait un déclin irréversible de la production d’hydrocarbures en Amérique du Nord à partir des années 1970.

Le gisement de Bakken, qui ne produisait que 10 000 barils par jour en 2003, a ainsi récemment dépassé le seuil des 400 000 barils par jour grâce à l’utilisation systématique des puits horizontaux fracturés, tout cela sans que des découvertes géologiques particulièrement nouvelles puissent y être notées. Le gisement d’Eagle Ford, au sud du Texas, a vu quant à lui sa production de brut passer d’une quantité presque négligeable à 125 000 barils par jour entre 2009 et 2011, sans compter un volume équivalent de gaz naturel s’ajoutant à la production liquide. D’autres zones de prospection font aujourd’hui l’objet de toutes les spéculations comme le Niobrara dans le Colorado, l’Utica dans l’Ohio, la Vaca Muerta en Argentine ou le Lias dans le bassin parisien. Les analystes spécialisés dans le secteur voient déjà les Etats-Unis comme un des pays où l’augmentation de la production d’or noir sera la plus importante au cours de la décennie 2010-2020, avec le Canada, le Brésil, l’Irak et le Kazakhstan. Certains vont même jusqu’à prédire pour cette raison un tassement des cours du baril d’ici quelques années, alors que l’opinion publique reste aujourd’hui persuadée d’une inéluctable augmentation des prix.

Inquiétudes publiques et enjeux économiques

Ce développement fulgurant des hydrocarbures non-conventionnels en Amérique du Nord ne va pas sans soulever des inquiétudes chez les riverains. Les organisations de protection de l’environnement mènent campagne en dénonçant le risque de pollution des nappes phréatiques que fait courir la fracturation hydraulique. La régulation industrielle dans ce domaine étant essentiellement une prérogative des Etats, elle est autorisée dans certains mais a récemment été sévèrement encadrée, ou même interdite, dans d’autres, comme en Caroline du Nord. D’une part, certains incidents invitent à la prudence. L’Etat de Pennsylvanie a par exemple interdit à une petite compagnie de forer sur son territoire en 2009 tant qu’un certain nombre de puits ne seraient pas rebouchés dans la région de Dimock, où l’eau courante de quatorze maisons avait été contaminée par des hydrocarbures, probablement en provenance de ces puits. Les défenseurs de l’environnement s’appuient aussi sur des études qui indiquent des teneurs en gaz naturel supérieures à la moyenne aux alentours de gisements de gaz de schiste et l’attribuent à la fracturation tandis que d’autres y voient un phénomène naturel.

D’un autre côté, la fracturation est une méthode ancienne qui a été utilisée à plus d’un million de reprises depuis 1947 aux Etats-Unis, et aucune catastrophe écologique majeure qui y soit directement liée n’a encore été observée. L’agence fédérale de protection de l’environnement (EPA) mène actuellement une enquête sur la question, qui devrait se terminer fin 2012 et dont les résultats sont très attendus par les différentes parties prenantes.

En Europe, continent plus soucieux de l’environnement, on a aussi vu apparaître des débats au sujet de ces techniques. Au Royaume-Uni, la presse s’est inquiétée des risques sismiques : après un tremblement de terre de magnitude 2,3 en avril, une magnitude de 1,5 a été enregistrée le 27 mai près de Blackpool, qu’une enquête officielle a liée à l’injection souterraine au même moment de fluides sous haute pression pour faire sauter la roche gazifière. Ailleurs, on a vu s’exprimer des craintes portant sur la pollution des nappes phréatiques et le Parlement français a voté l’interdiction de cette technologie en juin 2011, sans pour autant lui fermer totalement la porte à une exploitation future, puisque l’exploration reste partiellement autorisée.

Les responsables politiques ne peuvent en effet pas rester insensibles aux enjeux économiques et politiques majeurs que représente l’extraction d’hydrocarbures. Les retombées économiques de ces développements sont importantes et permettent à des Etats comme le Dakota du Nord, où se situe le Bakken, d’afficher une santé économique insolente avec le taux de chômage le plus faible de l’union : 3,5% contre 9,1% de moyenne nationale. Une production intérieure conséquente de pétrole ou de gaz peut en outre permettre de réduire significativement les importations de brut et aider à rééquilibrer la balance commerciale d’un pays. Les Etats-Unis ont ainsi réduit la part de leur pétrole importé de 60% de leur consommation en 2006 à 47% cette année, soit près de quatre millions de barils par jour de moins au total, grâce à une combinaison de baisse de la demande et de hausse de la production intérieure. La Norvège, pays le plus pauvre d’Europe il y a encore quelques décennies et devenu aujourd’hui l’un des plus riches du monde, illustre à quel point l’or noir mérite bien son surnom. La Russie n’hésite pas, quant à elle, à utiliser son gaz d’export comme d’une arme en arrêtant de temps à autres ses fournitures pour obtenir diverses concessions politiques de ses partenaires commerciaux.

Sûreté industrielle et variété des exploitants

Le fluide sous pression injecté dans un puits au cours d’une opération de fracturation est surtout composé d’eau et de sable, mais il contient aussi des additifs, environ 0,5% en volume, qui pourraient perturber l’environnement. La couche souterraine contenant les hydrocarbures se trouve néanmoins souvent à plusieurs milliers de mètres sous la nappe phréatique, et les experts considèrent que le rayon maximal que peut atteindre une fracture autour des tubages les plus profonds d’un puits est de l’ordre de 25 mètres. Le risque essentiel, contrairement à l’opinion communément répandue dans le public, réside plus dans la possibilité d’endommager et de percer les tubages dans la partie haute du puits pendant l’opération de pompage, à cause de la très forte contrainte mécanique exercée par le fluide sous pression et le choc thermique dû au refroidissement, que dans l’extension directe d’une fracture dans la roche qui relierait le puits à la nappe phréatique. Des puits fuyants pourraient en effet contaminer l’environnement, et en particulier les nappes phréatiques. Mais ce problème est bien connu des opérateurs expérimentés, notamment de ceux qui ont une longue expérience de l’exploitation offshore et sont habitués à mener des études d’ingénierie poussées, et la stricte application de normes d’ingénierie rigoureuses permettrait de le limiter sérieusement, voire de l’éliminer complètement.

Par ailleurs, les acteurs de l’industrie sont extrêmement disparates, avec des compagnies bien connues qui comptent parmi les plus importantes au monde et d’autres de taille beaucoup plus modeste. D’une société à l’autre, la culture du risque, l’esprit de précaution et l’expertise peuvent varier considérablement. Certaines majors s’imposent en interne des standards extrêmement rigoureux, en combinant les aspects les plus contraignants des régulations de certains pays très exigeants où elles opèrent, comme la Norvège ou le Brésil, et qui sont réputés pour la haute qualité de leurs normes. D’autres ont une attitude plus laxiste et privilégient les économies de bout de chandelle au détriment de la sûreté. D’autres encore sont des sociétés de taille très réduite et ne possèdent tout simplement pas le savoir-faire nécessaire pour opérer de façon satisfaisante.

Le débat français a d’ailleurs été pollué dernièrement par l’intervention d’acteurs économiques spéculatifs qui ne s’inscrivent pas dans le long terme, par manque de temps et de capacité d’autofinancement. Les entreprises de capital-risque, sans expérience réelle, qui achètent des droits miniers dans des bassins prospectifs peuvent jouer un rôle utile de pionnier mais peuvent aussi devenir néfastes quand elles cherchent à forcer la main du régulateur par le biais du lobbying dans le seul but de maintenir à flot leur cours de bourse. En revanche, lorsqu’un investisseur de long terme s’installe dans un bassin pétrolier, il le fait avec un horizon d’investissement de plusieurs décennies. Dès lors, il est obligé de prendre en compte l’impact de son activité sur l’environnement et les riverains dans tous les domaines, du début à la fin de l’exploitation, pour s’assurer une certaine pérennité. Un argumentaire simpliste, et parfois mensonger, qui voudrait cacher les conséquences et les dangers d’une exploitation industrielle intensive comme l’extraction d’hydrocarbures, ne peut être que contre-productif dans la durée et menacer finalement la survie même de l’entreprise qui s’adonnerait à cette facilité.

La spécificité américaine

La percée du gaz de schiste aux Etats-Unis tient aussi à un élément souvent méconnu du grand public : son code minier terrestre. Partout dans le monde, les droits miniers, dit parfois aussi du « sous-sol », sont propriété exclusive de la puissance publique. Mais aux Etats-Unis, ils peuvent aussi être détenus par des acteurs privés, qui touchent ainsi les royalties liées à l’exploitation des hydrocarbures. Cet élément a pour effet principal de modifier profondément les incitations à la mise en production. Là où, en France par exemple, les riverains n’ont aucun intérêt direct à voir des puits de pétrole forés sur leur terrain puisque les subsides iront au Trésor public et seront dépensés par l’Etat dans son budget général, les fermiers américains en tirent eux des revenus d’appoint directs et substantiels.

C’est sans doute là une des principales raisons sous-jacentes, au-delà des inquiétudes écologiques légitimes, de l’aversion du public pour le gaz de schiste qui s’est manifestée dernièrement en France. Pourquoi en effet accepter la présence d’une activité industrielle dont on subit tous les désagréments sans en tirer aucun avantage ? Pour envisager une exploitation à grande échelle d’hydrocarbures non-conventionnels, il serait nécessaire de faire converger les intérêts des différentes parties prenantes en modifiant si nécessaire le code minier après un débat public dépassionné et de bonne tenue. Ce n’est manifestement pas ce que l’administration avait en tête quand au printemps 2010 elle a vendu dans une discrétion quasi absolue des permis d’exploration pour du gaz de schiste.

De façon complémentaire, il est aussi nécessaire de réfléchir au partage des risques. De même qu’un conducteur de voiture doit s’acheter une assurance, on pourrait imaginer qu’une partie des royalties ou prélèvements obligatoires directement issus de l’exploitation normalement versés à l’Etat servent à abonder un fond d’assurance pour réparer les dégâts éventuels causés par une pollution ou une dégradation de l’environnement, quelle qu’en soit la nature. Car, même pour les industriels bien intentionnés, il n’est pas toujours facile d’intervenir directement pour compenser les dommages collatéraux liés à l’exploitation. Si, par exemple, un exploitant endommage les routes autour de ses installations de production à cause des va-et-vient très nombreux des camions qui transportent les pompes et le liquide de fracturation, il n’est pas a priori autorisé à les réparer puisqu’il n’en est pas propriétaire.

Dialoguer pour anticiper

L’Australie nous montre une voie qui mérite d’être examinée. Pays traditionnellement engagé dans l’industrie minière et énergétique, elle voit en ce moment ses activités de construction d’infrastructures pour les exportations dans ces domaines se développer très fortement pour fournir ses clients asiatiques comme la Chine, l’Inde ou le Japon. Les diverses compagnies présentes ont programmé des investissements dans les années à venir qui se comptent en dizaines de milliards de dollars.

La ville de Gladstone dans le Queensland est par exemple le lieu de construction de trois usines de gaz naturel liquéfié. La population va passer d’environ 50 000 à 80 000 habitants à la fin de la montée en charge de la construction d’ici trois ou quatre ans et environ 100 000 camions transportant toutes sortes de matériels vont parcourir les routes environnantes. En prévision des bouleversements que de tels chantiers vont probablement provoquer, les autorités de l’Etat du Queensland ont mené une procédure d’évaluation de leur impact dans tous les domaines : environnement, infrastructures, marché du travail… Les autorisations de mise en chantier ont ainsi été strictement conditionnées à la mise en place d’accords préalables avec les syndicats et d’un partenariat entre l’Etat et les industriels pour remédier aux dégradations d’infrastructures et au possible manque de logements.

Lorsque de tels problèmes sont anticipés en amont et font l’objet d’une collaboration poussée entre les différents acteurs, il est possible de grandement minimiser les effets secondaires négatifs pour les riverains et l’environnement d’une exploitation industrielle intensive. Une des conditions requise pour cela est un esprit de collaboration commun qui permet d’éviter l’alternative destructrice entre le blocage total et le passage en force.

Auteur : sous le pseudo de Nicolas Martin - ingénieur projet dans une compagnie pétrolière et ancien étudiant de l'Ecole polytechnique.

[Article publié sous CC - ParisTech Review ]

ENI lance une offre d'achat sur la totalité du capital d'Altergaz

2012-02-01T06:30:35Z

L'actionnaire majoritaire du fournisseur alternatif de gaz français Altergaz, le groupe énergétique italien ENI, a lancé hier une offre volontaire de rachat des actions Altergaz non encore détenues, au prix de 71,99 euros par action.

Après cette opération de rachat, dont la clôture est prévue le 5 mars 2012 inclus, ENI France demandera le retrait de la cote d'Altergaz sur le marché libre NYSE Euronex.

ENI avait finalisé fin novembre 2011 l'acquisition des actions d'Altergaz détenues par les actionnaires minoritaires (Concert Consellior), augmentant de fait sa participation dans Altergaz de 60 à 98%.

ENI est entré au capital d'Altergaz en 2007 par l'acquisition d'une part détenue par les fondateurs de la compagnie et a augmenté sa participation à 60% en décembre 2010 par l'exercice de l'option de vente des fondateurs ainsi que via diverses opérations mineures.

Le groupe italien entend ainsi s'implanter durablement sur le marché du résidentiel français où il demeure le deuxième opérateur, avec une part de marché de 13%. De son côté, Altergaz revendique près de 140.000 clients résidentiels et 20.000 clients professionnels pour un volume total de vente d'environ 1,4 milliard de mètres cubes de gaz naturel.

Marché du gaz : Irlande et Royaume-Uni assignés devant la Cour

2012-01-30T06:45:25Z

La Commission européenne a estimé jeudi dernier que l'Irlande et le Royaume-Uni n'étaient pas entièrement conformés aux règles de l'UE applicables au marché du gaz et a donc décidé d'assigner ces pays devant la Cour de justice de l'Union européenne.

En effet, selon la Commission Européenne, "un marché intérieur du gaz naturel efficace et fonctionnel permettra aux consommateurs de choisir entre différentes entreprises même si elles ne sont pas implantées dans leur pays." La législation de l'Union Européenne (UE) vise en effet à faciliter les échanges transfrontaliers de gaz et à augmenter la capacité sur les marchés du gaz.

Toujours en vertu des règles de l'UE dans le domaine du gaz, "la capacité d'interconnexion maximale entre les États membres et entre les différents réseaux de transport de gaz doit être offerte au marché afin que les consommateurs puissent bénéficier pleinement des avantages d'un marché concurrentiel." C'est pouquoi, les gazoducs ne peuvent être utilisés au maximum de leur capacité que lorsque des possibilités de capacité à rebours interruptible et de services à court terme (contrats de réservation de capacité de gaz à court terme) sont proposées. Ainsi, d'après le dogme européen sur la concurrence libre et non faussée, "la quantité de gaz qui peut être transportée est plus importante et de nouvelles entreprises peuvent entrer sur le marché. Les consommateurs ont donc la possibilité de choisir entre différentes entreprises et différents services."

Or, la capacité d'interconnexion maximale n'est pas offerte au Royaume-Uni et en Irlande parce que le gazoduc qui relie l'Irlande du Nord à l'Irlande n'est pas ouvert à la concurrence. Cela signifie que les entreprises gazières d'Irlande ne peuvent pas se livrer à des échanges de gaz directs avec l'Irlande du Nord et inversement. Sur le gazoduc reliant l'Écosse à l'Irlande du Nord, les services à court terme ne sont pas disponibles, pas plus que la capacité à rebours virtuelle sur la base d'une compensation du flux physique dans le sens dominant afin qu'une certaine capacité soit disponible pour les échanges commerciaux, comme l'exige la législation de l'UE déjà en vigueur depuis plusieurs années.

La Commission a été informée de l'intention des gouvernements britannique et irlandais d'introduire des accords communs dans le domaine du gaz (Common Arrangements for Gas, CAG) entre l'Irlande et l'Irlande du Nord. Malgré la volonter des deux parties de créer un marché transfrontalier, ce projet a déjà été reporté. Par conséquent, la Commission a décidé de poursuivre les procédures d'infraction conformément à la législation de l'Union Européenne.

Technip : contrat pour une plate-forme de traitement de gaz

2012-01-27T06:15:50Z

Le centre opérationnel du groupe Technip à Perth (Australie), Technip Oceania (TPO), a annoncé avoir remporté un contrat, d'une valeur d'environ 90 millions d'euros, auprès de Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering (DSME) pour la conception de la plate-forme offshore de traitement de gaz "Wheatstone" de Chevron, située à l'ouest de l'Australie.

La partie amont (offshore) du projet porte sur les champs de gaz WA-17-R et WA-253-P situés sur le plateau continental au nord-ouest de l'Australie occidentale par une profondeur d'eau allant de 70 à 200 mètres.

La production sera transportée jusqu'à la plate-forme de traitement où le gaz à condensats sera traité puis comprimé et exporté, à travers un pipeline de 200 kilomètres de long, vers l'usine de gaz située à Ashburton North, à 12 kilomètres d'Onslow (Australie).

Ce contrat fait suite à la réalisation par TPO de l'ingénierie d'avant-projet détaillé du projet, attribué par Chevron en 2009.

« La plate-forme Wheatstone sera une des plus grandes jamais construites, et je suis fier que nous la concevions pour DSME depuis notre centre australien. Nous avons dû nous développer localement pour pouvoir réaliser le contrat, avec plus de 200 personnes travaillant à Perth sur le projet » a déclaré Frans Roozendaal, Managing Director de TPO.

« Pouvoir faire appel au bureau australien de Technip pour conduire ce projet a été un atout indéniable. La continuité avec l'ingénierie d'avant-projet détaillé qu'il a réalisé, sa connaissance des spécificités du marché australien et sa proximité avec Chevron nous confèrent un avantage important » a ajouté KH Lee, Chef de Projet chez DSME.

Les centres opérationnels de Technip à Perth (Australie) et Kuala Lumpur (Malaisie) réaliseront le contrat, qui devrait être achevé au second semestre 2012.

Prix du Gaz : l'Ukraine pris en "otage" par la Russie ?

2012-01-23T06:43:56Z

Suite à l'accord conclu il y a 3 ans par l'ancienne Première ministre Yulia Tymoshenko, l'Ukraine paye actuellement 516 dollars par millier de mètres cubes de gaz russe - soit une somme plus élevée que tous les autres pays européen.

En comparaison, le Royaume-Uni est facturé 380 dollars par millier de mètres cubes. Quant aux pays-Bas et aux États-Unis, ils achètent leur gaz respectivement 360 et 99 dollars.

Par ailleurs, l'Ukraine "surpayerait" encore le gaz à hauteur de 4 à 5 milliards de dollars chaque année, et cela malgré un rabais consenti par Gazprom. Inna Bohoslovska, membre du parlement ukrainien, a indiqué que "l'Ukraine a perdu près de 12 milliards de dollars en manque à gagner depuis la signature de ce contrat avec la Russie."

En 2010, l'Ukraine avait reçu un rabais de 100 dollars pour avoir laissé la Flotte russe de la mer Noire naviguer en Crimée. Mais cette bonne volonté n'a pas empêché l'Ukraine de devoir verser près de 27% de ses recettes budgétaires pour payer le gaz russe en 2012.

Le problème ne vient pas seulement du prix élevé - le système d'achat ferme établi par le contrat de 2009 ne permet pas à l'Ukraine d'économiser de l'argent en achetant moins de gaz. L’Ukraine a récemment annoncé son projet d'acheter 27 milliards de mètres cubes de gaz au lieu des plus de 50 milliards acquis en 2011. La Russie a insisté sur le fait que le gaz non consommé devrait tout de même être payé.

Une position intransigeante

Alors que Gazprom a accepté de baisser ses prix pour l'Autriche, la France, l'Allemagne, l'Italie et la Slovaquie, la société russe de gestion gazière détenue par l'État ne cède pas aux demandes ukrainiennes de baisser le prix du gaz importé. Et cela ferait maintenant plus de 21 mois que l'Ukraine tente de négocier un nouveau prix du gaz, tout en continuant à payer la facture imposée par le contrat en vigueur.

Les dirigeants ukrainiens envisageraient donc un recours auprès des tribunaux internationaux en dernier lieu pour établir "un prix équitable", car ce surcoût ne semble pas être une option viable pour l'économie ukrainienne. L'Union Européenne a également exprimé son intention d'assister les négociations sur le transit gazier entre l'Ukraine et la Russie.

Un retour dans le giron russe ?

En coulisse, Moscou espère par cette manoeuvre ramener l'Ukraine dans son espace économique en lui proposant des prix commerciaux plus avantageux, comme celui du gaz.

En échange, la Russie voudrait que Kiev rejoigne l'Union douanière Russie / Bélarus /Kazakhstan, à la place de l'Union européenne. Jusqu'à présent, l'Ukraine a toujours refusé d'adhérer à cette union proposée par le Kremlin, lui préférant l'Europe.

De Margerie : la prospection des gaz de schiste "se justifie"

2012-01-23T06:30:55Z

Le groupe pétrolier Total a déposé un recours administratif contre l'abrogation de son permis d'exploration des gaz de schiste situé dans le sud de la France, une décision pris en octobre par le gouvernement et faisant suite à la loi interdisant l'usage de la fracturation hydraulique.

"Total respecte la loi. Notre position, c'est que la loi ne justifiait pas l'abrogation de ce permis (...) Nous avons déposé un dossier devant le tribunal administratif de Paris" avait déclaré récemment Bruno Courme, responsable des activités de Total dans les gaz de schiste en Europe.

Total avait fait part de sa "surprise" suite à cette décision, le groupe s'étant engagé à ne pas utiliser la fracturation hydraulique dans son dossier remis au gouvernement, au motif que le groupe pétrolier n'avait pas "suffisamment explicité" les techniques de substitution.

Mais selon le PDG de Total, Christophe de Margerie, dans une interview à La libre Belgique jeudi, la prospection des gaz de schiste « se justifie », et « le débat va nécessairement évoluer » sur la question ». « Ce débat tombe mal mais il fallait l'avoir. Il est particulièrement sensible dans un pays comme la France où la nature a toujours joué un rôle important. Nous n'avons pas non plus la taille ni la culture de l'Amérique où l'on est propriétaire de son sol », a t-il expliqué.

** Le permis de "Montélimar" qui couvre en effet une vaste zone de 4.327 km2 du nord de Montélimar s'étend jusqu'à Montpellier, sur plusieurs départements : Ardèche, Drôme et le Gard.

Russie : un gazoduc à la rescousse de la ville de Sotchi

2012-01-20T06:19:37Z

Adler constitue l'une des six stations automatiques de distribution de gaz (AGDS) du gazoduc russe destiné à l'appro- visionnement de la ville de Sotchi et de la station balnéaire basée en bordure de la mer Noire.

La station Adler demeure un point névralgique de la route du gaz [ Dzhubga - Lazarevskoye - Sotchi ] : il purifie le gaz naturel, réduit ou maintient automatiquement la pression et délivre le précieux combustible aux consommateurs finaux.

Lors des prochains Jeux Olympiques d'Hiver en 2014, ce gazoduc permettra selon Gazprom d'assurer de manière fiable et continue l'approvisionnement en électricité de la ville hôte des Jeux olympiques d'hiver et de livrer du gaz naturel aux différents sites olympiques, de transports et d'infrastructures touristiques.

Le gazoduc qui possède une capacité annuelle de transport de quelque 3,8 milliards de mètres cubes s'étend sur 171,6 km. Environ 90% de la structure a été fixé au fond de la mer Noire, le long d'une ligne côtière, à une profondeur d'eau atteignant les 80 mètres. Le passage du gazoduc en offshore aurait permis d'après les responsables du projet d'éviter "une déforestation importante" et participe de fait à "la préservation des réserves naturelles".

L'acheminement du gaz naturel dans la ville de Sotchi et dans la zone de Tuapse devrait aussi selon Gazprom avoir pour conséquences "d'impulser le développement de l'industrie de villégiatures dans ces régions tout en améliorant le niveau de vie de la population locale."

Ensuite, non content d'abaisser considérablement le déficit énergétique, il pourrait également améliorer sensiblement la situation environnementale de la région en remplaçant avantageusement le charbon et le fioul, car à ce stade, "le gaz naturel reste un combustible beaucoup moins polluant" conclut le géant gazier.

Prix du gaz à la baisse pour 5 compagnies européennes

2012-01-18T06:25:24Z

Alexandre Medvedev, numéro deux de la compagnie gazière Gazprom** a indiqué mardi avoir accepté de revoir à la baisse les prix du gaz à destination de 5 entreprises européennes, à cause notamment de la (mauvaise) situation économique qui sévit actuellement en Europe.

"Fin 2011-début 2012, Gazprom Export a trouvé et établi des accords avec une série d'acheteurs européens, qui prévoient une révision des prix du gaz (...), tenant compte du développement du marché gazier en Europe et de la situation économique et énergétique de certains Etats européens", a-t-il déclaré à des agences de presse russes.

Sont concernées par cet accord, les entreprises suivantes : GDF-Suez (France), Wingas (Allemagne), SPP (Slovaque), Sinergie Italiane (Italie ) et Econgas (Autriche).

Dans les contrats à long terme établis entre un fournisseur et un distributeur, les prix du gaz naturel sont généralement indexés sur ceux du pétrole. Mais il s'avère que de plus en plus d'opérateurs gaziers cherchent à réduire sensiblement leurs prix d'achat en achetant leur gaz au comptant, sur le marché de règlement immédiat, ce qui a pour conséquence de réduire la main mise du gazier russe sur les prix.

** Gazprom est propriétaire de 25% des réserves mondiales de gaz et fournit 25% de la consommation européenne de gaz.

Gaz : Total investit dans un projet stratégique en Australie

2012-01-17T06:40:32Z

Total et son partenaire INPEX (opérateur), ont annoncé la semaine dernière l'approbation d'un investissement de 34 milliards de dollars pour la construction du projet de gaz naturel liquéfie (GNL) d'Ichthys, en Australie.

Ce projet dont Total détient une participation de 24%, devrait permettre d'exploiter des réserves d'environ 3 milliards de barils équivalent pétrole, dont 500 millions de barils de condensats. Le démarrage de la production est prévu fin 2016.

« Grâce à ce projet, Total renforce sa présence en Australie et son implantation sur le marché asiatique du GNL, marché qui affiche la plus forte croissance et qui offre les meilleurs prix » a déclaré Yves-Louis Darricarrère, directeur général de la branche Exploration & Production de Total.

Le projet Ichthys comprend le développement en mer du champ de gaz à condensats d'Ichthys, situé au nord-ouest de l'Australie par 260 mètres de profondeur d'eau, la construction d'une usine de liquéfaction de gaz, implantée à terre près de Darwin, dans le Territoire du Nord, ainsi que la pose d'un gazoduc de 889 kilomètres reliant le champ à l'usine.

Les installations sur le champ prévoient le développement de puits sous-marins reliés à une unité de traitement de gaz (CPF1) et une unité flottante de production, de stockage et d'expédition des condensats (FPSO2). Le CPF et le FPSO figureront, dans leur genre respectif, parmi les plus grandes unités du monde.

L'usine de liquéfaction à terre comprendra deux trains de liquéfaction de 4,2 millions de tonnes par an chacun et des infrastructures dédiées à l'extraction et à l'exportation de GPL et de condensats. Parallèlement au GNL, le projet Ichthys devrait produire en pic 1,6 million de tonnes de GPL par an et 100 000 barils de condensats par jour.

La totalité de la production annuelle de GNL d'Ichthys, soit 8,4 millions de tonnes par an, a été vendue pour une période de 15 ans à des acheteurs taïwanais et japonais, dont INPEX, et à Total Gas & Power Limited, la filiale trading de gaz du Groupe qui enlèvera 0,9 million de tonnes de LNG par an pour l'approvisionnement direct de ses clients.

Les plans de développement et d'exploitation du projet Ichthys ont obtenu l'approbation des autorités australiennes et leur construction commencera au deuxième trimestre 2012.

1- CPF : Central Processing Facility for gas treatment
2- FPSO : Floating Processing, Storage and Offloading

Le fluor gazeux, un nouveau gaz pour le secteur photovoltaïque

2012-01-17T06:30:33Z

Avec une demande en gaz de nettoyage des équipements de production du secteur de l'électronique qui a fortement augmenté pour les sites de grande taille de fabrication d'écrans TFT-LCD et de panneaux photovoltaïques à couches minces en silicium, Air Liquide a annoncé un élargissement de son offre.

Ainsi, en plus des gaz vecteurs et spéciaux, et des précurseurs avancés utilisés dans le processus de fabrication, le Groupe Air Liquide va proposer une nouvelle solution de nettoyage : "le fluor gazeux."

À compter de 2012, les sites de fabrication d'écrans TFT-LCD et de panneaux photovoltaïques à couches minces en silicium pourront se procurer ce gaz plus "respectueux de l'environnement", comme alternative à l'azote tri-fluoré (NF3), aujourd'hui utilisé pour ces applications. Directement produit sur le site des utilisateurs, ce gaz constitue selon l'industriel français "une solution de nettoyage compétitive et fiable qui permettra aux clients d'améliorer leur productivité."

Air Liquide s'est associé au groupe Solvay pour former une co-entreprise d'envergure mondiale qui "investira", "construira" et "exploitera la prochaine génération d'unités de production de fluor sur site."

« Cette nouvelle étape permettra à Air Liquide d'étendre son offre destinée à ce secteur de l'électronique en pleine croissance. Solvay apporte sa technologie de production éprouvée et son expertise en gaz fluorés. En développant pour ses clients cette solution de nettoyage alternative sans émissions de gaz à effet de serre, Air Liquide réaffirme son engagement en faveur de la protection de l'environnement. Les Hautes Technologies et l'Environnement sont deux des relais de croissance du groupe Air Liquide » a déclaré François Darchis, membre du Comité Exécutif d'Air Liquide.

** Les gaz fluorés sont utilisés pour le nettoyage des chambres lors des étapes clés de la fabrication dans le secteur de l’électronique. Le fluor (F2) est le seul gaz fluoré à potentiel de réchauffement global nul.