Centrale-Énergies

Renoncer aux combustibles fossiles, une nécessité, mais quel défi ! 11/01/24

Centrale Énergies — 2023-12-12T14:43:26Z

* Conférence-Débat * des Groupes Centrale Nantes Alumni Ile de France et Centrale-Energies

Jeudi 11 janvier 2024 à 19h, à l'Hôtel Bedford

Atteindre l'objectif de la neutralité carbone en 2050 imposera une réduction drastique de notre consommation de combustibles fossiles, qui représentent pourtant aujourd'hui notre source d'énergie principale.
L'électrification de nouveaux usages, jointe au déploiement de sources d'électricité bas-carbone, la réduction de la consommation par des gains en efficacité énergétique, et la mise en œuvre de mesures de sobriété, sont les leviers envisagés dans les différents scénarios.
Mais face à l'énormité du défi et à ses dimensions planétaires, au rôle essentiel de l'énergie dans l'économie et le développement des sociétés humaines, un examen objectif et lucide des contraintes et des limites physiques de ces leviers est indispensable.
Dans cet exposé nous expliquons ainsi pourquoi les sources renouvelables seules ne peuvent suffirent, et pourquoi le recours à l'énergie nucléaire s'avère absolument indispensable ... si l'on veut relever le défi du siècle !

Gérard BONHOMME est Professeur émérite de l'Université de Lorraine, ingénieur de Centrale Nantes et Docteur ès Sciences. Son investissement professionnel dans le domaine de l'énergie (instabilités et trubulences des plasmas, fusion nucléaire par confinement magnétique en collaboration internationale) et son intérêt plus global pour la thématique de l'Energie et de son impact sur le développement des sociétés humaines et l'économie, s'était déjà concrétisé par un enseignement à Sciences Po (campus de Nancy). Cela l'a ensuite conduit en 2016 à accepter de présider la "Commission Énergie de la Société Française de Physique" dont il est toujours le Président aujourd'hui. Gérard est aussi membre de l'Energy Group de la "European Physical Society".

Notre intervenant a répondu également aux questions posées.

Et voici la vidéo de la conférence :

Et vous trouverez en attachement les diapos utilisées par G Bonhomme.

Vous trouverez aussi en attachement le numéro spécial N°77 de février 2024 de la revue de la SFP Reflets de la Physique sur la transition énergétique : les défis de la fossilisation. Ce dossier spécial sur l'énergie marque l'aboutissement d'un travail de longue haleine mené au sein de la commission Énergie & Environnement de la SFP. présidé par G. Bonhomme

Un point sur les pétroles de gisements compacts (pétroles « de schistes ») -Flash n°59

Denis Babusiaux, Pierre-René Bauquis — 2018-05-03T21:09:27Z

À l'occasion de la publication de leur ouvrage [1] Le Pétrole, quelles réserves, quelles productions et à quel prix ? les auteurs ont repris pour la Revue de l'Energie [2] et reprennent ici quelques passages de ce livre, éléments consacrés aux pétroles de gisements compacts, couramment appelés « pétroles de schistes » ou LTO (Light Tight Oil). Malgré une production représentant seulement de l'ordre de 6 % de la production mondiale, ceux-ci ont occupé une place majeure sur la scène pétrolière au cours des dernières années et devraient continuer à jouer un rôle important à moyen terme comme à long terme.

Caractéristiques des pétroles de roche mère ou de formations compactes

Définitions et aspects techniques

Les pétroles de gisements compacts (LTO, Light Tight Oil) sont également appelés « pétroles de schiste », (Shale Oil) ou pétroles de roche mère (Source Rock Oil). L'appellation LTO « Light Tight Oil » (ou pétroles légers de réservoirs compacts) est employée de plus en plus couramment aux États-Unis. Elle vient du fait que ces pétroles sont en général de bonne qualité, légers ou extra-légers. Il s'agit d'hydrocarbures restés dans les roches mères, ou ayant migré vers des formations compactes à très faible perméabilité.
Dans un premier temps, à partir de 2006-2007, c'est la production de gaz « de schistes » qui a connu un essor considérable aux États-Unis, grâce au forage horizontal et à la fracturation hydraulique multiple. Les techniques ainsi mises au point ont ensuite été largement utilisées pour l'exploitation de pétroles de gisements compacts, essentiellement à partir de 2010. La production de ces hydrocarbures nécessite le forage de nombreux, voire de très nombreux puits. La fracturation fait appel à d'importants volumes d'eau additionnée de sable et de produits chimiques. L'impact environnemental de ces forages fait l'objet de controverses en raison de la sismicité, des risques de pollution des sols et des nappes phréatiques. L'exploitation implique donc des réglementations spécifiques et des contrôles effectués par une administration rigoureuse et compétente.

Comme pour les gaz « de schistes », ces pétroles se sont développés essentiellement aux Etats-Unis (plus de 95 % de la production mondiale actuelle).

Caractéristiques de la production des pétroles de gisements compacts

L'exploitation de ces pétroles présente quelques caractéristiques particulières. Le déclin de la production d'un puits est très rapide, la figure 1 en donne un exemple. Elle fait également apparaître l'augmentation au cours du temps de la productivité des puits. La productivité des puits et donc les coûts de production sont très variables d'une région à l'autre et même d'une zone à l'autre à l'intérieur d'une formation géologique donnée.

La récupération cumulée par puits est faible, nettement inférieure à celle observée pour des gisements conventionnels. La mise en production est rapide et peut être réalisée en quelques mois. La durée du forage (qui a sensiblement diminué au cours de ces dernières années) varie suivant les zones d'une semaine à un mois à laquelle il faut ajouter le temps de fracturation de l'ordre d'une à deux semaines. La réactivité des investissements de développement aux conditions économiques est donc beaucoup plus importante que pour les pétroles conventionnels ou les pétroles extra-lourds. Aux États-Unis, la production s'est développée de façon très rapide à l'origine grâce à de multiples intervenants, le plus souvent de petite taille. Depuis 2012-2013, les « majors » sont devenus des acteurs très importants, en particulier EXXON qui en a fait depuis 2016 l'axe majeur de ses investissements.

Figure 1 Production journalière moyenne d'un puits, bassin permien du Texas (Source : EIA, Drilling Productivity Report)

Les ressources de pétroles de gisements compacts

Les pétroles de gisements compacts sont répartis sur de vastes surfaces, dont les limites sont souvent floues. Le record de surface semble être détenu par la roche mère du Bazhenov en Russie qui s'étend sur un million de km2, deux fois la surface de la France ou 100 fois celle de Ghawar. Les réserves de ce type présentent une forte élasticité au prix du brut ou aux coûts de production, ce qui fait que leurs estimations sont entachées de fortes incertitudes non seulement liées à la géologie, aux contraintes liées à la préservation de l'environnement et à l'évolution des techniques de production, mais aussi au prix. Ainsi l'AIE estimait les ressources récupérables mondiales à 436 milliards de barils en 2017, tandis que Marc Blaizot [Blaizot [3] , 2017], ancien directeur Exploration de Total, à 1 500 Gb, un montant du même ordre de grandeur que celui des réserves conventionnelles dites prouvées.

Les productions de pétroles de gisements compacts

Aux États-Unis, les prix élevés du pétrole jusqu'en 2014 ont conduit à un développement particulièrement rapide de ces productions depuis 2008, conduisant au rebond spectaculaire de la production pétrolière américaine. Elles ont augmenté de 1 Mb/j environ chaque année de 2011 à 2013 et de 1,4 Mb/j en 2014 ce qui correspond en gros aux augmentations de la production pétrolière mondiale durant cette période 2011-2014.

L'évolution de la production américaine de gisements compacts est fournie par la figure 2. Cette augmentation de production a été la cause principale de la chute des prix du brut de 2014, qui a elle-même été à l'origine d'une baisse de production. Ensuite la remontée des cours a entraîné un rebond de la production à la fin 2016, favorisé aussi par une poursuite de la réduction des coûts.

Comme nous l'avons souligné à propos des réserves, la contribution des pétroles de formations compactes à l'offre pétrolière pour l'avenir est entachée de très fortes incertitudes, d'ordre technique (progrès technologique) et économique (niveau des prix).

Pour les Etats-Unis les trois principaux scénarios publiés par l'EIA (2017) sont très contrastés. Dans le scénario de base la production de gisements compacts plafonnerait à 6 Mb/j environ à partir de 2025. Dans le scénario haut, elle dépasserait la douzaine de Mb/j et permettrait aux États-Unis non seulement de ne plus faire appel à des importations de brut mais d'exporter des volumes significatifs, ceci dès le début des années 2020. Dans le scénario le plus pessimiste la production passerait par un maximum de 5 Mb/j dans les années 2020 et tomberait à 3 Mb/j en 2040. Rystad Energy estime par ailleurs que la production américaine pourrait atteindre 25 Mb/j vers 2030.

S'il est difficile d'estimer le potentiel des pétroles de roche mère aux États-Unis où la géologie est bien connue et où des dizaines de milliers de puits ont déjà été forés, il va sans dire que les incertitudes sont encore plus fortes pour le reste du monde. L'expérience américaine ne peut pas être transposée facilement. Les États-Unis bénéficient d'une législation très favorable, le propriétaire du sol est propriétaire du sous-sol, le secteur parapétrolier y est particulièrement développé… Il est donc pratiquement impossible que l'on observe une montée en puissance aussi rapide dans d'autres pays. Par ailleurs, aux États-Unis, et plus encore en Europe, les oppositions liées aux considérations environnementales constituent des freins souvent puissants, en raison des risques relatifs à la sismicité, à la pollution des nappes phréatiques, aux émissions de méthane.

Les coûts de revient et le progrès technique

Les coûts varient d'une région à l'autre. Ils peuvent varier aussi fortement à l'intérieur d'un même bassin, de 25 $/b à 80 $/b par exemple sur la formation du Bakken du bassin de Williston. En moyenne selon Per Magnus Nysveen (2017) de Rystad Energy, grâce au progrès technique, sur l'ensemble des gisements compacts, le seuil de rentabilité en tête de puits est passé de 79 $/b en 2012 à 76 en 2013, 70 en 2014, 56 en 2015 et 39 en 2016. En 2017 on a observé par contre une légère remontée des coûts.

Malgré une poursuite des progrès techniques, une remontée des coûts à l'avenir ne peut être exclue, pour différentes raisons (nécessité d'exploiter des zones moins favorables, remontée des tarifs des services parapétroliers, …).

La sensibilité aux prix

L'activité de forage est donc très sensible au niveau des prix comme le montre la figure 2 (nombre d'appareils de forage en service à terre aux États-Unis passant de 1 600 en octobre 2014 à moins de 330 en mai 2016 puis rebondissant à 740 en juin 2017).

Il y a une certaine inertie, un décalage dans le temps entre la baisse de l'activité de forage et celle de la production. La figure 2 donne la production totale des régions de gisements compacts, la production totale américaine (hors Liquides de Gaz Naturel) ainsi que le nombre d'appareils de forage en service. Malgré la chute des prix du deuxième semestre 2014 et la baisse de l'activité de forage, la production a continué à croître jusqu'au printemps 2015. Elle a ensuite diminué mais de façon modérée. Cette bonne résilience a surpris la plupart des observateurs. Elle a été due aux progrès techniques déjà cités (diminution des temps de forage, augmentation des débits par puit), à une standardisation des matériels et à un recentrage des activités sur les zones les plus favorables tandis que l'aptitude à détecter ces « sweet spots » s'est améliorée. À la diminution des coûts correspondante s'est ajoutée la baisse du prix des services parapétroliers.

Production des régions de gisements compacts, production américaine et nombre d'appareils de forage en activité aux Etats-Unis. Source : IFPEN

Pour ce qui concerne la réaction à une hausse des prix, elle est en grande partie liée à la reprise du forage. La figure 2 fait apparaître le décalage entre forage et production. Entre le début des opérations et le démarrage de la production, il s'écoule en moyenne six mois.

Il n'en reste pas moins que l'exploitation des gisements de ce type peut participer à la régulation des prix. Dans le passé, la régulation des cours a été fortement influencée par des comportements de cartel, semi-cartel des sept sœurs jusqu'à la fin des années 1960, cartel de l'OPEP ensuite. L'OPEP (en fait essentiellement l'Arabie saoudite) a joué pendant des décennies le rôle de producteur d'appoint. Elle peut continuer, en liaison avec d'autres pays producteurs, à avoir une influence significative sur les prix. C'est ce qui s'est passé avec les annonces d'accord, puis les décisions effectives de réduction de la production de novembre et décembre 2016, accords prolongés en mai 2017. Son pouvoir de marché est cependant maintenant limité par la réactivité aux variations de prix de la production des gisements compacts.
Les modes d'action sont naturellement très différents, décision d'un oligopole pouvant conduire à une variation rapide de l'offre dans un cas, décisions d'un grand nombre d'opérateurs dans l'autre cas entraînant des variations de la production avec une certaine inertie.

Conclusion

Malgré les incertitudes qui pèsent sur le potentiel des pétroles de gisements compacts, de plus en plus nombreuses sont les études qui conduisent à prévoir une poursuite de leur développement, permettant à ces pétroles de représenter à l'avenir une part significative de la production pétrolière mondiale. Si les résultats de ces études sont confirmés, on pourrait assister à la quasi-disparition du concept de pic pétrolier, tout au moins d'un pic de l'offre précédant un pic de la demande qui devrait résulter des politiques et mesures prises pour lutter contre le changement climatique. À défaut de disparition du concept, le pic serait beaucoup plus difficile à définir dans la mesure où le caractère épuisable de la ressource ne serait plus déterminé essentiellement par des paramètres physiques mais par des critères économiques et d'acceptabilité environnementale et sociale.

La réactivité de la production de ces pétroles à la variation des cours leur permet de participer à la régulation des prix et à limiter le pouvoir de marché de l'OPEP ou d'une association entre l'OPEP et d'autres pays producteurs, donnant aux aspects économiques un poids déterminant. Il s'agit d'un changement majeur pour l'analyse de la situation actuelle et sans doute pour nombre d'années à venir.

L'ouvrage écrit par les auteurs de cet article, Le pétrole : quelles réserves, quelles productions et à quel prix ?, est paru en novembre 2017 chez Dunod.

[1] Avec l'aimable autorisation de Dunod. Ouvrage reprenant une communication à l'Académie des technologies du groupe de travail « Pétrole » de la Commission Énergie et changement climatique.

[2] Revue de l'Energie N) 635 Décembre 2017

[3] Blaizot M., Shale-oil production resilience and associated shale-oil reserves : a global approach based on the petroleum system, EAGE (European Association of geoscientists and engineers), Paris, 13 juin 2017.

Développement et innovation dans l'industrie pétrolière offshore - 7/03/2018

Centrale Énergies — 2018-02-16T14:00:49Z

Développement et innovation dans l'industrie pétrolière offshore

Philippe MUGUERRA (Innovation and Conceptual study manager, SAIPEM) Ludwig GROSS (Manager Subsea Digital technologies, TechnipFMC)

L'industrie des hydrocarbures en eau profonde a fait ses premiers pas il y a vingt-cinq ans. Elle a connu une grande croissance à force d'innovations et de prouesses technologiques qui lui ont permis de conquérir des environnements hostiles. Depuis la chute des prix des hydrocarbures elle est confrontée au défi majeur de sa compétitivité, notamment face à d'autres sources de production moins coûteuses comme les huiles de schistes avec pour conséquences une forte chute des investissements en exploration-production. Aujourd'hui, le principal enjeu de cette industrie, appelée à produire dans des milieux toujours plus profonds (Ultra Deep Offshore), est de réduire les coûts de production de façon drastique, en combinant des effets de marché, d'échelle, de standardisation, d'innovation, également grâce au développement de nouvelles technologies (avancées technologiques en robotique, automation, etc.).

SAIPEM, en tant qu'ingénierie, ensemblier et installateur dans ce domaine, a présenté la compétition entre les différentes sources d'hydrocarbures dans le monde, l'intérêt des réserves offshores, et les solutions qui peuvent être mises en place pour exploiter ces ressources dans un contexte économique difficile.

TechnipFMC, un des principaux acteurs de l'industrie parapétrolière, a présenté la plate-forme de simulation interactive qu'il développe depuis 2014 et dédiée à la modélisation des opérations d'installation ; cet outil permet de réduire les coûts en fabrication (la conception optimale est atteinte plus rapidement) et en ingénierie (moins d'heures sont nécessaires pour arriver à la meilleure solution)

Nos intervenants ont répondu également aux nombreuses questions posées.

Lieu : le Village by CA, 55 rue de la Boëtie 75008 Paris Métro : Miromesnil

La vidéo de la conférence est disponible ici. Les diapos utilisées pendant la conférence sont disponibles ci-dessous. (la vidéo présentée à la fin de la présentation de Ludwig Gross est disponible ici)

Flash d'information

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Qu'est-ce qu'une ville durable ? - Droit de la mer et EMR

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Quel pourrait être l'impact du « Peak Oil » ? - Stockage des énergies renouvelables : de la maison autonome en énergie à la transition énergétique

— Flash d'information N°34 (avril 2013) :

Les hydrocarbures de roche mère : technologies alternatives à la fracturation hydraulique - Les CEE, certificats d'économies d'énergies, situation et perspectives - Quelques brèves sur les énergies renouvelables

— Flash d'information N°33 (février 2013) :

La transition énergétique - Les énergies nouvelles et les matières premières

— Flash d'information N°32 (décembre 2012) :

Situation du solaire photovoltaïque - Les Rencontres de la Performance Énergétique (RPE 2012) et perspectives 2020

— Flash d'information N°31 (octobre 2012) :

La sûreté nucléaire en France : avant et après Fukushima - Complément à la conférence du 14 juin 2012 : quelques éléments financiers

— Flash d'information N°30 (août 2012) :

16ème conférence internationale de la Maison Passive / Passivhaus - Les énergies renouvelables deviennent de plus en plus compétitives - RTE et le marché français et européen de l'électricité

— Flash d'information N°29 (mai 2012) :

Les scénarios énergétiques : science dure ou boule de cristal

— Flash d'information N°28 (mars 2012) :

Fukushima : les conséquences sanitaires au Japon de l'accident nucléaire

— Flash d'information N°27 (janvier 2012) :

France : Energies primaire et finale en 2010 - Electricité 2030 : quels choix pour la France (d'après l'étude de l'UFE) - En passant par PASSI'BAT (compte-rendu du congrès et de l'exposition)

— Flash d'information N°26 (novembre 2011) :

Gaz de schistes : après la fracturation hydraulique... - Le solaire thermique - Recyclage des isolants de rénovation des bâtiments

— Flash d'information N°25 (septembre 2011) :

Niveau du séisme et du tsunami du 11.03.2011 au Japon et sur la centrale nucléaire de Fukushima - Le gaz naturel : une énergie de transition ou une énergie durable

— Flash d'information N°24 (juillet 2011) :

Les énergies renouvelables en France

— Flash d'information N°23 (mai 2011) :

CEE : Certificats d'Economie d'Energie - Gaz de schistes : les raisons de la colère

— Flash d'information N°22 (mars 2011) :

RT 2012 - Gaz non conventionnels.

— Flash d'information N°21 (janvier 2011) :

L'énergie au Danemark - Marché du carbone.

— Flash d'information N°20 (novembre 2010) :

La voiture électrique au salon de Paris - Brèves ENR - Transport : limite du bilan carbone.

— Flash d'information N°19 (septembre 2010) :

La prolifération nucléaire. Les marchés de l'énergie à l'international.

— Flash d'information N°18 (juillet 2010) :

Nucléaire en Chine et Grenelle de l'environnement I & II.->http://www.centrale-energie.fr/CE-Flash_18.pdf]

— Flash d'information N°17 (mai 2010) :

Politique Agricole Commune et Brèves du marché de l'électricité.

— Flash d'information N°16 (mars 2010) :

Déchets radioactifs et stockage de l'électricité.

— Flash d'information N°15 (janvier 2010) :

Copenhague 2009 - Back to the future ?

— Flash d'information N°14 (novembre 2009) :

Copenhague 2009 - véhicule propre au salon de Francfort.

— Flash d'information N°13 (septembre 2009) :

bilan énergétique - la production GB s'écroule ? - pétroles non conventionnels.

— Flash d'information N°12 (juillet 2009) :

amont et aval du nucléaire civil - Copenhague, un nouveau départ ?

— Flash d'information N°11 (mai 2009) :

énergie primaire/finale/utile - le nucléaire civil dans le monde.

— Flash d'information N°10 (mars 2009) :

pompes à chaleur - prix du pétrole brut - véhicule électrique.

— Flash d'information N°9 (janvier 2009) :

solaire photovoltaique - industrie parapétrolière - GIEC 07.

— Flash d'information N°8 (novembre 2008) :

grenelle et automobile - chiffres économiques - coût du C02.

— Flash d'information N°7 (octobre 2008) :

grenelle : architecture, urbanisme et prêt à taux zéro (2) – lectures : post-kyoto, chine.

— Flash d'information N°6 (septembre 2008) :

grenelle et prêt à taux zéro (1) – PPI de production électrique – vecteur hydrogène.

— Flash d'information N°5 (juin 2008) :

prix du pétrole – bilan énergétique Français 2007 – projet de loi grenelle 1.

— Flash d'information N°4 (avril 2008) :

33 chantiers du grenelle – émissions GES – capture et séquestration du CO2.

— Flash d'information N°3 (février 2008) :

après-pétrole, faux espoir – énergies renouvelables – production et consommation électriques– grenelle : énergie et batiments

— Flash d'information N°2 (décembre 2007) :

propositions du grenelle – gaz naturel – génération IV de réacteurs nucléaires.

— Flash d'information N°1 (octobre 2007) :

éditorial – électricité primaire – agrocarburants

La chute vertigineuse du cours du pétrole et ses conséquences multiples

Ravinder Manoharan (ECN 08) — 2015-12-01T20:44:00Z

Le cours du pétrole brut, qui était sur une tendance globale haussière depuis le début des années 2000, atteignant même des valeurs historiques en juillet 2008 (Brent : $143,95/baril & WTI : $145,31/b. [1]) et fluctuant autour des $100 le baril à partir de janvier 2011, a connu une chute fulgurante durant la deuxième moitié de l'année 2014, faisant plonger les prix des barils de Brent et de WTI à respectivement $55,27 et $53,45 en décembre 2014, niveau le plus bas observé depuis mai 2009. Cette baisse s'est prolongée durant l'année 2015.

Graphe n°1

Ce scénario n'a évidemment pas été anticipé par les institutions d'études financières, notamment du fait de la tendance ces dernières années à voir une production s'aligner sur une demande de pétrole en continuelle augmentation. Néanmoins, un certain déséquilibre existait déjà sur le marché pétrolier début 2014 :
– un ralentissement économique des pays émergents, notamment de la Chine,
– une production du pétrole de schiste nord-américain venant se surajouter au marché pétrolier.

D'autres facteurs viendront accroître ce déséquilibre, provoquant ainsi la chute vertigineuse du cours de pétrole entamée en juin 2014, à savoir :
– une hausse du cours du dollar, allant de 0,74€ à 0,81€ de juin à décembre 2014, pour atteindre 0,93€ de moyenne en avril 2015 [2],
– et surtout, le maintien par l'Arabie saoudite de sa production pétrolière, malgré une production mondiale largement excédentaire. Certains expliquent cette inaction saoudienne par une volonté d'assurer leurs parts, et donc leur influence sur le marché pétrolier, notamment face à l'effervescence du pétrole de schiste nord-américain ; d'autres la justifient par un manque de rentabilité à jouer les régulateurs de la production pétrolière mondiale.

État des lieux du pétrole et de ses réserves

Le pétrole brut est un produit qui constitue la part la plus importante du marché des matières premières (en volume et en valeur marchande globale). Depuis la seconde révolution industrielle, toute l'économie mondiale s'est fortement ancrée autour de cette énergie fossile, à tel point que les fluctuations du cours du baril ont une incidence sur celle-là.

Aujourd'hui, le pétrole occupe une place fondamentale sur le marché mondial de l'énergie, avec le charbon et le gaz naturel, représentant en 2014 respectivement 32,6%, 30% et 23,7% sur une consommation énergétique mondiale de 12 928 Mtep, devant le nucléaire (4,4%) et les énergies renouvelables (9,3%) (source BP Statistical Review 2015 [3]). Son utilisation finale fut destinée en 2013 (source-Agence Internationale de l'Énergie [4]) :
– au domaine du transport, principal consommateur, avec 2 374 Mtep (dont 77,1%, 11,2% et 10,1% respectivement pour l'automobile, l'aviation et le maritime),
– à l'industrie et au bâtiment, consommant respectivement 298 Mtep et 234 Mtep.

Le pétrole brut est composé principalement de molécules d'hydrocarbures, auxquels viennent s'ajouter d'autres éléments (CO2, H2S, oxygène, azote, plomb, etc.) – cette composition chimique étant caractéristique de son gisement d'origine. Sa qualité est essentiellement déterminée par son « degré API », reflétant sa densité, et sa teneur en soufre, polluant à retirer. Les réserves « prouvées » de pétrole brut sont estimées en 2014 à 1 656 milliards de baril (« Gbbl ») (source-U.S. EIA [1]). Elles se concentrent essentiellement sur les régions du Moyen-Orient (804 Gbbl), de l'Amérique centrale et Sud (328 Gbbl) et de l'Amérique du Nord (220 Gbbl) – voir Graphe n°2.

Graphe n°2

Le pétrole conventionnel se divise en gisements sur terre (« Onshore »), dont le nombre de nouvelles découvertes tend fortement à diminuer au fil des an-nées, et en gisements en mer (« Offshore »), représentant la majorité des nouvelles découvertes.

Le pétrole non-conventionnel (le sable bitumineux, le schiste bitumineux, le pétrole de schiste, le pétrole extra-lourd, etc.) a connu quant à lui un essor ces dernières années, grâce aux récentes découvertes et aux avancées technologiques.

L'industrie pétrolière

Toute une infrastructure lourde et complexe a progressivement été mise en place depuis l'avènement de l'ère pétrolière. Ainsi, aujourd'hui, l'industrie pétrolière se décompose en 3 principales catégories :
– l'« Upstream » : composé de l'exploration (prospection de nouveaux gisements, utilisant des techniques très avancées en sismologie – cette phase est particulièrement importante avant tout investissement, tant ceux-ci liés à l'exploitation de pétrole sont colossaux) et de la production (extraction du pétrole brut et son traitement partiel – phase durant entre 20 et 30 ans en général),
– le « Midstream » : qui concerne les moyens de transport (des gisements vers les raffineries ou de celles-ci vers les distributeurs finaux) et de stockage des produits pétroliers. Les transports se font généralement via des oléoducs (peu flexibles) ou des pétroliers en mer,
– le « Downstream » : qui concerne le raffinage du brut (principalement la distillation, mais aussi le craquage, le reformage ou la désulfurisation) ainsi que le marketing, la distribution finale et la vente des produits finis pétroliers.

Bien que certaines compagnies englobent l'intégralité des phases de l'industrie pétrolière (à l'image des « supermajors »), la majorité sont des sociétés spécialisées, par exemple dans la production ou le raffinage. À noter que les raffineries se situent à des endroits stratégiques, comme près des réseaux d'acheminement de bruts ou des centres de consommation, et sont initialement conçues pour traiter des types spécifiques de pétroles bruts. Du fait de la répartition diversifiée de ces matières à l'échelle mondiale, les raffineries peuvent commodément varier leur choix de fournisseurs, minimisant ainsi l'impact des ruptures d'approvisionnement – cf. Graphe n°5.

Graphe n°5

Les compagnies pétrolières nationales, détenues par les pays producteurs, ont progressivement pris de l'importance face aux compagnies privées, plus anciennes et plus avancées technologiquement. Ces dernières néanmoins, ne possédant qu'une part mineure des réserves pétrolières, ne peuvent influencer le cours de l'or noir.

Le coût de revient du pétrole (i.e. coût intégral de production et de distribution) a été estimé en 2015 comme suit (source Rystad Sept.2015 [5]) :
– l'Onshore : entre $25 et $60 par baril pour le Moyen Orient (*), et $40-$80 pour le reste,
– l'Offshore : $39-$75 pour l'Offshore conventionnel (profondeurs d'eau inférieures à 150m), $42-$81 pour le « Deepwater » (entre 150m et 1 300m), et $54-$78 pour l'« Ultra-Deepwater » (supérieures à 1 300m),
– le pétrole non-conventionnel : $56-$81 pour le schiste bitumineux nord-américain, $62-$75 pour le pétrole extra-lourd, et $65-$95 pour le sable bitumineux.

(*) D'autres sources annoncent un coût de revient à partir de $7 par baril pour l'Arabie saoudite.

Manifestement, le niveau actuel du cours du pétrole permettrait davantage aux projets Onshore et Offshore conventionnels de se poursuivre. La rentabilité des projets Offshore profonds et de pétrole non-conventionnel pourrait être remise en question.

La production mondiale du pétrole brut (i.e. brut et condensats directement extraits des gisements) représentait en 2014 77,83 Mbbl/j, soit environ 28,41 Gbbl (source-U.S.EIA [1]). Les principaux pays producteurs sont : la Russie (1er producteur, avec 13%), l'Arabie saoudite (12,5%) et les États-Unis (11,1%), suivis par la Chine, le Canada, l'Iraq, l'Iran, les Émirats arabes unis, le Koweït et le Venezuela (entre 3,2% et 5,5%) – cf. Graphe n°3.

Graphe n°3

À noter la présence sur ce marché pétrolier de l'OPEP (« OPEC » en anglais), qui est une organisation intergouvernementale, créée en 1960 et regroupant actuellement 12 pays producteurs (dont l'Arabie saoudite, le Venezuela, l'Iran, l'Irak, les Emirats arabes unis et le Koweït), recelant à elle seule en 2014 73% de la réserve mondiale de pétrole et 42% de la production. Son objectif est de s'assurer de la stabilité du cours du pétrole, en régulant la production de ses membres (« swing producers »). Toutefois, ce n'est pas de son intérêt d'avoir un prix du baril excessif, car les pays importateurs peuvent se tourner vers des fournisseurs hors-OPEP, ou vers des économies ou une diversification de l'énergie.

Quant à la consommation mondiale des produits finis pétroliers (i.e. la consommation finale incluant les biocarburants, les gains et pertes en raffinerie et le ravitaillement en aviation et marine), elle s'élevait en 2014 à 92,09 Mbbl/j, soit environ 33,61 Gbbl (source BP Statistical Review 2015 [3]). Les pays consommateurs sont principalement : les États-Unis (1ers consommateurs, avec 20,7%), la Chine (12%), le Japon (4,7%), l'Inde (4,2%), suivis par le Brésil, la Russie et l'Arabie saoudite (3,5%) – cf. Graphe n°4.

Graphe n°4

Depuis le début de la chute du cours du pétrole, la consommation mondiale semble stagner, tandis que la production, excédentaire, connaît même une légère hausse. Les faibles prix du baril incitent les fournisseurs et autres négociants à stocker les pétroles bruts, notamment dans des « supertankers », dans le but de les revendre plus cher.

Le prix final du carburant automobile se répartit majoritairement entre la taxe, variable selon la politique budgétaire du pays (France : 50%, États-Unis : 17% environs), et le prix du pétrole brut (France : 25%, États-Unis : 45%), le raffinage et la distribution ne représentant qu'une partie mineure.

Le fonctionnement du marché pétrolier

Les produits pétroliers (bruts, intermédiaires et finis) sont échangés sur un marché boursier interconnecté. Les transactions y sont réalisées dans deux sous-catégories de marchés :
– le marché au comptant (« Spot Market ») : où la livraison des marchandises et son règlement sont effectifs et quasi-immédiats. Les prix « Spot » reflètent la qualité des produits pétroliers ainsi que la balance réelle entre l'offre et la demande,
– le marché à terme (« Futures Market ») : où la livraison et le règlement sont initialement prévus sur une échéance ultérieure. Les transactions se font sous forme de produits dérivés financiers, i.e. des contrats à terme (« Futures »), des contrats « Forward », des contrats d'échanges financiers (« Swaps ») ou des options. Tous ces contrats peuvent être utilisés pour la spéculation ou comme couverture de risque (« Hedging » – contre toutes fluctuations futures défavorables). Les « Swaps » et les options, de purs produits financiers, sont les plus utilisés dans ce dernier cas. Ici, les prix « Futures » ou « Forward » sont établis par la prévision du marché pétrolier.

Les « Futures » pétroliers sont réalisés sur des places boursières spécifiques et règlementées, dont les principales, le New York Mercantile Exchange (« NYMEX ») et l'Intercontinental Exchange (« ICE »), centralisent les prix « Futures » relatives au pétrole. Faisant davantage l'objet de spéculations ou de « Hedgings », ils n'aboutissent que rarement à des livraisons réelles. Les « Forwards » sont quant à eux des accords entre deux parties (négociés au gré à gré) avec des termes analogues aux « Futures », laissant cependant une grande flexibilité vis-à-vis de la réglementation (mais s'exposant en contrepartie aux risques de défaut). Les « Forwards » sont les contrats principalement utilisés par les sociétés pétrolières afin de se procurer les produits pétroliers.

À noter l'existence sur ces marchés de trois pétroles bruts « de référence », servant de base comparative (tant vis-à-vis de la qualité que du prix) à l'ensemble des produits pétroliers :
– le Brent : mélange de pétroles bruts en provenance de la Mer du Nord, constituant un pétrole léger et à faible teneur en soufre (« sweet light crude oil ») et échangé principalement sur l'ICE (mais aussi sur le NYMEX). Il permet d'établir le prix d'environ deux-tiers des pétroles bruts à l'échelle mondiale, ce malgré une production faible,
– le WTI : brut plus léger et à faible teneur en soufre (« Texas light sweet »), délivré au Cushing (Oklahoma, Etats-Unis),
– le Dubaï Crude : pétrole à densité et à teneur en soufre moyennes, produit à Dubaï et échangé sur le DME (« Dubai Mercantile Exchange »).

Les prix « Spot » et « Futures » sont interdépendants et essentiellement déterminés par la balance entre l'offre et la demande de pétrole. D'autres facteurs peuvent toutefois les impacter (situations géopolitiques locales, règlementations environnementales, spéculations, etc.), mais leurs effets ne sont notables que sur le court, voire moyen terme.

Les compagnies se procurent leurs produits pétroliers via majoritairement les contrats à terme (90-95% des transactions), permettant d'assurer leurs approvisionnements sur la durée (un an en général), indépendamment des aléas du marché. Les contrats « Spot » (5-10%) permettent d'échanger les quantités manquantes ou en surplus.

Ce marché pétrolier permet d'amortir les effets des fluctuations brutales de prix (côté acheteurs et vendeurs) sur le court terme. Cependant, lorsque qu'un déséquilibre existe sur la durée, les effets négatifs sont bien plus palpables, contraignant les acteurs à redéfinir leurs stratégies.

LES CONSÉQUENCES DE CETTE BAISSE DU COURS DU PÉTROLE

Sur l'industrie pétrolière

Les sociétés du secteur pétrolier sont les premières à être impactées par cette chute vertigineuse du cours du pétrole, avec une dégradation des profits, accompagnée d'une baisse notable des valeurs boursières et des investissements. Des restructurations et des regroupements ont été entrepris, se répercutant négative-ment sur les emplois du secteur. Les dépenses auraient été réduites et de nombreux projets pétroliers gelés, voire annulés depuis mi-2014. Néanmoins, aucune dislocation d'infrastructures pétrolières n'aurait été relevée.

Sur les pays exportateurs

Les conséquences de cet effondrement des prix pétroliers sont clairement négatives pour tous les pays exportateurs de pétrole. Les profits se contractant, les recettes fiscales y sont détériorées et l'économie interne secouée, ce qui entraîne un ralentissement de la croissance – l'ampleur variant selon la vulnérabilité budgétaire des pays.

Les exportateurs de la péninsule arabique (membres de l'OPEP), dont les recettes publiques dé-pendent fortement du pétrole (entre 75% et 90%), mais ayant amassé des réserves financières immenses ces 10 dernières années, ont la capacité financière de résister à cette crise du cours de l'or noir. Ce n'est malheureusement pas le cas des autres membres de l'OPEP, dont certains sont très impactés. L'Algérie, par exemple, dont les recettes publiques dépendent à plus de 60% du pétrole, pourrait être confrontée à des gels sur ses programmes d'investissements, scénario évidemment néfaste pour son économie (emplois, infrastructures, etc.). Le Venezuela, dont les recettes dépendent à 95% du pétrole, est dans une situation préoccupante : en 2015, le déficit budgétaire atteindrait 17 points de PIB et l'inflation serait estimée à 92%. L'Iran connaît aussi des difficultés à redresser son économie, mais le retrait attendu des sanctions internationales à son égard (suite à l'accord sur le nucléaire du 14 juillet 2015) pourrait lui permettre de relancer son marché énergétique. La Banque mondiale estimait d'ailleurs (dans un communiqué d'août 2015) que son retour devrait rajouter 1 mbbl/j à la production mondiale, pouvant faire chuter le prix du baril de $10 supplémentaire en 2016.

Hors OPEP, les États-Unis, dont la manne relative au pétrole de schiste avait conduit à des investissements importants ces 3 ou 4 dernières années (notamment dans le Dakota du Nord et le Texas), sont confrontés à la rentabilité de leurs projets. Néanmoins, leur statut de 1ers consommateurs mondiaux de pétrole leur permet de minimiser l'incidence de la baisse actuelle du cours de l'or noir sur leur balance commerciale. La Russie (dont les recettes dépendent à 50% des hydrocarbures), face à une économie fortement impactée par les récentes sanctions internationales et l'actuelle baisse du cours du pétrole, a commencé à prendre des mesures drastiques (réduction des dépenses publiques, subventions accordées à l'importation et à certains secteurs, etc.), et a parallèlement décidé d'accroître sa production pétrolière afin de redresser son économie. À noter que la dépréciation notable du rouble, résultant du contexte économico-politique actuel de la Russie, lui permet toutefois d'élargir ses exportations, et ainsi ses recettes globales.

Sur les pays importateurs

Les conséquences sont jusqu'à présent positives pour les pays importateurs, cette baisse entraînant avec elle une baisse généralisée des cours des matières premières (on parle de fin du « supercycle »), rehaussant ainsi le pouvoir d'achat des consommateurs et renforçant le bilan des entre-prises, avec une diminution générale des coûts de production. Ces effets positifs sur la croissance sont d'une part limités par un cours du dollar se maintenant à la hausse (les produits pétroliers étant échangés en dollar), et dépendent ensuite de la manière dont les pays transmettent cette chute du prix du baril aux ménages et aux entreprises. Le Fonds Monétaire International (« FMI ») indiquait fin 2014 que la baisse du prix à la pompe ne reflétait que de moitié la baisse du prix du brut.

Sur l'économie mondiale

À l'échelle de la planète, nous assistons à un transfert des revenus des pays exportateurs vers les pays importateurs, stimulant l'activité économique. Cependant, certains facteurs devraient en limiter les effets positifs, tels les goulots d'étranglements structurels dans les pays émergents, les tensions géopolitiques ou les tensions financières induites par cette chute vertigineuse du prix du baril. Le FMI entrevoit malgré tout une hausse du PIB mondial pour 2015-2016 (entre 0,2 et 0,5 point).

Sur les autres sources d'énergie

Les conséquences sur les projets d'énergies renouvelables sont jusqu'ici mineures, car ces derniers sont souvent le résultat d'un long processus décisionnel et sont généralement subventionnés (parfois significativement), les préservant de tout critère de compétitivité économique, du moins sur le court terme.

CONCLUSION

Malgré une grande part d'incertitude quant à l'évolution de la situation économique actuelle (comme soulignée par le FMI), les facteurs à l'origine de cette chute vertigineuse du cours de l'or noir devraient persister sur le moyen, voire long terme, impliquant un prix du baril brut relativement bas sur cette même période – ce qui devrait fortement pénaliser les pays exportateurs et autres acteurs de l'industrie pétrolière, dont ceux déjà très endettés.

Par ailleurs, les effets positifs de cette chute prolongée du prix du baril sur l'économie mondiale ne seront réels que sur le court terme (un an, voire deux tout au plus), car d'une part l'impact du cours du pétrole sur la croissance est surtout dû à sa variation, et d'autre part c'est la croissance globale qui influence durablement l'évolution du prix du baril et non l'inverse. Au-delà, les effets seront bien plus neutres.

Ainsi, cette conjoncture devrait être vue par les politiques, notamment ceux des pays exportateurs de pétrole, comme une opportunité de réaliser un certain nombre de réformes économiques : e.g. celles sur la formation du prix du pétrole brut et la fiscalité associée, celles plus générales sur le secteur pétrolier ou financier favorisant la diversification des économies dépendantes du pétrole, celles sur le secteur énergétique avec un accès à une énergie plus fiable et accélératrice de développement (surtout dans les pays à revenus faibles ou intermédiaires), ou celles dans les pays ayant des soldes budgétaires solides sur l'augmentation des dépenses prioritaires et la réduction de la distorsion fiscale.

Sources :

– [1] U.S. Energy Information Agency (ou U.S. EIA)
– [2] INSEE – Cours du Dollar US par rapport à l'Euro (1 Dollar US), Moyenne mensuelle
– [3] BP Statistical Review of World Energy June 2015 – Workbook
– [4] Agence Internationale de l'Énergie – “Special data release with revisions for People's Republic of China (04.11.2015)”
– [5] Rystad Energy UCube September 2015
– [6] BP Statistical Review of World Energy June 2015 (64th edition) – Full Report

Retrouvez également cet article dans le Flash n°47.

Le biogaz, une arme de souveraineté énergétique pour la France ? Etat des lieux de la filière et ambitions - Conférence du 9/04/2015

Centrale Énergies — 2015-04-09T14:26:00Z

Suzanne Renard, Chargée de mission sur le projet Biométhane à la Direction Stratégie et Territoires de GrDF

Olivier Masseran, Responsable Adjoint du département développement durable – Crédit Agricole Leasing & Factoring

Damien Delhomme, Directeur technique – Naskeo environnement

La France, une des plus grandes puissances agricoles mondiales, avec d'importantes multinationales de l'environnement et de l'agro-alimentaire, ne se situe qu'à la 5ième place des producteurs européens de biogaz, derrière la République Tchèque (Source : EurObserv'ER 2014). Afin de rattraper ce retard, le gouvernement vient de lancer plusieurs actions, dont un appel à projets pour le développement de 1500 méthaniseurs en 3 ans. Cette situation pose trois grandes questions :
– La filière actuelle de production de biogaz est-elle en mesure de répondre à cette ambition ?
– Les moyens mis en œuvre sont-ils adaptés, et permettront-ils de participer réellement au développement des territoires ruraux ?
– Avec une politique volontariste, le biogaz peut-il devenir une arme de souveraineté énergétique ?

Au travers du point de vue de différents acteurs de la production et valorisation du biogaz, nous nous sommes revenus en premier sur la chaîne de valeur du biogaz, depuis le financement d'un projet, jusqu'à sa réalisation. Puis ont été abordées les récentes mesures gouvernementales en faveur du biogaz, sous l'angle de l'impact économique, social et environnemental, puis sous l'angle de la souveraineté énergétique.

Les diapos utilisées par les conférenciers sont disponibles ci-dessous. La vidéo est ici et elle est aussi disponible ici avec les diapos en vis à vis (lecture facilitée).

Vous trouverez aussi ici une interview de 5mn de Suzanne Renard faite en préambule à la conférence.

Singapour, le nouveau hub GNL de l'Asie

Cécile Adnot (ECM 06) — 2015-04-01T20:46:00Z

L'Asie est la région la plus consommatrice de Gaz Naturel Liquéfié (GNL, LNG en anglais), avec, en 2012, 71% des flux de GNL mondiaux destinés au marché asiatique selon l'International Group of Liquefied Gas Importers. Dans ce contexte de forte demande, le gouvernement singapourien a décidé de mettre en place un terminal GNL pour assurer ses besoins domestiques grandissants et assurer sa sécurité d'approvisionnement, mais aussi pour devenir, à plus long terme, le premier hub de trading de GNL en Asie.

Contexte de forte demande GNL en Asie

La demande de GNL en Asie est en forte croissance, tirée par les besoins de la Chine, mais aussi des pays voisins : le Japon (suite à la catastrophe de Fukushima et à l'arrêt des réacteurs nucléaires en 2011), la Corée du Sud, mais aussi l'Indonésie, la Malaisie, qui sont en passe de devenir importateurs nets de GNL, alors qu'ils étaient jusqu'alors exportateurs.

Demandes et capacités des projets de GNL en Asie et au Moyen Orient de 2010 à 2030

Source : The Institute of Energy Economics, Japan
SPA : Sales and Purchase Agreement
HOA : Head of Agreement
Contrats d'achats sur les terminaux GNL

En 2013, construction du terminal méthanier de Singapour SLNG

Le terminal SLNG (Singapore LNG Corporation) est situé sur l'île de Jurong, à l'ouest de Singapour, et a commencé sa mise en service commerciale en mai 2013. Le terminal dispose des premières capacités mondiales en termes de stockage de GNL (260,000 m3). Le projet d'expansion du terminal, qui devrait être terminé en 2018, prévoit d'élever les capacités de regazéification du terminal de 6mtpa (million tonnes par an) jusqu'à 11 mtpa. Cette capacité GNL est à comparer au marché asiatique de GNL, qui est d'environ 117 mtpa en 2013 pour aboutir à 255 mtpa en 2020, selon WoodMackenzie.

Localisation du terminal méthanier à l'ouest de la Cité-Etat, sur l'île de Jurong

Source : Hydrocarbon Technology.com, 2b1consulting website

Le double objectif singapourien : assurer la sécurité d'approvisionnement à long terme tout en développant un marché court-terme de GNL

L'objectif premier de la création du terminal SGNL est d'assurer la sécurité d'approvisionnement intérieure en GNL. La cité Etat dépend à 80% du gaz naturel pour sa production d'électricité, principalement importé de la Malaisie et de l'Indonésie. Le terminal, appartenant et opéré par l'état singapourien, vise à assurer la sécurité d'approvisionnement du pays face à ses deux grands voisins.

Mais l'ambition sous-jacente est de reproduire le modèle du marché pétrolier de la zone en devenant le premier hub de trading GNL en Asie. Pour ce faire, le terminal s'est doté de fortes capacités de stockage et permet l'accostage de méthaniers de différentes tailles. British Gas a été contractée par les autorités singapouriennes pour réconcilier ces deux besoins : les besoins long terme des consommateurs internes ainsi que les besoins court terme et volatils liés aux clients du trading. L'avenir nous confirmera si les ambitions singapouriennes seront couronnées de succès.

Retrouvez également cet article dans le Flash n°44.

Le « FLNG » : la production et la liquéfaction du gaz naturel en eaux profondes

Ravinder Manoharan (ECN 08) — 2014-12-01T21:47:00Z

Le gaz naturel (GN) est un mélange de gaz, formé d'hydrocarbures (principalement du méthane), issu de la fossilisation d'organismes vivants et stocké dans des roches poreuses. Cette énergie fossile, représentant aujourd'hui la troisième source d'énergie consommée après le pétrole et le charbon, est celle que l'on préfère comparée à ses homologues, dû à son rendement énergétique supérieur et à son émission de gaz à effet de serre moins importante et d'autres composants polluants et toxiques en très faible quantité. Certaines études font état d'une réserve mondiale de GN de 187 Tm3 en 2012 (BP Statistical Review – 2013), avec un tiers de ces réserves en mer, dont un grand nombre éloigné des côtes.

Une façon de faciliter le transport et la commercialisation du GN, notamment sur de longues distances, est de le liquéfier pour former du gaz naturel liquéfié (« LNG ») dont le volume représente 1/600ème du volume gazeux initial. Cette forme correspond actuellement à 30% du GN importé dans le monde.

Jusqu'à présent, l'exploitation en mer du GN était limitée à son extraction et à son transfert après traitements partiels vers des méthaniers ou des réseaux de gazoducs, afin d'être traité dans des usines à terre, souvent proches des gisements. Un grand nombre de facteurs techniques et économiques ont limité cette exploitation de GN dans les gisements difficiles d'accès : comme le développement de gazoducs sur de longues distances avec infrastructures associées (non viables économiquement) et de surcroît passant sur le fond marin (problèmes d'installation, de protection anticorrosion, d'isolation et d'entretien des tuyauterie, etc.), la connexion des gazoducs aux structures offshore ou bateaux-citernes (nécessitant une flexibilité des points de connexions pour des questions de sécurité, notamment en mers instables), la construction d'usines chimiques près des côtes (impliquant aménagement et drainage des terres, pollution des territoires environnants et difficultés de démobilisation en fin de cycle).

De nombreuses études ont néanmoins été menées ces quatre dernières décennies afin de conceptualiser une nouvelle technologie semblable aux navires-usines déjà existants d'exploitation en mer d'hydrocarbures et de pétrole (« Floating, Production, Storage & Offloading » ou « FPSO »). Ce nouveau concept, le « Floating Liquefied Natural Gas » ou « FLNG », permettrait le traitement, la liquéfaction et le stockage du GN, sous une forme liquéfiée, avec des produits annexes (e.g. gaz de pétrole liquéfié ou « LPG », condensats, mercure, etc.). Avec une demande en forte croissance sur le marché du GN, il est aujourd'hui économiquement possible de réaliser de tels projets de grandes ampleurs (« Megaprojects »), en s'appuyant notamment sur les nombreuses études de faisabilité précédentes.

L'idée de base du FLNG est d'assembler sur un même navire différents composants ayant chacun une fonction particulière :
– Une enceinte de stockage de produits cryogéniques, occupant une grande partie de la coque,
– Une tour (« Turret ») ayant une double fonctionnalité : permettre l'amarrage et récupérer via des con-duites le gaz extrait des gisements,
– Une unité de traitement de gaz, permettant de séparer les différents constituants du gaz extrait, une unité de liquéfaction, permettant de liquéfier le GN ainsi purifié ainsi qu'une unité de production d'électricité – ces unités se trouvant sur le pont du navire (« Topsides »),
– Une torchère (« Flare »), permettant de brûler les résidus de gaz pendant l'opération,
– Des dispositifs de transfert (« Offloading ») de pro-duits stockés vers des méthaniers,
– Un emplacement d'hébergement du personnel et de suivi médical,
– Divers points de stockage de matériaux et équipements,
– Finalement, un système de contrôle (du procédé chimique), de sûreté et de sécurité.

La complexité est ici triple car elle consiste à ras-sembler au sein d'un même navire trois technologies d'origine différentes, i.e. : la technologie offshore, qui consiste à relier l'architecture sous-marine d'extraction à l'usine flottante, à interconnecter les différentes unités du navire entre elles puis à assurer le transfert des produits stockés vers l'extérieur ; la technologie liée à l'industrie pétrochimique, qui consiste à re-grouper dans un espace restreint et compact toute une usine de traitement de GN hautement complexe ; enfin, la technologie maritime, liée à tous les aspects de la navigabilité et flottabilité du navire.

L'étude en amont de l'ampleur du réservoir et de la composition du GN brut joue un rôle crucial dans la réalisation des projets FLNG. En effet, c'est principalement elle qui dicte la nature du procédé chimique, les produits annexes exploitables, et donc la nature de l'usine flottante munie de ses infrastructures.

Du fait de sa grande similarité avec le navire-usine FPSO, le FLNG peut être conçu et réalisé en s'inspirant largement des bases du FPSO : e.g. l'architecture navale, l'agencement structurel sous forme modulaire, les multiples conduites connectant les différents compartiments, le système de régulation de flux, les équipements (compresseurs, réservoirs sous pression, pompes, etc.) et leur alimentation, l'ensemble du système de contrôle, puis finalement le transfert des produits stockés vers l'extérieur. Toutefois, le grand changement avec cette nouvelle technologie vient de :
– L'usine de traitement et liquéfaction, faisant appel à un procédé différent et ayant davantage d'équipements et de conduites à haute pression,
– Et de l'enceinte de stockage de produits liquides cryogéniques, devant être spécialement conçue pour stocker le LNG.

De nombreuses normes et standards techniques ont été établis afin de les appliquer aux FLNG. Des études sont en cours afin de rendre cette réglementation plus complète et exhaustive.

Technologie Offshore :

Comme dans de nombreuses structures offshore, les différents unités et emplacements au sein du FLNG sont modularisés, avec des espacements de sécurité les séparant. Chaque unité, ainsi dotée d'une fonction particulière, est constituée d'une structure en armature métallique à multiétages. Tout un système de canalisation permet de relier les équipements et machines dans l'ensemble du FLNG, auquel un système de régulation du flux vient composer.

De longues conduites verticales (« Risers ») permettent la connexion du FLNG – via le « Turret » – à l'architecture sous-marine (« Subsea Production Sys-tem ») disposée sur le fond marin, afin de pouvoir ex-traire le GN brut depuis les différents puits de gisement interconnectés. Cette architecture sous-marine est constituée d'équipements et de lignes de conduites (« Flow-lines » et « Umbilicals ») permettant de réguler les flux de gaz à extraire, d'injecter des substances nécessaires à son fonctionnement et de contrôler l'ensemble du système depuis le FLNG.

Technologie de Procédé Chimique :

Le GN brut extrait directement du gisement de gaz est généralement de composition suivante :
– Du méthane (CH4) en grande quantité et des hydrocarbures lourds, constituants du LNG,
– Des condensats de GN (mélange liquide d'hydrocarbures légers), du LPG et du mercure (Hg) – constituants pouvant avoir des valeurs marchandes importantes,
– Des « gaz acides » (principalement du dioxyde de carbone (CO2) et du sulfure d'hydrogène (H2S)), de l'eau et des solides érosifs (sables, argiles, etc.) – éléments non désirables devant être retirés.

Deux phases fondamentales composent l'usine chimique du FLNG : le traitement du GN brut en provenance des puits, afin de séparer les différents constituants, et la liquéfaction, afin de liquéfier le GN ainsi « purifié » pour obtenir le LNG.

Le procédé de traitement du GN se résume principalement comme suit :
– Réception et séparation : consistant à recueillir le GN brut et à le séparer de ses solides érosifs le constituant, pouvant endommager les équipements et conduites. Des techniques utilisant la quantité de mouvement, la gravité ou la coalescence peuvent être utilisées à cet effet,
– Stabilisation des condensats : consistant à stabiliser les condensats d'hydrocarbures initialement liquides dans le gisement, qui ramenés à la pression atmosphérique peuvent produire des « évaporations flash » dans les enceintes de stockage. Des méthodes basées sur la vaporisation ou la stabilisation par fractionnement peuvent être utilisées.
– Retrait des « gaz acides » (CO2 et H2S essentielle-ment) : qui peuvent aussi causer des dommages dans les infrastructures. Des techniques basées sur l'adsorption (consistant à introduire un élément solide intermédiaire absorbant les impuretés à sa surface) ou sur l'absorption (consistant à introduire une solution absorbante – technique dépendant de la solubilité des impuretés) peuvent ici être utilisées. Le CO2 ainsi récupéré peut soit être relâché dans l'atmosphère (méthode posant problèmes sur le plan environnemental car certaines règlementations l'interdisent), soit être réinjecté dans le réservoir (permettant de pallier la baisse de pression dans celui-ci) ou bien stocké pour être fourni à des industriels.
– Déshydratation et retrait du mercure : ici, l'eau est soustraite du flux de gaz, sa solidification pouvant altérer le procédé global. Des techniques basées sur l'injection d'éléments dessiccateurs (solides ou liquides) ou la réfrigération peuvent y être utilisées. Le mercure (Hg) est aussi retiré par des méthodes basées sur l'adsorption ou la filtration – le mercure pouvant provoquer de la corrosion au contact de l'aluminium,
– Fractionnement : consistant à séparer le LPG, afin d'être commercialisé (si trouvé en quantité suffi-sante) ou tout simplement utilisé comme carburant au sein du fonctionnement du FLNG. Une méthode couramment utilisée est le fractionnement chimique, s'opérant en trois étapes successives : le Déséthaniseur (retrait de l'éthane), le Dépropaniseur (retrait du propane) et enfin le Débutaniseur (retrait du butane).

Le procédé de liquéfaction du GN consiste à refroidir celui-ci à une température avoisinant les -162°C et à obtenir un liquide cryogénique. Les trois procédés les plus couramment utilisés sont :
– Le procédé utilisant un mélange de réfrigérants : i.e. de l'azote et des hydrocarbures, dont la composition est adaptée à la courbe de refroidissement du GN,
– Le procédé de refroidissement par cascade, en trois étapes : d'abord le propane est utilisé pour pré-refroidir le gaz, ensuite l'éthane ou l'éthylène pour ramener le gaz à la température de liquéfaction, enfin le méthane dans la dernière phase de liquéfaction,
– Le procédé utilisant la dilatation thermique : par le biais d'un cycle de compression-dilatation, où le méthane ou l'azote sont utilisés comme réfrigérants.

Le fonctionnement global du FLNG nécessite un apport important en termes de puissance électrique, entre 100 et 250 MW, notamment dû à la présence d'un nombre important d'équipements. Les turbines à gaz peuvent être utilisées comme générateurs électriques, dû à leur grande capacité à fournir de l'électricité. Elles peuvent aussi jouer le rôle de chaudières de récupération, en recyclant les flux de chaleur issus des diverses unités de l'usine chimique intégrée.

Le refroidissement est également nécessaire à plusieurs niveaux du procédé chimique, vraisemblablement avec l'eau de mer utilisée dans un circuit fermé. Il faudrait toutefois traiter au préalable cette eau de mer au moyen de substances chimiques spécifiques (e.g. les biocides).

Technologie Maritime :

Le développement de l'aspect maritime du FLNG – dont la conception de sa coque – dépend essentiellement de l'usine chimique que l'on veut y intégrer. Cette usine avec son infrastructure étant placée sur le pont du navire, la coque intègre principalement les réservoirs de stockage de LNG ainsi que des enceintes permettant le lestage du navire. Les réservoirs de stockage sont au centre de transferts d'efforts relativement importants, d'une part dus à l'inertie du pont du navire avec ses différentes unités, et d'autre part dus aux ballottements générés par le liquide au sein même de ces réservoirs.

L'architecture de la coque est conçue afin d'apporter au FLNG la stabilité hydrodynamique et la robustesse pour faire face aux dommages et incidents potentiels pouvant y survenir.

Une attention toute particulière doit également être accordée aux infrastructures de déchargement des produits stockés dans le FLNG. Les deux procédés les plus courants sont :
– Le transfert où le méthanier vient se poser côte à côte avec le FLNG (« Side-by-side transfert »), où le transvasement est réalisé via des bras de charge-ment rigides,
– Le transfert en tandem (« Tandem transfert »), où le transvasement est réalisé depuis la poupe du FLNG vers la proue du méthanier via des conduites cryogéniques flexibles.

La corrosion doit également être prise en compte durant toute la phase de production du FLNG. L'application de couches de revêtement anticorrosion et la protection cathodique permettent de pallier ce phénomène.

Risques :

La maîtrise de la sécurité et de la sûreté figure comme un aspect primordial dans la conception du FLNG. Chaque composant du navire-usine est voué à des risques d'incidents potentiels et la forme compacte de ce dernier accroît fortement la probabilité d'accidents catastrophiques suite à une réaction en chaîne d'incidents ponctuels. Ces incidents potentiels peuvent être liés à :
– La fuite du GN brut pouvant se produire pendant son extraction sous-marine ou son transfert au FLNG,
– La fuite de gaz pendant le procédé de traitement, pouvant former un nuage gazeux inflammable,
– La rupture pendant le procédé de liquéfaction, avec le déversement de liquides cryogéniques ou d'autres substances (réfrigérants) facilement inflammables,
– La rupture au niveau des réservoirs de stockage de LNG, due aux effets de ballottement ou à des pro-blèmes d'instabilité au sein du produit stocké résul-tant d'un phénomène de sur-pressurisation,
– La nature cryogénique du LNG pouvant représenter, en cas de fuite, un fort danger pour l'équipage (contact prolongé sur la peau humaine) et pour les infrastructures et équipements (nécessitant d'ailleurs des protections spécifiques),
– La structure même du FLNG, avec le transfert d'efforts relativement importants depuis le pont du navire vers sa coque, pouvant induire de l'instabilité structurelle (flambement), et avec le phénomène de fatigue, pouvant provoquer sur le long terme la rupture de structures. L'agencement des différentes unités dans un espace confiné a également son importance, pouvant mener à l'aggravation d'incidents ponctuels par effet domino,
– Le transfert du LNG vers les méthaniers, avec de forts risques de rupture ou de collision lors du con-tact – le « Tandem transfert » étant considéré comme plus sûr.

De nombreuses mesures de prévention existent afin de minimiser les risques d'incidents potentiels, même mineurs. A l'image des FPSO, l'idée est ici de mettre en place un système de contrôle optimal alliant sûreté et sécurité, afin de détecter les éventuelles anomalies et d'intervenir rapidement et efficacement – la priorité étant bien évidemment accordée à la protection des intervenants du FLNG. Parmi ces mesures préventives figurent :
– Des systèmes efficaces de détection de feu et de fuite de gaz, munis d'équipements d'intervention adaptés – ceci à toutes les étapes du fonctionnement du FLNG,
– La mise en place de zones d'espacement et de voies d'évacuation dans l'ensemble du navire et la séparation spatiale des unités de traitement chimique à fort risque d'explosion,
– Éventuellement, le choix dans le procédé de liquéfaction utilisant des gaz inertes comme réfrigérants, diminuant ainsi les incidents potentiels mais également leur gravité,
– L'emplacement de l'hébergement du personnel dans une zone sécurisée, e.g. avec des murs de protection anti-incendies (« Blast walls »),
– Un système de contrôle du périmètre de navigation du FLNG, afin d'éviter d'éventuelles collisions.

La majorité des composants du LNG étant considérée comme propre et non-polluante, l'impact de son éventuel déversement dans l'eau de mer représente peu de danger vis-à-vis de l'environnement marin – mis à part éventuellement l'effet local sur son habitat. Les risques sont plutôt liés à la formation d'un nuage gazeux à fort potentiel d'explosion, suite à la vaporisation du LNG dans l'eau de mer, à la propagation de gaz toxiques sur un périmètre étendu, et à la pollution locale de l'eau de mer due à certaines substances utilisées dans le FLNG (e.g. aluminium, mercure et autres métaux).

Projets concrets :

A ce jour, faisant suite à de nombreuses études de faisabilité, deux projets de construction de FLNG sont en cours de réalisation :
– Shell Prelude FLNG (*) : il serait opérationnel pour 2016, à environ 200 km des côtes nord-ouest de l'Australie, avec une capacité de production de LNG de 3,6 millions de tonnes/an (« mtpa ») – pour une production totale de 5,3 mtpa – sur une profondeur d'extraction de 250 m environ. Ce serait la plus grande structure offshore jamais construite, possédant des dimensions très imposantes : 488 m de long et 74 m de large. Ce FLNG serait par ailleurs conçu pour faire face à des conditions en mer extrêmes (cyclones de catégorie 5).
– Petronas FLNG (*) : prévu pour fin 2015, à environ 180 km au large des côtes nord-ouest de la Malaisie, il aurait une capacité de production de LNG d'environ 1,2 mtpa et serait doté des caractéristiques suivantes : 365 m de long et 60 m de large.

(*) Informations à confirmer par la suite.

Conclusion :

Les FLNG offrent une alternative économiquement plus qu'intéressante comparée aux dispositifs actuels d'exploitation du GN en mer, et permettent en outre d'atteindre des gisements sinon difficiles d'accès, majoritairement en eaux profondes (i.e. de profondeurs a priori supérieures à 150 m). L'autre avantage qu'offre cette nouvelle technologie est celui de pouvoir changer de site – moyennant quelques modifications – lorsque le gisement exploité arrive à épuisement.

Nous pouvons aujourd'hui classer les FLNG en deux grandes catégories :
– Ceux à capacité moyenne de production, ayant des dimensions proches de leurs homologues FPSO, permettant de produire de 1,5 à 3 mtpa et ayant une capacité de stockage de 210 000 m3 environ,
– Ceux à grande capacité de production, avec des dimensions très importantes, permettant de produire de 3 à 5 mtpa et ayant une capacité de stockage de 330 000 m3 environ.

Parallèlement aux deux projets de construction cités plus haut, de nombreux autres projets d'études en amont (« Front-End Engineering Design ») de FLNG ont récemment vu le jour et vont probablement donner lieu à l'essor de cette nouvelle technologie en mer, marquant une avancée du domaine de l'Offshore.

Retrouvez également cet article dans le Flash n°42.

Les coulisses de la géopolitique gazière mondiale - Le rôle de l'Union Internationale du Gaz - Conférence du 6/11/2014

Centrale Énergies — 2014-11-06T21:00:00Z

Par Georges Liens, Directeur Général Adjoint de STORENGY, Groupe GDF SUEZ, et Président du Comité de Coordination de l'Union Internationale du Gaz

La crise entre l'Ukraine et la Russie a montré l'importance de la géopolitique dans le domaine du gaz. L'interdépendance entre les pays producteurs, consommateurs et de transit y est en effet beaucoup plus forte que dans le pétrole, notamment en raison de la prépondérance du transport du gaz par pipes sur de très longues distances. Face à la hausse constante de la production de gaz depuis 40 ans, comment ces questions géopolitiques impactent les échanges mondiaux de gaz ? Quel est l'effet à l'échelle mondiale de la crise russo-ukrainienne ? Comment le besoin grandissant en gaz de l'Asie bouleverse les équilibres actuels ?

Afin de porter les échanges entre toutes les parties prenantes, une association à but non lucratif, l'Union Internationale du Gaz, a été créée en 1931, et est aujourd'hui présidée par la France. Devant les nouveaux enjeux de l'industrie gazière, quelle est la place et l'influence de cette organisation regroupant 84 pays et plus de 40 compagnies gazières internationales ?

Georges Liens nous a apporté des éclaircissements sur toutes ces questions.

Les diapos utilisées par le conférencier sont disponibles ci-dessous.
La vidéo est ici et l'est aussi ici avec les diapos en vis à vis (lecture facilitée).

Des Smart Grids aux Smart Networks : vers une coopération des réseaux collectifs - Conférence du 19/12/2013

Centrale Énergies — 2013-12-19T21:05:00Z

Par Roch Drozdowski - Chef de mission Smart Grids, Pôle Stratégie, GrDF ;
Pilote du Groupe de Travail « Stockage de l'énergie et hydrogène » auprès de la Région Nord-Pas-de-Calais dans le cadre du projet de Troisième Révolution Industrielle piloté par Jeremy RIFKIN

Le Smart Grid est un ensemble formé d'un réseau d'énergie proprement dit et des technologies de l'information et de télécommunication associées. Visible à de multiples niveaux des systèmes gaziers et électriques, le rapprochement progressif de ces secteurs traditionnellement distincts ouvre la voie à une gestion avancée de moyens de production et de stockage d'énergie distribuée et renouvelable, ainsi que des consommations.

Au cours de notre rencontre, nous sommes revenus sur les moteurs de cette évolution et les innovations qui la soutiennent dans le domaine du gaz. Ce mouvement de modernisation des technologies et des procédés se met au service d'objectifs qui ont servi de structure à notre exposé :

1. Une intégration croissante de gaz vert dans les consommations

2. Une efficacité croissante du réseau de distribution de gaz

3. L'intégration de technologies intelligentes plus efficaces

4. Une intégration croissante d'électricité verte dans les consommations

5. Une meilleure maîtrise de la demande en énergie

La territorialisation de la problématique énergétique - liée notamment au développement des énergies renouvelables et à l'accroissement des productions locales – a été abordée par le biais d'un retour sur le déroulement de la mission confiée à Jeremy RIFKIN en Nord-Pas-de-Calais pour produire un Master Plan régional rendu public en octobre 2013.

Les diapos de la conférence sont disponibles dans le Forum sur cette page pour les membres de Centrale-Energies. (Pour s'inscrire, utiliser ce formulaire en ligne)