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Colombie : Total cède des actifs pour près de 1 milliard de dollars

2012-02-09T06:15:00Z

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

Conduites flexibles : Technip remporte un contrat de $ 2,1 milliards

2012-02-09T06:10:08Z

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.

Nigeria : Total lance la 2ème phase dans le champ offshore d'Ofon

2012-02-08T06:28:50Z

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

Alors la fin du pétrole, c'est pour quand ?

2012-02-06T06:30:13Z

Le pétrole est le premier contributeur de nos besoins énergétiques ; C'est une source d'énergie non renouvelable, dont le stock diminue au fur et à mesure que nous le consommons. Or, nous en avons encore besoin car les énergies alternatives ne sont pas prêtes pour le remplacer massivement. Alors la fin du pétrole, c'est pour quand ?

Entretien avec Roland Vially, géologue à IFP Energies nouvelles (IFPEN)

Où en est-on des réserves de pétrole ?

R. V. : Le monde a déjà consommé 1 200 milliards de barils de pétrole. Les réserves prouvées de pétrole représentent aujourd'hui 1 500 milliards de barils. Ce qui représente 40 ans de notre consommation actuelle. Il faut cependant relativiser ce chiffre de 40 ans puisqu'il faut tenir compte de la théorie du peak oil. Selon cette théorie, à partir du moment où nous aurons produit la moitié de nos réserves, la production cessera d'augmenter et commencera à décliner.

Mais la date du peak oil n'est pas figée car le chiffre des réserves prouvées évolue. En effet, les réserves varient avec le prix du pétrole et les progrès de la technologie :

• Les progrès techniques nous permettent d'exploiter des gisements plus complexes.
• Plus le prix du pétrole est élevé, plus les réserves augmentent car il devient rentable d'exploiter ces gisements

Y a-t-il des incertitudes sur les chiffres de réserves ?

R. V. : Les réserves sont estimées mais ne sont pas réellement mesurées. Il y a donc des incertitudes, notamment dans les pays où le chiffre des réserves ne peut être contrôlé. Ainsi, près de 80 % des réserves sont détenues par des compagnies nationales qui n'ont pas l'obligation de les faire certifier.

Certains géologues pessimistes contestent les chiffres officiels. Selon eux, nous aurions déjà atteint le peak oil. Mais force est de constater que, pour le moment, la production a toujours satisfait la demande.

Pour les plus optimistes, la date du peak oil se situerait aux alentours de 2025 en tenant compte des nouvelles découvertes, 2035 si l'on prend en compte l'exploitation des pétroles non conventionnels.

Peut-on faire de nouvelles découvertes ?

R. V. : On fait encore aujourd'hui de nouvelles découvertes. Ainsi, des gisements ont été récemment découvert au large de la Guyane française ainsi qu'en Mer du Nord, zone qui était supposée avoir été totalement explorée.

Mais les champs découverts sont de plus en plus petits, de plus en plus complexes et les découvertes ne couvrent plus la consommation depuis les années 80.

Certaines régions restent peu ou pas explorées comme l'Arctique. Mais leur valorisation dépendra des coûts d'exploitation et des impacts environnementaux.

Enfin, on peut aussi espérer exploiter plus efficacement les champs pétroliers. Aujourd'hui, les 2/3 du pétrole restent emprisonnés dans la roche. Des techniques qui améliorent ce taux de récupération sont développées, comme l'injection d'eau ou de CO2 pour maintenir la pression.

Et les pétroles non conventionnels ?

R. V. : Les pétroles et gaz non conventionnels désignent des hydrocarbures très difficiles à extraire et qui nécessitent des techniques de production spécifiques :

• les pétroles denses et visqueux comme les sables bitumineux du Canada et les huiles lourdes du Venezuela,
• les hydrocarbures de roches-mères comme les schistes bitumineux mais surtout les pétroles de schistes.

Les progrès techniques permettent dans certains cas de les exploiter. Mais leur production à grande échelle pose le problème de leur rentabilité et de leur impact sur l'environnement.

La recherche, notamment à IFPEN, a un rôle important à jouer pour développer des technologies d'extraction offrant toutes les garanties de sécurité et jugées acceptables sur le plan environnemental.

Faut-il se préparer au déclin du pétrole ?

R. V. : Quelle que soit la date du peak oil, il faut s'y préparer et réduire, dès à présent, notre dépendance au pétrole. D'autant qu'il faut s'attendre à ce que son prix soit durablement élevé.

Mais on ne peut pas se passer du pétrole du jour au lendemain. La solution repose sur un "mix énergétique" associant les hydrocarbures aux énergies nouvelles, lesquelles viendront progressivement les remplacer. Ainsi, sera assurée la transition entre le système énergétique actuel et celui de demain.

A IFPEN, nous préparons cette transition vers un monde sans pétrole. Nos activités historiques liées aux hydrocarbures se sont élargies aux nouvelles énergies (biocarburants, véhicule hybride, éolien, etc.), qui représentent aujourd'hui la moitié de nos programmes de recherche.

Le saviez-vous ?

• Part des hydrocarbures (pétrole et gaz) dans la consommation énergétique mondiale : 54 % aujourd'hui, 50 % en 2035, selon l'Agence nationale de l'énergie. Cette part diminuera donc en pourcentage mais continuera à augmenter en volume

• 7 milliards d'habitants en 2012. Avec une croissance annuelle de 1 %, la population mondiale atteindra 8,5 milliards en 2035. L'augmentation de la population mondiale associée au développement des pays émergents expliquent l'augmentation de la consommation d'énergie

• Un baril = 159 litres de pétrole brut

• Réserves prouvées : réserves que l'on sait exploiter dans les conditions économiques et techniques actuelles

• Peak oil (pic pétrolier) : moment à partir duquel on aura consommé la moitié des réserves et où, théoriquement, la production va commencer de décliner

• Consommation mondiale annuelle de pétrole : 35 milliards de barils ; les découvertes représentent l'équivalent de 10 à 15 milliards de baril

L'industrie pétrolière veut contribuer au débat sur l'énergie

2012-02-03T06:14:07Z

Après le SER et son livre blanc sur les énergies renouvelables, c'est au tour de l'Union Française des Industries Pétrolières (UFIP) de s'inviter dans le débat énergique en cette année 2012 qui sera marquée par deux élections majeures pour le pays.

L'UFIP propose un livret intitulé « L'industrie pétrolière en France - Contribution au débat sur l'énergie », présenté le 1er février 2012, à l'occasion de la conférence de presse annuelle de son président, Jean-Louis Schilansky.

"Dans les décennies à venir, la demande mondiale en énergie sera croissante, entraînée par le développement des nouvelles puissances économiques. Toutes les énergies devront être mobilisées pour répondre à cette croissance de la consommation. Au coté des autres énergies et des efforts d'efficacité énergétique et de maîtrise de la consommation, le pétrole jouera un rôle clé" indique en préambule l'UFIP.

Si la France se révèle disposer de ressources en hydrocarbures sur son territoire en métropole ou outre-mer, l'UFIP recommande que "le pays se donne tous les moyens de les mettre en valeur pour contribuer à réduire sa dépendance énergétique, pour améliorer sa balance commerciale et assurer des retombées économiques locales significatives."

Par ailleurs, l'industrie du raffinage possède un rôle stratégique dans la chaîne de valeur pétrolière et contribue "fortement" à la sécurité d'approvisionnement de la France. Cette dernière connaît une crise sans précédent en Europe et en France. Pour conserver un outil performant et compétitif, l'UFIP souligne que "la France doit éviter à tout prix de pénaliser son industrie par rapport à ses concurrentes en Europe et dans le monde."

Ensuite, la logistique pétrolière, ports maritimes, dépôts et oléoducs, demeure un élément clé de la sécurité d'approvisionnement du pays. Elle a été soumise à rude épreuve durant la crise de l'automne 2010 et a montré alors sa capacité d'adaptation mais aussi des vulnérabilités. Pour l'UFIP, "la mise en place d'un service minimum dans les grands ports maritimes renforcerait la fiabilité de la logistique pétrolière au bénéfice des consommateurs français."

Enfin, la distribution de carburants en France est un secteur où la concurrence reste très vive entre les réseaux pétroliers, les indépendants et la grande distribution. Le consommateur en bénéficie, mais elle a pour conséquence directe la disparition progressive des stations-service de proximité. Pour continuer d'assurer au consommateur, un service de proximité au meilleur prix, l'UFIP propose qu'une "attention particulière soit portée au maintien d'un réseau de distribution diversifié."

"Il est crucial que notre pays dispose d'une industrie pétrolière dynamique qui assure la sécurité de son approvisionnement en pétrole, et apporte sa contribution à l'emploi et à l'économie de manière forte et durable" a déclaré à l'occasion de cette publication, Jean-Louis Schilansky. "Avec près de 200 000 emplois directs et indirects en France, l'industrie pétrolière contribue de manière importante à l'économie, à l'emploi du pays et au service des consommateurs."

Le livre blanc de l'UFIP est téléchargeable à cette adresse internet : >>> ICI

Gisement de Hild (Mer du Nord) : 190 M barils équivalent pétrole

2012-02-03T06:10:33Z

Le pétrolier Total a annoncé jeudi le lancement du développement du champ "Hild", situé en Mer du Nord norvégienne, pour un investissement géant de l'ordre de 3,34 milliards d'euros (25,6 milliards de NOK).

Le développement, réalisé par 115 mètres d'eau de profondeur, permettra de mettre en production un gisement de gaz à condensats et un gisement d'huile. Il comprend l'installation d'une plateforme intégrée regroupant les têtes de puits, les installations de production et les quartiers d'habitation.

Le gaz après traitement sera exporté vers le terminal de St Fergus en Grande Bretagne via une nouvelle conduite, qui sera connectée au gazoduc reliant le champ de Frigg à la Grande Bretagne (FUKA). Les liquides seront envoyés vers un bateau de stockage où l'eau sera séparée de l'huile avant d'être réinjectée, l'huile étant ensuite enlevée par des tankers.

Les réserves du champ de "Hild" sont évaluées à environ 190 millions de barils équivalent pétrole (bep). Le démarrage de la production est attendu pour fin 2016, avec 100 000 bep par jour produits en pic.

Total détient une participation de 51 % dans cette licence* aux côtés des norvégiens Petoro (30 %) et Statoil (19 %).

« Le développement du champ de Hild est une étape importante pour Total en Norvège et a été rendu possible grâce à d'importants progrès technologiques. Notre capacité d'innovation nous ouvre de nouvelles opportunités dans les eaux norvégiennes, où Total va continuer à investir en moyenne 2 milliards de dollars par an pendant les cinq prochaines années. La Norvège va rester dans les années à venir l'un des plus importants contributeurs à la production du Groupe » a déclaré Patrice de Viviès, directeur Exploration-Production pour l'Europe du Nord.

Le Groupe veillera à réduire l'empreinte environnementale de ses opérations, dans le cadre de son engagement en faveur du développement durable. Ainsi, l'électricité nécessaire au fonctionnement des installations de Hild proviendra du réseau terrestre norvégien grâce à un câble sous-marin de 170 kilomètres de long : cette distance constitue un record mondial pour la fourniture de courant alternatif (AC) à une plateforme pétrolière en mer.

Ce choix technologique est en ligne avec les objectifs des autorités norvégiennes de réduction des émissions de CO2 générées par les activités pétrolières en mer. Le câble intégrera aussi une liaison par fibre optique qui permettra de contrôler les installations en mer à partir du centre d'opération de Total à Stavanger.

Le développement reste encore soumis à l'approbation du ministère du Pétrole et de l'Energie et du parlement norvégien (Storting).

* opérateur de la licence de Hild

Total se conforte dans le secteur de la pétrochimie en Asie

2012-01-30T07:52:53Z

Total a annoncé la poursuite de l'extension et de la modernisation du site pétrochimique de Daesan** en Corée du Sud, que le Groupe détient à parts égales avec Samsung dans le cadre de la JV Samsung Total Petrochemicals.

La plateforme pétrochimique de Daesan sera ainsi dotée d'une deuxième unité aromatique(1) et d'une unité EVA (Ethylene-vinyl acetate copolymer) (2). Le montant d'investissement global a été évalué à environ 1,8 milliard de dollars.

La nouvelle unité aromatique, dont la construction sera achevée d'ici à septembre 2014, aura une capacité annuelle de production d'environ un million de tonnes de paraxylène et de 420 000 tonnes de benzène. Le paraxylène sert à la fabrication du polyester tandis que le benzène est en particulier utilisé pour produire du styrène (3).

D'ici à 2014, la capacité annuelle de production de paraxylène du site sera ainsi portée à 1,76 million de tonnes grâce à la nouvelle unité aromatique et à la modernisation en 2012 de l'unité de paraxylène existante.

La nouvelle unité EVA permettra quant à elle de produire chaque année 240 000 tonnes de copolymères d'éthylène et d'acétate de vinyle. De la famille des résines, ceux-ci sont utilisés dans les câbles électriques, les adhésifs ou encore les panneaux solaires. Etant donné leurs qualités environnementales et la variété d'usages auxquels ils se prêtent, ils devraient continuer de bénéficier d'une demande particulièrement soutenue.

Comme le souligne Patrick Pouyanné, directeur général de la branche Raffinage Chimie de Total, « à travers cette opération d'investissement en partenariat avec Samsung, qui s'inscrit dans la stratégie de développement du Groupe sur les marchés en croissance, nous nous donnons résolument les moyens de nous maintenir au rang des grands fournisseurs de produits à valeur ajoutée pour satisfaire la demande asiatique, notamment chinoise, en concentrant en priorité nos investissements sur les plateformes intégrées les plus performantes comme l'est celle de Daesan. »

(1) Unité de production de benzène et de paraxylène, produits de chimie de base dérivés du pétrole qui entrent dans la fabrication des polymères dont sont issues les matières plastiques.

(2) Unité de production de copolymères d'éthylène et d'acétate de vinyle.

(3) Le styrène est l'un des grands intermédiaires de la chimie de base. Il intervient dans la production de très nombreux plastiques.

** La plateforme pétrochimique de Daesan représente un outil de production de taille mondiale qui fabrique principalement quatre produits - polypropylène, polyéthylène, styrène monomère et paraxylène -, dont 50 % sont destinés à l'export, essentiellement vers la Chine.

La consommation française de carburants en décembre 2011

2012-01-27T06:22:28Z

Selon les derniers chiffres du Comité Professionnel du Pétrole (CPDP), les livraisons de carburants sur le marché français se sont élevées à 4,2 millions de mètres cubes en décembre 2011, en recul de 1,6 % par rapport à décembre 2010.

Ce léger repli est la résultante d'une baisse de 6,4 % des livraisons de supercarburants sans plomb et d'une baisse de 0,3 % des livraisons de gazole. La part du gazole dans la consommation française de carburants a été de 81 % en décembre 2011.

Sur l'ensemble de l'année 2011, la consommation française de carburants a été stable (+0,08 %) par rapport à l'année 2010. Durant cette période, la consommation de supercarburants a baissé de 5 % tandis que celle de gazole a augmenté de 1,5 %.

Essence : « les Français ont droits à des solutions concrètes »

2012-01-23T06:40:51Z

Alors que le prix de l'essence bat des records et que la facture énergétique de la France a augmenté de près de 40% en un an, la candidate des écologistes à l'élection présidentielle, Eva Joly, a réagi.

« Cette situation nous rappelle que l'indépendance énergétique de la France est un leurre. Les Français en sont victimes dans leur quotidien : ils ont le droit à des solutions concrètes.

Une fois de plus, ce sont les ménages les plus fragiles qui sont les plus touchés. Je m'engage à ce que chaque Français bénéficie d'un service public de transports à moins de 10 minutes à pied de chez lui. Taxis collectifs, covoiturages, transports à la demande, bus, tram... Les possibilités sont nombreuses et je réorienterai les subventions de la route vers ces alternatives. »

« Je m'engage à ce que, d'ici la fin du prochain quinquennat, la France produise des voitures consommant moins de 2 litres au 100 km » a t-elle poursuivi.

Et de conclure : « Pour atteindre cet objectif, le gouvernement devra accélérer les efforts de recherche et développement, intensifier les partenariats avec les constructeurs automobiles et en renforcer le système de bonus-malus. »

Les importations de gazole pèsent sur la facture énergétique !

2012-01-11T06:39:21Z

Selon un rapport très intéressant publié mardi par la Direction générale des douanes et des droits indirects, "le déficit croissant des produits pétroliers raffinés contribue de façon importante à l'alourdissement de la facture énergétique de la France."

Ce déficit qui a atteint 9,7 milliards d'euros rien qu'en 2010 devrait dépasser les 13 milliards d'euros en 2011.

Ce phénomène s'explique principalement par un déséquilibre entre l'offre et la demande de distillats, qui conduit à un surcroît d'importations de gazole. Si les achats de gazole viennent encore majoritairement des pays de l'UE, ils sont en forte hausse depuis la Russie et l'Asie, où les capacités de raffinage sont en augmentation, souligne les services des Douanes.

Détérioration du déficit des produits pétroliers raffinés

Depuis 2002, la facture énergétique s'alourdit sensiblement (de -22,0 milliards à -48,0 milliards en 2010), contribuant pour près de la moitié à la dégradation du solde commercial français. Ce
creusement du déficit énergétique s'explique par celui du pétrole brut, mais aussi par celui des produits pétroliers raffinés. Entre 2002 et 2010, le déficit des produits pétroliers raffinés s'amplifie ainsi de -7,2 milliards (-11,1 milliards pour le pétrole brut et -5,9 milliards pour le gaz naturel). Il atteint -9,7 milliards en 2010.

Cette détérioration du solde des produits pétroliers raffinés résulte d'une forte progression des importations, notamment de celles de gazole (+15,8 % par an entre 2002 et 2010), qui constituent désormais plus de la moitié des achats. Le déficit des échanges de gazole s'élève ainsi à -8,9 milliards en 2010 (-6,5 milliards depuis 2002) et devrait être proche de -13 milliards en 2011. En revanche, les échanges d'essence sont excédentaires : +2,3 milliards en 2010 et probablement autour de +2,8 milliards en 2011.

Forte hausse des importations de gazole

Compte tenu de la forte diésélisation du parc automobile français (7 véhicules sur 10 immatriculés en 2010, contre 5 sur 10 en moyenne en Europe), liée notamment à une fiscalité avantageuse, la demande porte surtout sur le gazole. Ce dernier constitue ainsi 80 % de la consommation de carburants en France.

En revanche, l'offre de raffinage, qui est relativement inélastique (une raffinerie produit pour moitié environ du gazole, le reste étant constitué d'essence, de fioul lourd et de kérosène), ne permet pas de répondre à cette demande, d'où un surcroît d'importations. Cette poussée des achats de gazole se trouve renforcée par la faiblesse des marges de raffinage en France, qui peut expliquer le déplacement des raffineries vers les lieux d'extraction du pétrole et les grands pays émergents à forte croissance, bénéficiant de coûts salariaux plus faibles et de normes environnementales plus souples.

Entre 2002 et 2010, les importations de gazole en valeur ont ainsi été multipliées par plus de trois. Cette augmentation tient plus à l'accroissement des quantités importées qu'aux hausses de prix. Parallèlement, les exportations d'essence produite en surplus (soit 27 % des ventes de produits pétroliers raffinés en 2010) ont été multipliées par plus de deux.

Part croissante de la Russie et de l'Asie dans les approvisionnements de la France

L'Europe constitue le principal client et fournisseur de produits pétroliers raffinés de la France, avec 61 % des exportations et 74 % des importations en 2010. La Russie, les Pays-Bas, la Belgique et le Royaume-Uni sont les premiers pays fournisseurs. La Russie représente désormais 28 % des importations françaises de produits pétroliers raffinés (12 % en 2002), soit la plus forte progression sur les dernières années. Avec 9 % des exportations mondiales en 2009, la Russie est le premier fournisseur mondial, devant les Etats-Unis, Singapour et les Pays-Bas.

L'Asie représente également une part croissante des achats de produits pétroliers raffinés de la France (9 % en 2010, après 1 % en 2002), avec notamment une très forte augmentation des importations depuis l'Inde et Singapour (respectivement +62 % et +43 % par an en moyenne entre 2002 et 2010). L'Asie connaît en effet une nette hausse de ses capacités de raffinage du fait d'une demande énergétique croissante et de ses faibles coûts de production. En particulier, l'Inde est en passe de devenir un hub régional important pour le raffinage.

A l'exportation, les principaux clients de la France pour les produits pétroliers raffinés sont les Pays-Bas, les Etats-Unis, le Royaume-Uni et la Belgique. Les exportations vers les Etats-Unis, qui avaient fortement augmenté jusqu'en 2006, progressent plus modérément par la suite. De fait, les débouchés outre-atlantique apparaissent de plus en plus limités en raison d'une consommation d'essence en baisse (développement des biocarburants, véhicules plus économes, ralentissement de la croissance économique) et des nouveaux centres de raffinage qui y sont développés.

Des situations contrastées au sein de l'UE

Au sein de l'UE, les situations en matière d'échanges de produits raffinés sont contrastées. L'Allemagne présente un déficit croissant, proche de celui de la France, à -10,8 milliards en 2010. L'Espagne affiche également un déficit, mais relativement contenu (-3,5 milliards).

En revanche, l'Italie et le Royaume-Uni sont fortement excédentaires, avec des soldes de respectivement +6,2 milliards et +2,8 milliards

Airbus : 3,5% d'économie de carburant grâce aux Sharklets

2012-01-10T07:15:04Z

Airbus, le constructeur aéronautique européen a annoncé avoir effectué fin novembre 2011 le premier vol d'essai de l'A320 de développement (MSN 001) équipé des 'Sharklets', ces fameux dispositifs d'extrémité de voilure capables de réduire la consommation de fuel.

Cet événement marque le début de la campagne d'essais en vol destinée à rassembler des données en vue d'affiner les lois de pilotage, en préparation de la certification et la validation des performances.

Les Sharklets, qui mesurent près de 2,5 mètres de haut, et fabriqués principalement avec des matériaux composites en fibre de carbone viendront remplacer les dispositifs d'extrémité de voilure actuels. Proposés en option sur les avions neufs, les Sharklets ont été spécialement conçus pour les appareils de la famille A320 d'Airbus, afin de permettre une réduction de la consommation de carburant de quelque 3,5%, ce qui correspond à une réduction d’émissions de CO2 annuelle d’environ 700 tonnes par avion, soit la quantité générée annuellement par 200 voitures. Ces dispositifs d'extrémités de voilure permettront également d'augmenter les performances des appareils.

“La chasse aux économies de carburant est ouverte pour Airbus, afin de réduire la facture des compagnies aériennes en carburant ainsi que les émissions de CO2”, a déclaré John Leahy, Chief Operating Officer, Customers d’Airbus. “Mieux vaut agir que parler ; avec le début des essais en vol de cet avion équipé de Sharklets aujourd'hui, nous franchissons une autre étape décisive en vue d'une aviation plus respectueuse de l’environnement.”

Tous les appareils de la famille A320neo, lancés il y a un an, seront équipés de Sharklets, qui, avec de nouveaux réacteurs, permettront une réduction de 15% de la consommation de carburant.

Airbus prévoit un doublement de la flotte mondiale de monocouloirs à plus de 23 000 appareils d'ici 2030, avec une croissance annuelle moyenne de 3,4%. Ce développement nécessitera quelque 19 200 livraisons de monocouloirs neufs pour répondre à la croissance et au remplacement des appareils vieillissants. Avec quelque 250 millions d'euros qu'Airbus investit annuellement dans la seule optimisation de ses monocouloirs, la famille A320 devrait selon le constructeur "occuper une place de leader sur ce marché."

Une découverte importante de pétrole en mer de Barents

2012-01-10T07:12:29Z

Le groupe pétrolier norvégien Statoil a annoncé hier avoir réalisé avec ses partenaires (Eni Norge et Petoro) une importante découverte de pétrole dans un nouveau gisement en mer de Barents.

Le gisement Havis se trouve à environ 7 km au sud-ouest de celui de Skrugard, une autre exploration positivie réalisée en avril 2011. Le puits 7220/7-1 a été foré à une profondeur verticale de 2.200 mètres sous le niveau de la mer, à une profondeur de 365 mètres.

Statoil estime entre 200 et 300 millions de barils équivalent pétrole, la quantité d'hydrocarbures récupérables dans le champs pétrolifère d'Havis. Aussi, en ajoutant le gisement Skrugard (PL532) l'estimation actualisée du volume total pourrait être compris entre 400 et 600 millions de barils équivalent pétrole récupérables.

"Havis est notre deuxième découverte importante de pétrole en mer de Barents, en neuf mois. La capacité et les propriétés du réservoir sont jumelles à celui de Skrugard. Ces 2 gisements ouvrent une nouvelle région pétrolière dans le Nord", a expliqué Helge Lund, président et PDG de Statoil.

Le champs Havis possède la même licence de production que celui de Skrugard, mais constitue une structure indépendante. Statoil qui reste l'opérateur du permis PL532 est propriétaire à 50%, contre 30% pour Eni Norge et 20% pour Petoro.

Total consolide sa plateforme petrochimique d'Anvers

2011-12-22T07:43:36Z

PetroFina, une filiale détenue à 100% par le pétrolier français Total a signé mercredi avec ExxonMobil Petroleum & Chemical un accord portant sur l'acquisition des 35% de participation d'ExxonMobil dans Fina Antwerp Olefins.

Total entend ainsi renforcer sa position sur la plateforme d'Anvers, qui comprend également la raffinerie Total Raffinaderij Antwerpen et le site de production de polyéthylène Total Petrochemicals Antwerpen. "Avec cette acquisition, le Groupe dispose de nouvelles opportunités pour renforcer la compétitivité du site et en poursuivre l'intégration, ce qui constitue l'un des piliers de sa stratégie" a précisé Total dans un communiqué.

Une fois la transaction approuvée par les autorités de la concurrence européennes, Total deviendra l'unique actionnaire de Fina Antwerp Olefins créée à Anvers en 1951 et dont il détient actuellement une participation de 65%.

Il s'agit de la deuxième usine européenne de production de chimie de base - éthylène, propylène, benzène – en termes de taille. Une partie de la production est utilisée par les usines du Groupe, notamment à Anvers et Feluy, pour la fabrication de polymères.

Total : 3 nouveaux permis d'exploration en offshore profond

2011-12-21T06:40:00Z

A la suite d'un appel d'offres international, Total annonce avoir signé à Luanda (Angola), le 20 décembre 2011, 3 contrats de partage de production avec la compagnie nationale Sonangol, concessionnaire des trois blocs concernés.

Total acquiert ainsi, en tant qu'opérateur, une participation de 50% dans le bloc 40 et de 35% dans le bloc 25 et, en tant que partenaire, une participation de 15% dans le bloc 39.

Sur le bloc 40, qui se situe par des profondeurs d'eau de 1 500 à 3 400 mètres et s'étend sur 7 604 kilomètres carrés, Total (opérateur) aura pour partenaires Sonangol P&P (30%) et Statoil (20%).

Au sein du bloc 25, Total (opérateur) aura pour partenaires Sonangol P&P (30%), Statoil (20%) et BP (15%). Ce bloc se situe par des profondeurs d'eau de 700 à 2 200 mètres et s'étend sur 4 842 kilomètres carrés.

Enfin, sur le bloc 39, Total aura pour partenaires Statoil (55%, opérateur) et Sonangol P&P (30%). Ce dernier bloc se situe par des profondeurs d'eau de 1 330 à 3 400 mètres et s'étend sur 7 831 kilomètres carrés.

Ces trois blocs se situent dans l'offshore profond du bassin de la Kwanza, une zone du domaine minier angolais encore largement inexplorée. Le principal objectif est l'exploration de prospects situés sous la couche de sel (ante-salifère) dans ces blocs qui présentent des analogies géologiques prometteuses avec les bassins prolifiques du Santos et du Campos au Brésil, où des découvertes majeures ont eu lieu ces dernières années sur cette même thématique.

Durant une période d'exploration initiale de cinq ans, près de 14 000 kilomètres carrés de sismique 3D seront acquises et cinq puits à objectifs anté-salifères seront forés sur l'ensemble de ces trois blocs.

« Nous sommes très satisfaits des résultats de l'appel d'offres qui illustrent l'engagement de Total à demeurer l'un des principaux investisseurs et opérateurs pétroliers en Angola et à assumer un rôle de premier plan dans l'exploration de ce bassin prometteur de l'offshore profond. Un domaine où le Groupe a déjà démontré son expertise et son savoir faire. Ces prises de participation sont en ligne avec la politique d'exploration ambitieuse que s'est fixée le Groupe » a déclaré Marc Blaizot, directeur Exploration de Total Exploration & Production.

Des champignons qui se nourrissent de pétrole

2011-12-20T06:58:34Z

Prenez une boite de Pétri contenant du pétrole brut ; à peine entrouverte, elle laisse échapper la forte odeur caractéristique du combustible fossile formé d'un grand nombre de composés toxiques.

Saupoudrez de spores de champignons et laissez reposer deux semaines dans un incubateur. Surprise, des filaments ont colonisé la matière et l'odeur a complètement disparu. « Les champignons se sont nourris de pétrole ! » lance, encore émerveillé, Mohamed Hijri, professeur de sciences biologiques et chercheur à l'Institut de recherche en biologie végétale (IRBV) de l'Université de Montréal.

Avec B. Franz Lang, titulaire de la Chaire de recherche du Canada en génomique comparative et évolutive et professeur au Département de biochimie, il codirige un projet mettant à contribution la nature comme première partenaire dans le processus de décontamination. En combinant la capacité de croissance exceptionnelle de certaines plantes avec des champignons microscopiques et des bactéries qui stimulent leur croissance, les deux chercheurs pensent être en mesure de créer de véritables usines de décontamination biologique in situ, capables de s'attaquer avec succès aux lieux les plus contaminés de la planète...

La recette est simple. Au printemps, vous plantez à 25 centimètres d'intervalle des boutures de saules dont les racines plongeront dans le sol pour éponger les contaminants qui seront dégradés dans la matière ligneuse, de concert avec les microbes. Au terme de la saison, on brule les tiges et les feuilles, et l'on n'a plus qu'une poignée de cendres emprisonnant les métaux lourds accumulés dans les cellules végétales. Un sol hautement contaminé sera assaini après quelques cycles. « De plus, c'est beau », fait remarquer Mohamed Hijri en montrant sur son écran la végétation dense qui a verdi en trois semaines le sol lunaire d'une ancienne raffinerie.

Grâce à la collaboration d'une compagnie pétrolière de la région montréalaise, les chercheurs ont eu accès à un « paradis » microbiologique : un endroit où presque rien ne pousse et où nul ne s'aventure sans une combinaison digne d'un explorateur de l'espace. Là, éprouvette à la main, Mohamed Hijri a recueilli des microorganismes spécialisés dans la digestion d'hydrocarbures. « Si on laisse aller la nature, même les sites très contaminés retrouvent un état d'équilibre grâce à la colonisation de bactéries et de champignons. En isolant les espèces les plus efficaces dans cette lutte biologique, on gagne beaucoup de temps. »

Sélection naturelle et artificielle

Voilà la partie visible de ce projet de recherche qui pourrait conduire à une percée en matière de décontamination des sols. Intitulé « Amélioration de la biorestauration des sols pollués au moyen de la génomique environnementale », il exige un patient travail d'échantillonnage et d'expérimentation sur le terrain, ainsi que le séquençage de l'ADN des espèces retenues. Il réunit au total 16 chercheurs de l'UdeM et de l'Université McGill, dont plusieurs travaillent à l'IRBV. L'équipe compte par ailleurs quatre chercheurs, juristes et politologues spécialistes des aspects éthiques, environnementaux, économiques, légaux et sociaux de la génomique.

Le principe s'appuie sur un processus déjà connu dans le secteur, appelé « phytoremédiation », consistant à utiliser la matière végétale comme vecteur de décontamination. « Mais dans un sol contaminé, ce n'est pas la plante qui fait le plus gros du travail, soutient le professeur Lang, ce sont les microorganismes, c'est-à-dire les champignons et les bactéries qui accompagnent le système racinaire. Or, il existe des milliers d'espèces de microorganismes. Notre tâche consistera à désigner les meilleures combinaisons plante-champignon-bactérie. »

C'est le botaniste Michel Labrecque qui s'occupe du volet végétal. Déjà, le saule apparait comme le meilleur porteur de ballon avec sa croissance rapide et sa feuillaison précoce ; qui plus est, la tige repousse plus généreusement lorsqu'elle est coupée. Il est donc inutile de planter de nouveaux arbres chaque année. Encore faut-il déterminer la meilleure espèce de saule.

Un des meilleurs du pays

En accordant un budget de 7,6 millions de dollars sur trois ans, Génome Canada, Génome Québec et d'autres partenaires s'attendent à des retombées concrètes sur le marché de la décontamination des sols – estimé à 30 milliards au Canada seulement. « Le fait qu'il est arrivé en deuxième place parmi les meilleurs projets du pays nous a quand même un peu surpris », concède le professeur Lang, qui jouit d'une réputation mondiale en génomique et bio-informatique et qui a publié dans les plus grandes revues.

Dans les nouveaux laboratoires lumineux du Centre sur la biodiversité, où Mohamed Hijri vient tout juste d'emménager avec son équipe, on est totalement absorbé par ce projet. Une vingtaine de personnes ont été embauchées au cours des derniers mois ou le seront sous peu pour assurer l'évolution rapide des travaux.

La participation de Suha Jabaji et Charles Greer, de l'Université McGill, est un atout important dans la réalisation du projet. « Il s'agit d'une vraie collaboration interdisciplinaire et interinstitutionnelle. C'est le produit d'un effort d'équipe », mentionne B. Franz Lang.

« Ici, on recevra par camions la matière végétale coupée sur nos terres expérimentales à la fin de la saison afin de l'analyser en détail », indique-t-il à l'intérieur d'une pièce munie de plusieurs appareils de mesure.

Au deuxième étage du Centre, les agents de recherche s'emploieront à séquencer les échantillons. Des robots et des appareils de haute précision valant au total plusieurs centaines de milliers de dollars sont encore dans leur emballage. Mais pas pour longtemps, car le projet doit donner des résultats concrets à court et moyen termes – c'est une exigence des bailleurs de fonds.

Pour B. Franz Lang, ce projet marque un point culminant dans sa carrière. « Je suis étroitement associé à la recherche fondamentale. Et ce que nous faisons ici est un aboutissement des 25 dernières années de travail. Cette application concrète de la science n'aurait jamais pu être possible sans mes travaux précédents en recherche fondamentale, et je tiens à le signaler aux politiciens qui décident de notre financement », dit-il.

Dans son laboratoire, cinq personnes ont déjà trouvé un emploi dans le cadre de ce projet, et c'est loin d'être fini. En plus de mettre la main à la pâte – il ne refusera pas d'aller sur le terrain et de manipuler des échantillons –, le professeur Lang voit au processus de transfert des connaissances avec l'aide d'Univalor et du Bureau Recherche-Développement-Valorisation. « Un travail que peut difficilement faire un chercheur en début de carrière. »

Déjà, des entreprises sont à la porte de son laboratoire et des ententes de partenariat sont en voie d'être signées. Si le projet donne des résultats commerciaux, B. Franz Lang veut qu'une bonne partie des retombées revienne à la recherche à l'UdeM et à l'Université McGill, dans les domaines connexes à ce projet. « Ce sera une façon d'assurer la relève à longue échéance », commente le chercheur.

Mathieu-Robert Sauvé