NV19-08-2013 - Ministère de l`Energie, des Mines, de l`Eau et de l

Direction de l’Observation et de la Programmation
NOTE DE VEILLE
DU SECTEUR ENERGETIQUE ET MINIER
(Informations du 19 août 2013)
Pétrole offshore – Mer du Nord
ENERGIE
La transition énergétique via le gaz naturel : Comment la gérer ?
(Source FeedDemon)
Le XXIème siècle est confronté à un défi énergétique sans précédent. En effet, la demande
mondiale énergétique, en particulier dans le domaine des transports, croît de façon massive et
inéluctable. Alors que les ressources en pétrole et en gaz, matières premières non renouvelables, ne pourront y répondre indéfiniment. Parallèlement, la question du changement climatique se pose de façon de plus en plus urgente. Dès lors, comment garantir un avenir énergétique durable ? Comment assurer la pérennisation de notre approvisionnement en énergie tout
en limitant les émissions de gaz à effet de serre ? En préparant l’avenir et en s’engageant dans
la transition énergétique. Il s’agit de mettre en place les conditions d’une mutation progressive
et équilibrée, fondée sur le développement d’un bouquet d’énergies diversifiées répondant aux
contraintes environnementales.
Comment préserver les équilibres environnementaux ?
Dans un monde qui devrait compter 9 milliards d’individus en 2050, soit une augmentation de 50% de
la population, avec une croissance estimée de 50% de la consommation d’énergie par habitant, il est
urgent de changer nos modes de consommation au risque d’entraîner l’épuisement des ressources
naturelles avec des impacts irrémédiables sur l’environnement.
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La réponse est dans le choix d’énergies peu ou non émettrices de gaz à effet de serre – gaz naturel,
énergies renouvelables et nucléaire – et la réduction de la consommation d’énergie par le biais de
services de plus en plus innovants et performants.
L’efficacité énergétique représente un enjeu majeur d’amélioration des émissions de CO2 comme le
démontrent, en Europe, les différentes obligations définies en 2012 et appelant à une baisse de 20%
de la consommation énergétique à travers notamment la rénovation, chaque année, de 3% des bâtiments publics, ou le développement de la cogénération de chaleur et d’électricité.
En attendant l’émergence de nouveaux substituts, on peut puiser dans les ressources conventionnelles en ayant recours à la transformation en gaz naturel comprimé pour véhicules (CNGV), cette
transition pourrait s’opérer via le gaz naturel, les carburants synthétiques et la combinaison de plusieurs sources d’énergie dont peut être l’hydrogène.
Propriétés du carburant
Les moteurs utilisant des carburants gazeux ne diffèrent guère de ceux qui fonctionnent avec des
carburants classiques. Les adaptations se situent essentiellement au niveau du réservoir, de
l’alimentation et de l’injection de carburant. En l’occurrence, il ne s’agit plus de stocker et de déplacer
un liquide, mais un gaz à haute pression (généralement comprise entre 200 et 250 bars).
Il existe plusieurs carburants gazeux. Il s’agit d’hydrocarbures très légers, distribués sous forme comprimée ou liquéfiée. Le gaz naturel pour véhicules (GNV) comporte essentiellement du méthane
(CH4), avec des traces d’éthane (C2H6), de propane (C3H8) et de butane (C4H10). La molécule de
méthane est la plus petite parmi les molécules d’hydrocarbure, et la moins "carbonée".
Pour la même quantité d’énergie délivrée lors de la combustion, le gaz naturel émet environ 25 % de
CO2 de moins que le gazole ou l’essence. Il ne dégage pas de particules. Il doit cependant être comprimé à 200 bars pour compenser sa faible densité. Les réservoirs de CNG "gaz naturel comprimé"
pèsent donc relativement lourd et leur taille limite l’autonomie des véhicules. La liquéfaction à très
basse température, très utilisée dans l’industrie, ne convient pas au transport routier. De par son bilan
environnemental favorable, le CNG gagne du terrain dans les flottilles de bus, véhicules urbains acceptant un réservoir lourd et ne nécessitant pas une grande autonomie.
Utilisé depuis de nombreuses années, le gaz de pétrole liquéfié (GPL) est un mélange
d’hydrocarbures légers stocké à l’état liquide, et issu du raffinage du pétrole pour 40 % et du traitement du gaz naturel pour 60 %. Les hydrocarbures constituant le GPL, dans son appellation officielle,
sont essentiellement le propane et le butane ; le mélange peut contenir jusqu’à 0,5 % d’autres hydrocarbures légers tels que le butadiène. Le GPL était autrefois considéré comme un résidu de
l’extraction du pétrole et directement brûlé au sommet de torchères. Il est désormais récupéré par
distillation, les fractions les plus nobles et le reste servent généralement de carburant, mais pour des
appareils différents, le GPL-c (GPL-carburant), utilisé comme carburant pour véhicules, est un mélange à 50% de butane et de propane.
Pour la même quantité d’énergie délivrée lors de la combustion, le gaz naturel émet environ 25 % de
CO2 de moins que le gazole ou l’essence. Il ne dégage pas de particules. Il doit cependant être comprimé à 200 bars pour compenser sa faible densité. Les réservoirs de CNG "gaz naturel comprimé"
pèsent donc relativement lourd et leur taille limite l’autonomie des véhicules. La liquéfaction à très
basse température, très utilisée dans l’industrie, ne convient pas au transport routier. De par son bilan
environnemental favorable, le CNG gagne du terrain dans les flottilles de bus, véhicules urbains acceptant un réservoir lourd et ne nécessitant pas une grande autonomie.
Les carburants synthétiques GTL et CTL sont des hydrocarbures liquides de synthèse obtenus à partir
de gaz naturel GTL (Gaz-to-liquid) ou de charbon CTL (Coal to Liquid). Ils sont obtenus par un procédé breveté en 1923 par les chimistes allemands Franz Fischer et Hans Tropsch. Il consiste à obtenir
un mélange de monoxyde de carbone (CO) et hydrogène (H2), appelé "syngaz", en soumettant du
charbon, du gaz naturel ou de la biomasse à l’action de la vapeur d’eau à haute température, Ces
trois procédés reposent sur la même chaîne réactionnelle sur l’exemple du gaz naturel.
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En présence d’un catalyseur métallique, on obtient ensuite des hydrocarbures liquides (méthanol,
essence, gazole, kérosène, produits pour la pétrochimie, etc.) et de l’eau. Les carburants ainsi fabriqués sont plus purs que les dérivés du pétrole.
Pour le GTL et le CTL se pose la problématique des émissions de CO2 qui sont supérieures à celles
des filières traditionnelles. Leur rentabilité exige des prix pétroliers durablement supérieurs à ceux du
charbon et du gaz, ce que rien ne saurait garantir.
La solution du transport d’hydrogène mélangé au méthane
De création plus récente, l’Hythane est un mélange de gaz naturel et d’hydrogène, distribuable par les
mêmes réseaux et utilisable par les mêmes véhicules que le gaz naturel. L’ajout d’hydrogène facilite
la combustion et diminue notablement encore le dégagement de NOx. Le véhicule émet environ 10 %
de moins de CO2 que s’il roulait au gaz naturel pur. Outre ses qualités propres, l’Hythane est surtout
considéré comme une étape nécessaire pour introduire l’hydrogène dans le marché du transport. Il
familiarise également le grand public avec l’hydrogène puisqu’on peut utiliser l’Hythane pour le chauffage domestique ou la cuisson. Les essais de bus à l’Hythane se multiplient, d’abord en Amérique du
Nord (Montréal, Las Vegas, Palm Springs) puis un peu partout dans le monde. L’Inde a récemment
installé une première station à New Delhi.
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Cela a pour effet d’augmenter le rendement et de réduire les émissions polluantes notamment les gaz
NOX, CO, HC ... Tout d’abord, en introduisant de l’hydrogène dans le gaz naturel, celui-ci brûle mieux.
Les performances du moteur s’en trouvent donc améliorées. Le dopage en hydrogène permet aussi
de réduire la consommation de gaz. Les moteurs de cogénération fonctionnent en mélange pauvre,
c’est-à-dire avec davantage d’air que de gaz. En ajoutant de l’hydrogène, on abaisse encore la proportion de gaz nécessaire à l’allumage du mélange.
La mise au point de ce carburant est, depuis plusieurs années, un objectif des chercheurs algériens.
Le mélange hydrogène solaire - gaz naturel (HCNG) présente de nombreux avantages. Il est pratiquement la "seule passerelle technologique" permettant d’introduire l’hydrogène commercialement et
à brève échéance dans le pool des carburants. La première expérience d’utilisation du
GNC/Carburant a été lancée par Naftal et Sonatrach vers la fin des années 80. Le carburant hybride
génère des "émissions de polluants locaux extrêmement faibles, inférieures de moitié à celles du
GNC". Il permet aussi "au moteur de fonctionner dans des zones de combustion très pauvres et améliore le rendement de la combustion par rapport au GNC". Selon une étude faite par l’équipe de recherche et de pilotage du projet HCNG du CDER, l’utilisation de ce carburant "induit une réduction
des émissions de CO2 par rapport au GNC, si l’hydrogène mélangé au gaz naturel est d’origine renouvelable". Le projet est présenté alors comme une "solution de transition réaliste" au plan économique et technique dans le secteur des transports.
L’Hythane est une phase transitoire pour l’introduction de l’hydrogène comme carburant dans les moteurs à combustion interne. Dans les années à venir l’ajout d’installations de production et de stockage de l’hydrogène aux installations du GNV déjà existantes est une solution très facilement réalisable
et semble être la solution la plus appropriée pour l’utilisation de l’hydrogène à court terme en Algérie.
PETROLE
L'Egypte pousse à la hausse le pétrole en Asie
(Source FeedDemon)
Les cours du pétrole étaient en légère hausse lundi matin en Asie, soutenus par les craintes de
perturbations des approvisionnements de brut en raison des violences en Egypte. Lors des
échanges matinaux, le baril de "light sweet crude" (WTI) pour livraison en septembre gagnait 4
cents à 107,50 USD, tandis que le Brent de la mer du Nord à échéance octobre prenait lui aussi
4 cents à 110,44 USD.
"Les cours restent soutenus par la situation en Egypte, avec des craintes que cela pourrait s'étendre
à tout le Proche-Orient", a déclaré Desmond Chua, analyste chez CMC Markets à Singapour. "Il y a
également des inquiétudes sur le passage des (barils de pétrole) à travers le Canal de Suez", a-t-il
ajouté. L'Egypte n'est pas un gros producteur de pétrole mais elle abrite le canal de Suez, par lequel
passent quelque 2,5 millions de barils chaque jour, soit 8% de la production du cartel de l'Opep et
2,7% de la production mondiale.
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Les opérateurs craignent que les violences en Egypte perturbent le passage de ces millions de barils,
qui voyagent ainsi entre l'Europe et l'Asie sans avoir à passer au large de l'Afrique. Après des violences qui ont fait près de 800 morts en cinq jours, 36 détenus islamistes sont morts dimanche asphyxiés par du gaz lacrymogène pendant une tentative d'évasion selon la police égyptienne. Les partisans du président Mohamed Morsi déposé par l'armée ont annulé des manifestations au Caire par
"sécurité".
Le marché pétrolier attend par ailleurs la publication mercredi des minutes de la Réserve fédérale
américaine, pour sa réunion de juillet, les opérateurs espérant y découvrir des indications sur le calendrier et l'intensité de son programme de retrait progressif des mesures de soutien à l'économie
américaine, a ajouté Desmond Chua. Vendredi, le baril de "light sweet crude" (WTI) pour livraison en
septembre avait gagné 13 cents à 107,46 dollars sur le New York Mercantile Exchange (Nymex). A
Londres, le baril de Brent de la mer du Nord pour livraison en octobre avait pris 83 cents à 110,40
dollars.
ENERGIES SPECIAL AFRIQUE
Encore 600 millions d’euros d’investissements dans le réseau électrique du Maroc d’ici à 2016
(Source FeedDemon)
Le plan de renforcement et de développement électrique sur 2012-2016 prévoit encore plus de
600 millions d'euros d'investissement. L'Office national de l'électricité (ONEE) vient d'en dépenser 250 en 6 mois.
Alors que la production domestique d'électricité a progressé de 8,6 % en 2012, à 26 milliards de KWH,
l'Office National de l'Electricité et de l'Eau Potable (ONEE) du Maroc poursuit l’extension du réseau
Haute et Très Haute Tension via un important programme d'investissement pour le développement et
le renforcement des infrastructures. Il s’agit d’abord d'accompagner la croissance de la consommation
électrique du pays (6 à 8% par an) et d'améliorer les performances technique et économique du système électrique.
Autre objectif : accueillir des capacités électriques additionnelles (Jorf...), notamment renouvelables
(éolien et solaire avec les projets Nareva, edf...) et aussi raccorder au réseau de nouveaux centres de
distribution et clients industriels.
Enfin à cela s'ajoute le renforcement des interconnexions avec les pays voisins pour "participer à
l'intégration régionale des réseaux", selon l'ONEE et aussi pouvoir continuer à importer depuis
l'Espagne essentiellement.
Ce programme, d'un montant global estimé à 9 milliards de dirhams (850 millions d’euros) s’étend sur
la période 2012-2016.
Il prévoit le développement du réseau 400 kV et son extension vers le sud, Agadir, Tan Tan et
Laâyoune, à travers la réalisation de 2 800 km de lignes 400 kV et près de 6 150 MVA de puissance
de transformation 400/225 kV.
Par ailleurs, est programmé l'extension et le renforcement du réseau 225 KV avec la construction de
2600 km de nouvelle lignes, et près de 5 030 MVA de puissance de transformation 225/60 kV et
225/22 kV.
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Dans le cadre de ce vase programme, l'ONEE a déjà mis en service depuis début 2013 plusieurs ouvrages structurants. Le coût ? 2 milliards de dirhams environ entre décembre 2012 et fin mai 2013
consacré à différents projets, dont par exemple 800 km de ligne HT ou THT (voir détail encadré).
Selon l'ONEE, "ce programme se poursuit avec d'autres ouvrages stratégiques qui sont en cours de
réalisation et dont la mise en service est programmée à court ou moyen terme".
L'Office est par ailleurs confronté à de graves problèmes financiers en raison notamment des difficultés à faire supporter par ses clients ses coûts réels et aussi par ses déficits cumulés.
Fin mars, le gouvernement marocain lui a accordé une rallonge budgétaire de 500 millions de dirhams
puis une seconde d'un même montant début juillet pour lui permettre de régler ses fournisseurs car
ses délais de paiement, dans certains cas, s'étaient allongés au delà de 6 mois.
Le groupe a par ailleurs annoncé fin juillet l'extension, prévue de longue date de sa centrale thermique
à charbon à Jerada (au sud d'Oujda). Ce contrat a été attribué au groupe chinois SEPCO III, un concurrent des Alstom, GE ou Daewoo qui fait ainsi une première incursion au Maroc.
Le nouveau groupe thermique de Jerada de 318 MW triplera la capacité actuelle du site (165 MW).
La mise en service de ce projet est prévue fin 2016. Le coût, soit 270 millions d'euros, sera financé
principalement par des prêts de la banque chinoise du commerce extérieur Eximbank. De quoi aider
les fins de mois difficiles de l'ONEE.
La lutte contre la contrebande du carburant en Algérie engendre une
hausse des prix au Maroc
(Source FeedDemon)
L’étau semble se resserrer sur la contrebande du carburant après les dernières mesures prises
par les autorités algériennes. Alors que le ministre de l’Intérieur Dahou Ould Kablia parle d’une
baisse de trafic de 50 %, les villes de l’Oriental marocain ressentent les premières hausses de
carburants.
Le renforcement du dispositif de lutte contre la contrebande de carburant aux frontières algériennes a
provoqué une hausse « inopportune » des prix à la pompe dans l’Oriental marocain. C’est ce que
nous apprend le journal panarabe Al Charq Al Awsat. La hausse des prix du carburant a entrainé une
hausse des tarifs des transports. Selon le journal, les habitants des villes frontalières, à savoir Oujda,
Nador et El Houssaima épargnés jusque-là par la hausse des carburants, décidée par le gouvernement marocain il y a une année, l’ont fortement ressentie cette fois-ci.
Le carburant algérien est vendu dans l’Oriental marocain à raison de 3 à 4 Dirhams le litre alors que
son prix officiel au Royaume est de 8,4 Dirhams. Cette large marge bénéficiaire a induit une forte activité de la contrebande de part et d’autres de la frontière, pourtant fermée depuis 1994, engendrant
une asphyxie des sociétés pétrolières marocaines.
Le président du Groupement des pétroliers du Maroc (GPM), Adil Ziady, a récemment tiré la sonnette
d’alarme sur l’ampleur qu’a prise le phénomène de la contrebande au Maroc, menaçant l’activité des
sociétés pétrolières marocaines au-delà des villes frontalières. Il estime les pertes pour certaines stations d’essence causées par ce trafic à 30 et 40%. Les stations d’essences de l’Oriental marocain
semblent reprendre vie après les récentes mesures prises par le gouvernement algérien pour endiguer le phénomène de la contrebande, selon les médias locaux.
Le dispositif enclenché fin juillet avait commencé à porter ses fruits dès les premiers jours. La presse
locale marocaine relate des scènes de files d’attentes devant les stations d’essences à la veille de
l’Aid El Fitr. Une affluence sans précédent qui a entrainé l’épuisement des stocks de carburants en
quelques heures provoquant ainsi des pénuries.
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Baisse de 50 % du trafic de carburants aux frontières
Cette situation ne manquera pas d’apporter de l’eau au moulin du ministre de l’Intérieur algérien, Dahou Ould Kablia. Soulignant la détermination du gouvernement à combattre ce phénomène, Ould
Kablia fait état d’une baisse de 50 % du trafic du carburant aux frontières. Lors de sa visite à Jijel jeudi
dernier en compagnie du Premier ministre Abdelmalek Sellal, le ministre de l’Intérieur a indiqué que
cette baisse a été le fait des dernières mesures prises par le gouvernement.
Début juillet, le gouvernement avait instruit l’administration douanière ainsi que les services de sécurité de l’Etat « pour renforcer le contrôle dans les zones frontalières », concernées par ce fléau, par des
« actions coordonnées ».
Entre autres mesures gouvernementales, la saisie systématique de tous les véhicules dotés de cachettes aménagées pour carburant ou d’un double réservoir et le renforcement de la présence des
services de sécurité sur les points de vente. Des instructions ont également été données afin de limiter l’approvisionnement des véhicules à raison de 23 litres d’essence pour les voitures légères et de
145 litres de gasoil pour les véhicules poids lourds.
Ces mesures ont été prises, pour rappel, après les pénuries de carburants constatées dans les wilayas frontalières notamment à Tlemcen à l’ouest et El Tarf et Tébessa à l’est. Selon les derniers
chiffres officiels, l’Algérie a consommé en 2012 plus de 14 millions de tonnes de carburants dont plus
de 2,4 millions de tonnes importées pour 2,8 milliards de dollars. En 2013, la facture des importations
pourrait s’élever à 4 milliards de dollars avec le renforcement du parc automobile de 500.000 véhicules à fin 2012 et l’arrêt des raffineries pour maintenance. Près de 1.5 milliards de litres de carburant
traverse les frontières chaque année engendrant des pertes estimées à un milliard d’euros.
En Libye, des milices islamistes bloquent le pétrole
(Source FeedDemon)
Le ministre de l'Intérieur libyen a démissionné dimanche, ajoutant à l'impression d'un glissement accéléré du pays vers le chaos. Son départ survient au moment où le gouvernement
risque de voir le pétrole, seule ressource nationale, échapper à son contrôle.
La démission du ministre de l'Intérieur suit celles du ministre de la Défense et du chef d'état-major des
armées. Mohammed Khalifa al-Cheikh avait été nommé il y a moins de trois mois à l'Intérieur. Chargé
de remettre de l'ordre et de contrôler les milices armées, il reconnaît son échec. Selon son porteparole, Mohammed Khalifa al-Cheikh «regrette de ne pas avoir pu mener à bien les réformes nécessaires» et se plaint, selon un député, du «manque de soutien du premier ministre», Ali Zeidan.
Ce dernier s'est lui-même chargé d'illustrer la gravité de la situation. Dimanche, Ali Zeidan a promis de
bombarder «tout bateau qui s'approcherait des ports pétroliers libyens sans être lié par un contrat
avec la compagnie pétrolière». Le premier ministre accuse les gardes des ports de vouloir «exporter
le pétrole pour leur propre profit».
En conflit depuis plusieurs semaines avec le gouvernement, des groupes de gardes ferment régulièrement les terminaux à Brega, Zoueitina, Ras Lanouf et Sedra. Tous ces ports sont situés dans l'Est,
principale région pétrolière, qui fournit 80 % de la production nationale. Le résultat est d'ores et déjà
catastrophique. Le gouvernement libyen avait réussi à faire remonter la production à 1,5 million de
barils par jour, pas loin du niveau d'avant la révolution.
Aujourd'hui, celle-ci plafonne à 500.000 barils par jour ; elle est même descendue, fin juillet, à
330.000 barils par jour, selon l'AFP. La dissidence des milices chargées de garder les installations
n'étonne pas le spécialiste de la Libye Patrick Haimzadeh, ancien diplomate à Tripoli. «Dans l'Est, ces
groupes se sont constitués sur des bases claniques et idéologiques, dans la mouvance islamiste»,
explique-t-il. Avec la prise de distance de ces milices, l'Est s'éloigne un peu plus du pouvoir de Tripoli.
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Face à cette situation anarchique, la menace extravagante du premier ministre de tirer sur des bâtiments battant pavillon international n'est rien d'autre qu'un «aveu de faiblesse», estime Patrick
Haimzadeh.
Nigeria: Mart Resources fore UMU-11 pour confirmer les réservoirs
découverts à Umusadege
(Source FeedDemon)
Mart Resources Inc listée sur TSX a annoncé le 15 août le démarrage du forage, le 14 août, du
puits UMU-11 qui serait à une profondeur de 1100 pieds pour une galerie devant atteindre au
total 5000 pieds.
La compagnie canadienne très active dans le bassin du Delta du Niger, sud du Nigeria, compte se
faire, au travers le puits UMU-11, une vision plus précise du potentiel pétrolier du champ Umusadege.
Elle entend tester le potentiel des sables pétrolifères interceptés, ayant abouti à la conclusion de la
découverte des réservoirs d’huile prouvées dans les puits UMU-9 et UMU-10 précédemment forés.
Mart Resources, Inc est en joint-venture avec Midwestern Oil and Gas Company Plc, opérateur du
champ pétrolier Umusadege et détenant 70% des parts, et SunTrust Oil Company Ltd (30%).
L’industrie nucléaire russe promet la création de 15 000 emplois en
Afrique du Sud
(Source FeedDemon)
Dans la continuité de l’engagement du président Poutine (photo) d’accompagner la structuration d’une puissante industrie nucléaire sud-africaine, l’entreprise d’Etat Rosatom promet la
création de plus de 15 000 postes de travail sur 20 ans.
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« La mise en œuvre du programme de développement de la production nucléaire d'Afrique du Sud
avec Rosatom permettrait de créer 15 000 emplois supplémentaires dans la construction, l'entretien et
l'exploitation des nouvelles unités, ainsi que plusieurs milliers d'emplois dans les industries connexes
» a précisé la semaine dernière Boris Arseev, vice-président de JSC Rusatom Overseas, filiale de
Rosatom.
Ce programme de coopération proposée par la Russie à Afrique du Sud concernerait la construction
de 6 réacteurs nucléaires totalisant 9600 MW. Selon l’industriel russe « 15 milliards $ de revenus supplémentaires pourraient être générés pour les firmes sud-africaines associées au projet ainsi que 3,5
milliards $ de revenus fiscaux pour l’Etat. »
ENERGIES SPECIAL ETATS UNIS
US gas prices could rise this fall on higher power sector demand: report
(Source FeedDemon)
The recapture of power generation demand from coal and expectations for an early start to the
US heating season could prompt a pre-winter rally for natural gas prices by October, BNP Paribas said Friday.
Much of the year-to-date increase in gas prices was erased as summer temperatures trended normal
to below-normal in key US consuming regions this year, leading to prices below $3.50/MMBtu. But the
lower prices have again made gas attractive to utility buyers, BNPP analyst Teri Viswanath said.
"Increasingly favorable fuel economics will encourage heavier utilization of natural gas combined-cycle
plants in key regions of the country, ultimately leading electric power demand higher before year-end,"
she said. That improvement "will likely occur just as the market begins to look ahead to rising heating
demand," she added.
Viswanath predicts coal-to-gas switching will reverse by November, and that demand from the power
generation sector will rise by nearly 500,000 Mcf/d in 2014. Those gains will likely first happen in areas
that saw the least switching to coal over the long term, such as the West, Northeast and Southeast.
In addition, long-range forecasts indicate the possibility of a more normal start to winter in the fourth
quarter, compared with a very warm start to the last two winters, she said.
As a result, Viswanath predicts gas prices will begin to break above $3.25/MMBtu to $3.50/MMBtu
range in the second half of September.
But she cautioned that between now and then, "we see short-term price weakness emerging as waning air-conditioning demand leads to stout weekly injections into gas storage."
The analyst reiterated her view that 2013 power demand losses have been an "outlier," citing weak
load, fuel-switching and a wave of new wind generation.
"We note that the massive buildout of natural gas-fired generation in the past decade coupled with the
recent availability of low-cost gas has nearly guaranteed an uninterrupted string of annual utility demand gains since 1998," Viswanath wrote.
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Shale Grab in U.S. Stalls as Falling Values Repel Buyers
(Source FeedDemon)
Oil companies are hitting the brakes on a U.S. shale land grab that produced an abundance of
cheap natural gas -- and troubles for the industry.
The spending slowdown by international companies including BHP Billiton Ltd. (BHP) and Royal Dutch
Shell Plc (RDSA) comes amid a series of write-downs of oil and gas shale assets, caused by plunging
prices and disappointing wells. The companies are turning instead to developing current projects,
unable to justify buying more property while fields bought during the 2009-2012 flurry remain below
their purchase price, according to analysts.
The deal-making slump, which may last for years, threatens to slow oil and gas production growth as
companies that built up debt during the rush for shale acreage can’t depend on asset sales to fund
drilling programs. The decline has pushed acquisitions of North American energy assets in the firsthalf of the year to the lowest since 2004.
“Their appetite has slowed,” said Stephen Trauber, Citigroup Inc.’s vice chairman and global head of
energy investment banking, who specializes in large oil and gas acquisitions. “It hasn’t stopped, but it
has slowed.”
North American oil and gas deals, including shale assets, plunged 52 percent to $26 billion in the first
six months from $54 billion in the year-ago period, according to data compiled by Bloomberg. During
the drilling frenzy of 2009 through 2012, energy companies spent more than $461 billion buying North
American oil and gas properties, the data show.
Lost Ranking
Prior to this year, oil and gas transactions ranked among the top two in total deal values every year
since 2005, except 2008 when they were fourth. So far this year, oil and gas isn’t among the top five.
The land grab began more than a decade ago when improved drilling methods and a process called
hydraulic fracturing, which cracks rock deep underground to release oil and natural gas, opened up
new production in previously untappable shale fields.
The rush accelerated in 2004 as more shale fields in North Dakota, Pennsylvania and Ohio were identified, opening new troves of petroleum and the prospect of energy independence in North America.
As overseas buyers moved in, booming production soon led to oversupplies, and gas prices plunged
to a 10-year low in 2012, forcing companies to write-down the value of some of their assets. Companies were also hurt when some fields thought to be rich in oil proved to contain less than anticipated.
Write Downs
That shortfall caused Shell to write down the value of its North American holdings by more than $2
billion last quarter. Shell, based in The Hague, paid $6.7 billion for North American energy assets in
seven transactions since 2009, according to data compiled by Bloomberg.
The company told investors this month that it expects its North American oil and gas exploration to
remain unprofitable until at least next year. “The major acreage deals are behind us now,” Shell Chief
Executive Officer Peter Voser said in a conference call with analysts.
BHP said it would cut the value of its Arkansas shale assets by $2.8 billion. During a May 14 conference presentation, CEO Andrew Mackenzie said capital and exploration spending will “decline significantly” to around $18 billion in 2014, and continue to fall after that.
As companies reassess holdings, they’ve begun curtailing drilling in some fields, selling off lackluster
properties and redirecting investments to storage terminals and gas processing plants.
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Cash Shortfalls
Firms depending on asset sales to help finance drilling may not have enough money to pay for higher
oil and gas production, said Eric Nuttall, who oversees C$70 million ($68 million) at Sprott Asset Management LP in Toronto. That could slow output growth, especially as companies try to avoid taking
on more debt.
“A lot of companies have let leverage get out of hand,” he said, speaking about Canadian firms.
Those companies that have to sell assets will likely fetch lower prices, said Fadel Gheit, an analyst at
Oppenheimer & Co. Inc. in New York. Producers with the highest debt levels that need cash to fund
development, such as Chesapeake Energy Corp. (CHK), of Oklahoma City, are most at risk of having
to accept lower offers from buyers, Gheit said in a phone interview.
“People do not sell unless they really need the money to invest in better options,” he said.
Chesapeake Sale
In one of only three oil and gas deals valued at more than $1 billion this year, according to data compiled by Bloomberg, Chesapeake sold 50 percent of its oilfield in the Mississippi Lime formation for
$1.02 billion to China Petrochemical Corp. in February.
Jim Gipson, a spokesman for Chesapeake, declined to comment.
International buyers that branched into North America in recent years don’t need to buy anything else - for now, said Toshi Yoshida, a partner with law firm Mayer Brown LLP, which advises on crossborder oil and gas deals. A lot of them achieved their primary goals of obtaining a supply of long-term,
dollar-denominated commodities and the technology needed to turn shale into energy, Yoshida said.
“They will stay here for a long period of time,” Yoshida said. “They will make additional acquisitions
when the time is right.”
EIA publishes state fact sheets on residential energy consumption
and characteristics
(Source FeedDemon)
EIA has recently published state fact sheets highlighting interesting aspects of residential
energy consumption and housing characteristics based on data released earlier this year in
EIA's Residential Energy Consumption Survey (RECS).
Source: U.S. Energy Information Administration, Residential Energy Consumption Survey
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The RECS gathers information through personal interviews with a nationwide sample of homes and
energy suppliers. The latest RECS (with data for 2009) includes detailed statistics on home energy
characteristics, average consumption and costs, and energy end uses, along with a detailed microdata
file for in-depth analysis.
The 2009 survey was the largest RECS to date, and the larger sample size allowed for the release of
data for 16 individual states. The state fact sheets show key energy statistics for each state, allowing
for state comparisons and benchmarks. For example, the average home in Massachusetts consumes
59% of its total energy for space heating, compared to 15% in Arizona and a national average of 41%.
ENERGIES SPECIAL AMERIQUE DU SUD
Equateur: le mouvement indigène demande une consultation sur Yasuni
(Source FeedDemon)
La principale organisation représentant les peuples indigènes d'Equateur a demandé vendredi
que soit organisée une consultation populaire sur la question de l'exploitation pétrolière d'une
réserve demandée jeudi par le président Rafael Correa.
"Ici on consulte tous les Equatoriens sur les corridas (en 2011, ndlr), pourquoi ne pas consulter sur ce
sujet qui est d'une importance énorme et qui mettra en danger la vie (des indigènes) isolés et de la
considérable biodiversité de la réserve?", a demandé à l'AFP Humberto Cholango, président de la
Confédération des nationalités indigènes de l'Equateur (Conaie).
Jeudi soir, Rafael Correa a demandé à l'Assemblée nationale (Parlement unicaméral) l'autorisation
d'exploiter le pétrole à Yasuni, une importante réserve écologique d'Amazonie, après avoir constaté
l'échec d'un appel de fonds international pour éviter l'extraction de réserves de 920 millions de barils
de pétrole, représentant 20% des réserves de l'Equateur, le plus petit pays membre de l'OPEP.
"Si le gouvernement veut lancer l'exploitation, qu'il ouvre une consultation populaire et que le peuple
soit celui qui décide, au lieu de la seule Assemblée nationale", a exhorté M. Cholango.
En 2007, M. Correa avait proposé à l'ONU de ne pas exploiter le bloc Ishpingo, Tambococha et Tiputini (ITT) en échange d'une compensation internationale de 3,6 milliards de dollars sur 12 ans à titre
de contribution pour la lutte contre le réchauffement climatique et pour éviter l'émission de 400 millions
de tonnes de CO2, responsables des gaz à effet de serre.
Mais ces dernières années l'Equateur n'a obtenu qu'à peine 13,3 millions de dollars, soit 0,37% des
fonds attendus, selon M. Correa.
Le bloc ITT est déjà exploité depuis plusieurs décennies à Yasuni, mais dans des zones non protégées. Les défenseurs de l'environnement et les organisations indigènes estiment que l'impact écologique s'y fait déjà suffisamment sentir.
Le Parc, limitrophe du Pérou, est une forêt tropicale humide qui a servi de refuge pour les animaux
durant l'ère glaciaire. Il recèle actuellement un dixième des espèces de la planète, en raison de sa
localisation entre l'Amazonie, les Andes et la ligne équatoriale, selon le centre de recherches de biodiversité Tiputini de l'Université San Francisco de Quito.
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La Constitution de l'Equateur permet la convocation d'un référendum par l'initiative citoyenne si elle
est soutenue par au moins 5% des quelque 11,4 millions d'électeurs équatoriens.
ConocoPhillips vend sa filiale à Trinité-et-Tobago pour 600 M USD
(Source FeedDemon)
Le groupe pétrolier américain ConocoPhillips a annoncé vendredi la vente de sa filiale à Trinité-et-Tobago à la société nationale gazière de ce pays NGC, pour 600 millions de dollars.
Cette opération va se traduire dans ses comptes par une recette après impôts de 290 millions de dollars, précise-t-il dans son communiqué.
"La vente de cet actif non stratégique représente un progrès supplémentaire dans le renforcement et
le recentrage de notre portefeuille", a commenté Don Wallette, vice-président exécutif du groupe.
ConocoPhillips avait annoncé début 2012 sa volonté de céder ses actifs non essentiels dans le
monde, dans le cadre d'une restructuration. La transaction annoncée vendredi porte le total à environ
14,1 milliards de dollars, a-t-il souligné.
Petrobras vend des actifs dans le Golfe du Mexique pour 2,1 milliards
de dollars
(Source FeedDemon)
La compagnie pétrolière brésilienne Petrobras a annoncé samedi la vente pour 2,1 milliards de
dollars (1,58 milliard d'euros) d'actifs dans le Golfe du Mexique dans le cadre de son plan de
désinvestissement visant à accroître ses ressources financières.
Petrobras va vendre 35% de sa participation dans le champ Parque das Conchas pour 1,540 milliard
de dollars. Celui-ci se trouve au large du littoral de l'Etat d' Espírito Santo, dans l'Est brésilien.
Ce champ offshore est détenu à 50% par la compagnie anglo-néerlandaise Shell. La cession doit être
approuvée par les autorités de la concurrence tout comme celle, également annoncée vendredi par
Petrobras, de l'usine pétrochimique Innova à Rio Grande do Sul (Sud).
Petrobras va également céder d'autres blocs d'exploitation dans le Golfe du Mexique.
"Ces opérations représentent un étape importante pour Petrobras dans le cadre de son programme
de désinvestissements", a indiqué dans un communiqué la compagnie publique brésilienne. Celuiporte sur environ 10 milliards de dollars. Plusieurs cessions avaient déjà été annoncées en juin pour
un montant de 1,5 milliard de dollars.
ENERGIES SPECIAL EURASIE
Moody's note pour la 1ère fois l'industrie nucléaire russe
(Source FeedDemon)
L’agence de cotation Moody’s vient d’attribuer la note Baa2 à Atomenergoprom, la compagnie
de Rosatom qui regroupe les industries du nucléaire civil russe, et confirme une perspective
stable.
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Ce 2 août 2013 et pour la première fois de son existence, Atomenergoprom, le holding du nucléaire
civil russe, s’est vue attribué par le Service Investissements de Moody’s une évaluation senior Baa2.
La perspective de l'évaluation est stable.
Selon l'agence, des facteurs majeurs ont influencé ces évaluations positives : le soutien fort et significatif apporté par l’Etat russe aux programmes de développement de son industrie nucléaire, l'importance stratégique d’Atomenergoprom pour l'économie russe et la solidité du modèle intégré choisi en
2007 pour restructurer le secteur. De l'extraction d'uranium à la production de combustible nucléaire,
en passant par la construction de centrales et la fourniture d'énergie électrique, la holding intervient
sur l’ensemble du cycle de production. C’est un atout majeur pour le leader nucléaire russe qui conforte ses positions sur les marchés internationaux.
S'ajoutant à une notation nationale Aaa.ru récemment assignée, Atomenergoprom avait aussi acquis
une notation de solvabilité d'émetteur BBB attribuée par Standard & Poor's, là aussi avec une perspective stable. «La deuxième réputation de solvabilité est le fruit d’un travail intensif pour accroître
l’efficacité et la transparence de l’industrie nucléaire civile russe» précise Nikolay Solomon, Directeur
général adjoint de Rosatom. Ces outils de réputations sont essentiels car, non seulement, ils contribuent à développer la confiance des investisseurs russes et étrangers mais ils permettent de diversifier les instruments de financement, ajoute l’opérateur russe.
ESPO pipeline under threat as floods in Russia's Far East: official
(Source FeedDemon)
The ESPO pipeline, which brings Russia's East Siberian crude to China and the Pacific port of
Kozmino, may be damaged if the water level in the Far Eastern Amur River rises above 7 meters, a regional official said Monday.
Currently, the water level in the area averaged 6.4 meters, the official said during a video conference
of Russia's emergency ministry broadcast live on Rossia 24 TV channel.
A spokesman for Transneft, Russia's oil pipeline operator, was unavailable for comments when contacted by Platts.
So far, ESPO shipments to Kozmino are in line with the loading schedule, a spokeswoman for the port
told Platts.
"Everything is going in line with the schedule, we are quite far away from the flooded areas," the
spokeswoman said.
Rosneft, which ships crude to China via the ESPO offshoot under long-term contracts, was unavailable for immediate comments.
In the Skovorodino area, where the ESPO offshoot to China starts, the water level has risen to 4.5
meters, the regional unit of the emergency ministry said Monday at 0400 GMT.
Russia's Far East has been hit by record flooding due to heavy rains that started in mid-July and Typhoon Utor, which came ashore the Pacific region last week.
Over the past few days, some areas in Russia's Far East received up to a month's worth of rain, the
country's meteorological service said Sunday in a statement.
Due to unstable weather conditions, the service is unable to say when the water level in the Amur
River may start decreasing, the statement said.
In late 2012, the export capacity of the Kozmino terminal doubled to 600,000 b/d as Russia launched
the second state of the ESPO pipeline.
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As a result, in the first half of 2013, ESPO crude shipments via Kozmino rose 39% to 10.6 million mt,
according to the port authority.
Russia's Rosneft ships ESPO crude to China via the 100-km Skovorodino offshoot with a capacity of
300,000 b/d.
Rosneft started ESPO supplies to China at a level of 15 million mt/year in January 2011 under a 20year contract.
Under a 25-year supply deal signed in June, Rosneft is gradually to double the supplies via the ESPO
offshoot to 30 million mt/year (600,000 b/d).
Gradual supply increases in line with the June agreement started in late July, Rosneft said at the time,
adding that until end-2013, the increase will total 800,000 mt.
Accord avec l'UE: Moscou met Kiev en garde
(Source FeedDemon)
La Russie a prévenu dimanche l'Ukraine qu'en cas de signature d'un accord d'association
«suicidaire» avec l'Union européenne, Moscou renforcerait les contrôles de marchandises
ukrainiennes à la frontière entre les deux pays, au coeur d'un conflit commercial à motivation
politique.
Le patronat ukrainien avait révélé mercredi que les biens ukrainiens rencontraient des difficultés à
entrer en Russie, et le chef du gouvernement ukrainien a lié ces perturbations au refus de Kiev d'intégrer l'Union douanière entre la Russie, le Kazakhstan et le Bélarus, dirigée par Moscou.
«Le fait est que les services de la douane russe ont pris des mesures préventives liées à la préparation d'un changement de règlementation des contrôles au cas où l'Ukraine signerait un accord d'association avec l'UE», a déclaré Sergueï Glaziev, conseiller du président russe Vladimir Poutine, cité par
l'agence Ria Novosti.
«Pour le moment, nous n'avons pas encore tiré de conclusions (...) mais par précaution, nous nous
préparons à renforcer les contrôles douaniers administratifs si l'Ukraine fait le pas suicidaire de signer
un accord d'association avec l'UE», a-t-il ajouté.
Le premier ministre russe, Dmitri Medvedev, et son homologue ukrainien, Nikolaï Azarov, ont convenu
lors d'un entretien téléphonique dimanche qu'il était «indispensable de régler de façon constructive»
les problèmes économico-commerciaux apparus ces derniers temps, selon un communiqué du gouvernement russe.
Les autorités russes nient avoir engagé «une guerre commerciale» pour des motifs politiques contre
le voisin ukrainien.
Mais le patronat ukrainien estime lui que les mesures prises par la douane russe reviennent à «suspendre de facto des exportations pour une durée indéterminée».
Moscou pousse depuis plusieurs années l'Ukraine à délaisser son orientation européenne pour se
tourner vers l'Est et intégrer l'Union douanière composée pour l'instant de la Russie, du Kazakhstan et
du Bélarus.
Mais l'Ukraine, une ex-république soviétique aux portes de l'Europe, est tiraillée depuis son indépendance en 1991 entre la Russie et l'Occident. Le président Viktor Ianoukovitch cherche depuis son
arrivée à la tête de l'État en 2010 à nouer des liens plus forts avec l'UE tout en tentant de rester en
bons termes avec la Russie.
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Les relations entre Kiev et l'UE se sont nettement dégradées depuis l'incarcération en 2011 de l'expremier ministre et opposante Ioulia Timochenko qui purge une peine de sept ans de prison pour abus
de pouvoir, condamnation dénoncée par l'UE qui soupçonne une persécution politique.
La signature d'un accord d'association entre l'UE et l'Ukraine est sans cesse repoussée en raison de
l'affaire Timochenko.
L'Ukraine a réduit ses importations de gaz russe au 1er semestre 2013
(Source FeedDemon)
Selon le Service d'État des statistiques de l'Ukraine, sur la période Janvier - Juin 2013, le pays
est parvenu à réduire ses importations de gaz de plus de 35% par rapport à la même période de
2012.
Ainsi, au cours des 6 premiers mois de 2013, l'Ukraine a importé 10,296 milliards de mètres cubes de
gaz pour un coût de 4,334 milliards de dollars, la majeure partie du gaz importé par le pays d'Europe
de l'Est provenant toujours de la Russie.
Selon le ministre ukrainien de l'énergie et de l'industrie du charbon, rien qu'en juin 2013, l'Ukraine a
réduit ses importations de gaz naturel à 0,917 milliard de mètres cubes pour un coût de 383,803 millions de dollars - soit près de la moitié de la quantité totale importée en juin 2012.
En août 2013, la société ukrainienne Naftogaz prévoit d'acheter environ 2 à 2,5 milliards de mètres
cubes de gaz au russe Gazprom. Le volume de gaz russe que le gouvernement ukrainien prévoit
d'acheter dans l'année en cours s'élève à 18 milliards de mètres cubes. Les importations de gaz totales de l'Ukraine atteindront 27,3 milliards de mètres cubes en 2013.
En 2012 l'Ukraine était parvenue à réduire ses importations de gaz de 26,5% - pour atteindre 32 milliards de mètres cubes, grâce à la stratégie du pays visant à améliorer son indépendance énergétique. En vue d'y parvenir, l'Ukraine développe des approvisionnements en gaz inversés depuis les
pays d'Europe de l'Ouest. Le volume annuel total de gaz qui sera livré via ces approvisionnements
inversés pourra dépasser les 30 milliards de mètres cubes. Cela ne permettra toutefois pas d'éliminer
les importations de gaz russe, mais pourrait stimuler l'obtention de prix appropriés, a déclaré en juillet
2013 Eduard Stavytskyi, le ministre ukrainien de l'énergie et de l'industrie du charbon.
Récemment, l'Ukraine a développé des voies d'approvisionnement inversé en gaz depuis la Hongrie,
la Pologne, la Slovaquie et la Roumanie. L'Ukraine a également commencé à acheter du gaz à l'Union
Européenne en novembre 2012. Le 15 mai dernier, le pays a commencé à importer du gaz depuis la
Slovaquie en mode de test. À présent, le gouvernement ukrainien prévoit de signer un contrat pour la
fourniture de 7 milliards de mètres cubes de gaz naturel par an via la Hongrie et la Slovaquie, réduisant ainsi ses importations depuis la Russie à 20 milliards de mètres cubes.
Par ailleurs, afin de sécuriser la consommation nationale de gaz ainsi que les transferts de gaz vers
l'Europe de l'Ouest durant la période hivernale, l'Ukraine a commencé à pomper du gaz dans ses
réserves souterraines mi-juillet 2013.
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ENERGIES SPECIAL ASIE OCEANIE
Korea - Gov’t to prioritize reducing power demand
(Source FeedDemon)
Energy ministry turns eye to technology-based power management solutions rather than additional power plant construction
To cope with the continued electricity shortage during peak seasons, the government will strengthen
policies for power demand control rather than expanding the power supply capacity by building more
power plants.
The Ministry of Trade, Industry and Energy announced on Sunday it would renovate the nation’s electricity management system by applying advanced information communication technology.
The core idea is to adopt technology-based energy management solutions, including the energy storage system, so that companies, the biggest power-consuming group, may generate or save energy
during night when electricity fees are low.
The saved energy may be used later during peak hours or sold to the Korea Power Exchange, according to ministry officials.
This is the first energy policy to be announced after a week when electricity demand peaked, raising
fears of a possible blackout.
“A fundamental shift of paradigm was needed as stopgap measures such as simple power-saving
campaigns are no longer sufficient,” said Energy Minister Yoon Sang-jick.
“These new ICT-based energy management systems will not only achieve an electricity supply and
demand balance but also create new investment and a 3.5 billion won ($3.1 billion) market by 2017.”
In order to encourage the use of the energy storage system, the ministry is to offer various financial
incentives, in particular, to small-and mid-sized firms that install the system, according to officials.
This is a non-binding measure but may become compulsory, should local industries fail to cooperate,
he added.
“The ESS will especially be effective, when combined with the renewable energy markets, such as
wind power,” the official explained.
“In order to maximize the effect of the ESS, we will widen the electricity fee gap between light duty
hours and peak hours,” the minister said, pledging to restructure the current fee system by October.
To monitor the energy situation in real-time, the government will also encourage the introduction of an
energy management system, focusing on high energy-consuming industries and public buildings.
In response to the government’s tech-based energy management calls, some conglomerates like
Samsung SDI have recently installed EMS and ESS facilities using their own budgets, with a capacity
to reduce 1 megawatt of electricity during peak hours.
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“Though details are yet to be discussed, the ministry’s vision of combining ICT with the nation’s power
management system was quite timely and appropriate,” said Moon Seung-il, professor of Electrical
Engineering at Seoul National University.
Concerns, however, existed on the related budget, as the ministry said it would amount to 100 billion
won over the next four years. In addition, the policy has no timeline as it is not binding.
Despite such limits in tech-based power demand control in the corporate sector, the government is
likely to stick to power demand control driven-polices rather than power supply expansion plans as it is
difficult to adjust a mix of the nation’s energy sources, composed of coal, nuclear power, natural gas
and renewable and other sources.
“As an alternative to nuclear energy, which takes one-third of the nation’s power generation, demand
for renewable energy sources for more electricity supply is rising, but the shift to renewable is not yet a
feasible option for Korea due to low cost efficiency and lack of land for renewable energy generation
facilities,” a MOTIE official said.
ENERGIES SPECIAL CHINE
China's shift may mean coal's days are numbered
(Source FeedDemon)
China's renewal of its carbon reduction targets, as well as reports that it is clamping down on
coal production, has led analysts to turn bearish on the outlook for coal, claiming that peak
demand for the fossil-fuel could be behind us.
Coal is used to generate 40 percent of the world's electricity, and its use has grown more than 50 percent in the past decade, according to the U.S. Energy Information Administration. But the fossil-fuel is
well-known for its detrimental environmental impact, causing air pollution and carbon dioxide emissions that are strongly linked to global warming.
China is responsible for 47 percent of global coal consumption—almost as much as the rest of the
world combined, according to the International Energy Agency, and became a net importer in 2009.
(Read More: Dodgy data may add $1 trillion to Chinese economy: Report)
However, the new political regime in China, and its focus on a more consumer-led economy could
bring change.
"The world has become addicted to China's demand for coal," Paolo Coghe, European power, coal
and carbon analyst at Societe Generale told CNBC. He warned that if the Chinese economy was slowing down, China could become a net exporter of coal, which would be very negative for prices.
"Peak coal demand could be happening now, but we will have to see what happens next year. The
effects will be seen in the next 3-5 years," Coghe said.
This July, China renewed its 2005 goal to cut its carbon usage by 40-45 percent by 2020. Meanwhile,
the U.S. government has signaled it will stop funding coal projects abroad as part of its foreign-aid
spending, and the World Bank and the European Investment Bank have done the same.
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"The window for thermal coal investment is closing," the commodities research team at Goldman
Sachs, headed by Christian Lelong, said in a note on July 24. The bank downgraded its price forecasts for thermal coal, which is primarily used to generate heat, to US$83 per ton in 2014 and US$85/t
in 2015, citing environmental regulations, competition from gas and renewable energy, and improvements in energy efficiency.
The August futures price of thermal coal at Australia's Newcastle port, a regional benchmark for Asia,
has fallen 17 percent this year, and closed near $78 a ton last week, its lowest in almost four years.
The price is now 43 percent below its post-2008 recession high of $139.05 a ton, struck in January
2011.
Coghe, whose price targets are similar Goldman Sachs's, said mines might cut production if coal
prices are hit.
"This could hurt Australia," he told CNBC, explaining that Australia had found economic success in
supplying coal to a rapidly expanding China, but should have restricted production and investment in
coal sooner.
He added that the "only hope" for Australia's coal industry was in exporting to India.
"The only hope would be India, they are a very large producer and consumer, but they are having
strong difficulties internally," he said.
Meanwhile, China may be moving more quickly towards its reduction targets than investors initially
believed. Earlier in August, Electric Light and Power magazine said Chinese authorities had canceled
the building of a coal-fired plant near Shenzen, due to strong public opposition over air pollution concerns. Greenpeace said this could potentially be a "watershed" moment, with spokesperson Aaron
Gray-Block telling CNBC that it was a clear example of how public outrage about air pollution was
affecting China's energy policy.
But naysayers remain convinced that coal will continue to play a vital role in China. Milton Catelin, the
CEO of the World Coal Association, told CNBC that it has been the major energy source in fueling
China's industrial development, raising over 660 million people out of poverty over the past three decades.
"The role of coal is compatible with meeting environmental challenges – such as the 2020 carbon target," Catelin told CNBC. "At a time when 1.3 billion people worldwide still don't have access to energy,
it's a little premature to start talking about demand for energy sources, including coal, 'peaking'. All
sources of energy will be needed to meet the huge energy poverty challenge we face."
ENERGIES SPECIAL JAPON
Energy imports, yen swell Japan trade deficit
(Source FeedDemon)
Japan's July trade deficit nearly doubles from last year on soaring energy imports, cheap yen.
Japan's trade deficit ballooned in July as the cost of imports surged because of a cheaper yen and
energy needs.
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The Finance Ministry reported Monday a trade deficit of 1.02 trillion yen ($10 billion) for July, almost
double a year earlier.
Exports jumped 12 percent while imports surged nearly 20 percent.
The dollar has risen in recent months, a plus for exports. But that also makes imports more expensive
when translated into yen.
All but two of Japan's 50 nuclear plants have been turned off for safety checks after the March 2011
Fukushima nuclear disaster sent three reactors into meltdowns. That has meant Japan has imported
much more oil and gas.
Japan, once known for giant trade surpluses, has posted trade deficits for 13 straight months.
The trade deficit was the biggest ever for the month of July since comparable records began in 1979,
the ministry said.
Weakening the yen is a key part of the Japan revival strategy of Prime Minister Shinzo Abe, who took
office last year. Japan's economy, the world's third largest, has stagnated for the better part of two
decades.
A weak currency is a boon for exports, and is lifting the earnings of some of Japan's best known companies such as Toyota Motor Corp.
Some analysts are questioning how long the momentum from a cheap yen will last without more fundamental reforms in Japan to counter a shrinking population and encourage competition and foreign
investment.
Japan's economy grew a slower-than-expected 2.6 percent last quarter. The country's public debt
surpassed the 1 quadrillion yen ($10.4 trillion) mark recently.
ENERGIES SPECIAL IRAN
L'Iran dit posséder 18.000 centrifugeuses
(Source FeedDemon)
L'Iran a installé 18.000 centrifugeuses servant à enrichir l'uranium, a déclaré aux médias iraniens le directeur sortant de l'Organisation iranienne de l'énergie atomique.
Fereydoun Abbasi-Davani, qui a été remplacé vendredi par l'ex-chef de la diplomatie Ali Akbar Salehi,
a indiqué que la République islamique avait 17.000 centrifugeuses IR-1 "de première génération",
dont 10.000 fonctionnent et 7.000 sont prêtes à démarrer leur activité, rapporte samedi l'agence Isna.
Dans un rapport publié en mai, l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA) indiquait que
l'Iran avait installé à cette date environ 16.600 machines IR-1.
Abbasi-Davani a déclaré qu'il y avait également 1.000 nouvelles centrifugeuses, plus sophistiquées,
prêtes à entamer leurs opérations, par allusion à des centrifugeuses IR-2m, qui permettront à l'Iran
d'enrichir l'uranium beaucoup plus vite que les IR-1. L'AIEA en dénombrait 689 dans son rapport de
mai.
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ENERGIES SPECIAL MOYEN ORIENT
Pétrole: Rosneft retenu pour un appel d'offres en Irak
(Source FeedDemon)
Le groupe pétrolier russe Rosneft a été choisi pour participer à l'appel d'offres pour le développement du champ de Nasiriya en Irak et la construction d'une raffinerie sur le site, a annoncé le ministère irakien du Pétrole.
Le français Maurel & Prom a également été retenu pour l'appel d'offres concernant la prospection et
l'extraction de pétrole, mais ne pourra pas participer à la construction de la raffinerie. Les indiens Essar et ONGC, ainsi que le groupe sud-coréen GS Engineering and Construction, se disputeront quant
à eux le droit de construire l'usine.
Rosneft est ainsi devenu le troisième groupe russe à être sélectionné pour l'appel d'offres après Lukoil
et Zaroubejneft, retenus en mars dernier. Le chinois CNPC, l'américain Brown Energy, l'indien Reliance Industries, le français Total et le japonais JGC & Tonen général participeront également à l'appel d'offres.
Les capacités du gisement de Nasiriya, situé à 320 km au sud de Bagdad, sont estimées à 586 millions de tonnes de pétrole. La future usine devra produire 14 M de tonnes par jour, ce qui en fera la
plus importante raffinerie du pays.
Saudi petrochem companies ‘attractively valued’: Al Rajhi
(Source FeedDemon)
It said product prices moved south toward pre-maintenance levels as companies restarted
operations. “We expect product prices to remain range bound during H2 2013 on account of
demand uncertainty.
However, we expect Saudi producers to perform better compared to global peers on the back of
feedstock cost advantage and strong fundamentals. We believe companies with broad product portfolio can weather the challenges better than pure-play producers,” Al Rajhi sad.
It further noted that “despite near term headwinds, petrochemical companies are attractively valued
compared to global peers as well as domestic sectors in Saudi Arabia such as retail.”
All in all, SABIC, Sipchem and SAFCO remain Al Rajhi’s top picks, while NIC was downgraded to
Neutral.
Petrochemical producers continued to face challenging environment as demand remained soft and
prices came under pressure post maintenance. During Q2, ethylene and propylene prices declined
18.2 percent and 5.3 percent q-o-q as downstream demand remained feeble. Ammonia and urea
prices came under pressure (-11.8 percent and -14.5 percent respectively) as adverse climatic conditions in the US and China resulted in a soft demand from the agriculture sector. TiO2 prices continued
the downtrend during the quarter (-4.6 percent q-o-q). Consequently, most of the companies reported
lower revenues than our and the consensus estimates.
The Saudi petrochemical sector has underperformed the broader TASI index over the last few quarters on account of demand weakness and volatile global macroeconomic situation.
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“We believe that further downside is limited as valuations seem attractive compared to global peers.
Moreover, Saudi producers have sound financial and operating fundamentals, and are treading the
growth path through downstream expansion, which we believe will boost the bottom line performance.
We expect the petrochemical sector to benefit if the broader market sentiment remains positive, as
valuations remain attractive compared to other domestic sectors. We downgrade NIC while reduce
target price for SAFCO. Weakness in TiO2 prices has hurt NIC’s performance in the past few quarters.
With no visible demand catalyst, we expect TiO2 prices to remain range bound in the next few quarters, which may create a drag on the company’s bottom line.”
Meanwhile, declining fertilizer prices impeded SAFCO’s top line growth in H1 2013. With no visible
increase in demand in the second half of the year, the target price for SAFCO was revised downward
to SAR175.1, while maintaining Overweight rating.
The report said SABIC remains one of its top picks on the back of strong fundamentals and diversified
product base.
“Also, we remain bullish on Sipchem as we believe commencement of Phase III and merger with SPC
will offer tailwinds. However, we remain Neutral on Yansab as it offers limited upside potential, despite
improved operating performance. We reaffirm Neutral rating on pure-play producers - APC and SPC
with marginally higher target prices.”
Moreover, petrochemical prices witnessed a moderate growth in Q1 as demand rose on the back of
turnaround activities. However, product prices came under pressure in Q2 as supplies increased following maintenance activities, while downstream demand remained feeble on account of muted industrial activities. “We expect petrochemical prices to move up marginally in Q3, as replenishment activities will support the prices, although major growth catalysts continue to elude us.”
The report noted further that subsidized feedstock to benefit Saudi producers. Revision of feedstock
prices was on the anvil in Saudi in the early 2013. However, low natural gas prices globally ($3.54.3/MMBtu during Q1 2013) acted as a deterrent, and as a result feedstock price revision was not
initiated. “We expect the feedstock supply to continue at the discounted rate ($0.75MMBtu) over the
near-term, which will put the Saudi petrochemical producers at a distinct advantage over their global
peers and lead to better margins. Ethylene and polyethylene soft demand in Q2 hurt prices ethylene
prices dropped to a low of $1,095/ton in mid-May from the high of $1,545/ton in January 2013 as supplies eased following the restart of key crackers following maintenance activities in the Middle East.
Additionally, planned and unplanned shutdowns at derivative plants in Asia softened ethylene demand. Ethylene demand remained weak in Europe, despite spring being the peak season for the region. As a result, ethylene prices declined 18.2 percent q-o-q.
“We see no major change in ethylene demand in Q3, except for restocking. Historically, ethylene
prices have had a high correlation with Brent and naphtha prices. Hence, we expect ethylene prices to
witness a sideways movement ($1,300-1,450/ton). Polyethylene (PE) prices were generally linked to
ethylene prices, the trend that was witnessed in the early months of 2013. However, PE prices remained relatively stable in Q2 (prices declined a moderate 2.6 percent q-o-q vs. 18.2 percent for ethylene)
as production cutbacks in Europe helped stabilize the supply-demand balance.”
China – which is a key PE market – is witnessing capacity expansion with around 1.45 mtpa capacities expected to come online in 2013, indicating over 12 percent increase in capacities as compared to
last year. With an increase in supply on the one hand and uncertain demand on the other, “we expect
PE prices to remain range bound over the near-term.”
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Demand for propylene, like other basic petrochemicals, remained weak and was reflected in the price
decline. Average propylene prices in Europe dropped 5.4 percent q-o-q to $1,335/ton on account of
softer-than-expected demand although it was supported by supply constraints resulting from planned
and unplanned shutdowns. A drop in naphtha prices, too, pushed the prices downward. In the US,
weak demand for propylene derivatives led to a drop in spot prices of the polymer grade propylene.
Prices were expected to remain range-bound ($1,300-1,450/ton) over the near-term on account of
stable inventory levels. Polypropylene (PP) prices strengthened in mid-Q2 on the back of production
cutbacks in Europe coupled with market sentiments that prices were at near bottom levels. Average
prices rose 3 percent q-o-q to US$1,425/ton in Q2.
“We expect downstream demand to remain weak in Q3, as the global economic slowdown will continue to weigh on industrial activities. However, we expect stock replenishment activities to revive demand in Q3 and expect PP prices to average around US$1,350-1,470/ton over the near-term.”
However, methanol prices to remain stable. Methanol prices declined by the end of Q2 on account of
low consumption for derivative production amid an uncertain economy; however, average quarterly
prices remained flat q-o-q at around $364/ton. China’s methanol imports declined 40 percent (m-o-m)
in June on the back of rising domestic production, while exports surged as sellers leveraged arbitrage
opportunities as prices were firm in Europe.
Demand remained weak in downstream industries (formaldehyde, acetic acid and dimethyl ether) and
“we expect it to stay that way over the near-term. However, we believe restocking will offer some support to prices. We expect methanol prices to remain stable and move in the range of US$360- 390/ton
in H2 2013,” Al Rajhi report said.
Besides, weak demand and high inventory soften MEG prices. The prolonged cold weather in Europe
triggered a lack of demand from the downstream sectors (such as PET bottles) in Q2, which hurt MEG
demand. In the coolant sector too, MEG demand remained poor. Meanwhile, subdued demand from
the polyester industry coupled with high inventory levels (960 ktpa in April 2013 vs. 730 ktpa a year
ago) in China exerted pressure on prices.
Average MEG prices dropped a sharp 12.1 percent q-o-q to $1,187/ton in Q2. Despite this, price moved upward in July on the back of industrial demand. “We expect the demand to remain stable over
the near-term and expect price to hover in the range of $1,300-1,400/ton over the near-term.
Benzene prices despite remaining firm in Q1, declined on an average to $1,287/ton (-6.4 percent q-oq) in Q2 as several styrene (a derivative of benzene) units underwent turnaround activities even as
maintenance programs of aromatic units offered little support in Q2. In China, weak downstream demand coupled with rising inventories exerted pressure on prices.
Moreover, demand for aromatic has witnessed a decline off late in Europe as several derivative units
struggled in view of the weak macroeconomic environment. However, with several derivative units
expected to be back in action following maintenance activities in Q3, benzene demand is seen to
move up marginally.
“We expect benzene prices to remain in the range of $1,200-1,280/ton for the remainder of 2013.”
Black Sea ammonia prices witnessed a sharp 11.8 percent decline (q-o-q) to $510/ton in Q2, as poor
demand for phosphates in the Indian market (for which ammonia is a feedstock) coupled with reduced
operating rates at various downstream facilities in Asia contributed to a fall in prices. Prices declined in
the US as unfavorable weather conditions hit demand from the agriculture sector.
“We expect ammonia prices to receive some support from the current agriculture season in Asia in H2,
and move in the range of $400-460/ton. However, with new plants coming online in the MENA region
in H2 2013 and early 2014, we expect ammonia prices to move southward over the medium-term. The
commencement of QAFCO units in early H2 2012 eased the urea supply scenario.”
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However, the adverse weather conditions in China and the US dampened the product demand in Q2,
which resulted in a decline in urea prices. Average urea prices for Q2 stood at $367/ton, down 27.4
percent y-o-y and 14.5 percent q-o-q.
The fall was more pronounced as downstream fertilizer producers continued to exercise caution and
delayed urea procurement to benefit from the falling prices. Urea prices were seen to be supported by
the current agriculture season in Asia in Q3, although weak global demand thereafter is expected to
create headwinds in Q3. Average urea prices were forecast to linger in the range of US$330- 360/ton
in H2 2013. Average TiO2 prices declined 4.6 percent q-o-q (26.4 percent y-o-y) to $3,935/ton in Q2,
as demand from downstream industries remained poor.
TiO2 – a pigment that has wide applications in paint, plastic, automotive industries among others –
over the past few quarters has been witnessing sluggish demand as grim economic conditions continued to hit industries. Many TiO2 producers are feeling the pressure of squeezing margins and had
demanded a price hike for Q2 deliveries; however, its weak downstream demand and high inventory
levels did not favor them. By Q2, several producers in Europe had inventory levels of around 80 days,
which was twice the normal and hence reduced utilization rates to around 70-75 percent of capacity.
In China, prices remained soft as addition of new capacities compelled producers to sell the stock at
competitive prices amid weak demand. Despite the pricing pressures, DuPont announced that it will
hike TiO2 prices globally in Q3. We believe TiO2 prices to remain range bound despite demand uncertainty, as we expect some support from the replenishment season.
Saudi Electricity's CEO Ali Al Barrak to resign
(Source FeedDemon)
Saudi Electricity Co, the Gulf's largest utility firm, will replace its long-serving chief executive
with a manager from state-owned oil giant Saudi Aramco who has called for efforts to make
power generation more efficient.
Ali bin Saleh Al-Barrak, who has served as CEO since October 2006, will resign effective next January
1 "upon his own request", the company said on Monday.
Under Barrak, Saudi Electricity aggressively expanded its generation capacity and capital spending to
meet surging domestic power demand. The company, which is majority state-owned, also developed
some independent power producer (IPP) projects involving the private sector.
The next CEO, Ziad bin Mohammed al-Shiha, is executive director for power systems at Saudi Aramco. He has promoted cogeneration plants which seek to operate efficiently by simultaneously generating electricity and useful heat.
"Between reducing or increasing the efficiency of the supply and enhancing the efficiency of the demand, I think the kingdom can save thousands and hundreds of thousands of (barrels of) oil equivalent," Shiha told an industry conference in May 2011.
Saudi Electricity did not elaborate on the reasons for the management change. Nearly 40 percent of
the country's electricity is still produced by burning oil; the government has become increasingly concerned that rising domestic consumption could eventually limit oil supplies available for export, though
it has shied away from taking tough action to promote energy efficiency such as slashing domestic
energy price subsidies.
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ENERGIES SPECIAL UNION EUROPEENNE
Pétrole : Statoil vend 2,65 milliards de dollars d’actifs à OMV
(Source FeedDemon)
L’accord porte sur plusieurs champs pétroliers majeurs en mer du Nord, ce qui permet au
groupe autrichien OMV de renforcer sa position dans l’industrie pétrolière norvégienne, en
plein essor.
Le groupe autrichien OMV a racheté au norvégien Statoil des participations dans plusieurs champs
pétroliers majeurs en mer du Nord pour un montant total d’au moins 2,65 milliards de dollars. Cette
opération qui lui permet de renforcer sa position dans l’industrie pétrolière norvégienne en plein essor.
L’accord porte sur la vente de 19% des parts du champ pétrolier de Gullfaks, 24% de celui de Gudrun
ainsi qu’une option pour une coopération dans 11 des licences d’exploration de Statoil en mer du Nord
norvégienne, à l’ouest des îles Shetland et Féroé. Le montant initial de 2,65 milliards de dollars pourrait croître de 500 millions de dollars supplémentaire pour couvrir des frais d’investissements.
Nouvel élan pour la stratégie d’OMV
« Avec cette transaction, Statoil récupère de la valeur provenant de la fructification de ses actifs et
débloque du capital pour réaliser des investissements dans des projets à haute valeur ajoutée dans
des secteurs clés », explique Helge Lund, directeur général de l’entreprise norvégienne. Avec cette
vente, Statoil risque toutefois d’avoir du mal à atteindre son objectif de porter sa production à 2,5 millions de barils équivalent pétrole en 2020, contre deux millions environ en 2012.
Du côté d’OMV, cette acquisition lui permettra d’augmenter ses réserves prouvées et supposées de
19%, soit environ 320 millions de barils équivalent pétrole supplémentaires, et dopera sa production
d’environ 40.000 barils en 2014 et presque 60.000 barils d’ici 2016. « Cet accord va fournir un nouvel
élan à la stratégie d’OMV et sera un facteur clé pour la réalisation de nos objectifs 2016 (350.000 bep
par jour) », a déclaré Gerhard Roiss, directeur général de l’entreprise autrichienne. En Bourse, Statoil
gagne 0,86% à 08h39 GMT, et OMV perd 2%.
ENERGIES SPECIAL ROYAUME UNI
UK - Energy policy: how not to win an argument
(Source FeedDemon)
The worst time to try to sort out a difficult argument is after the fighting about it has begun.
The UK government, by appearing to rush to judgment in favour of fracking for gas, has lost
any power of persuasion it might have had in the more measured debate that remains necessary but now seems increasingly unlikely.
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Similarly, by choosing its first exploratory oil drilling site in the south in a picturesque village within
easy reach of London just as the politicians go on holiday, the energy firm Cuadrilla has predictably
aroused the kind of alliance between celebrities, environmentalists and not-in-my-back-yard Tory voters that has barely been seen in a generation. This is no way to resolve a complex question that
could shape the cost and security of the UK's energy supplies for decades.
One trouble is that the coalition government can't talk about energy without its audience remembering
its record on renewables. The chest-beating election promise about being the greenest government
ever rapidly gave way in power to George Osborne's Treasury's subsidy-cutting hostility – and with it
went its plausibility. Mr Osborne's handling of the tax regime for shale gas exploitation suggests he
thinks it could be his equivalent of Margaret Thatcher's North Sea oil bonanza, an economic cushion
that would allow him to pursue his ambition for a radical redrawing of the welfare state.
So far, the chancellor has promised "the most generous tax breaks in the world" for the industry and a
£100,000 bonus to local authorities that grant planning permission. As a way of persuading the wider
public that the government remains open to the possibility that fracking might not be all good, this is
about as useful as an unreformed alcoholic claiming to prefer orange squash. Taken together, a chancellor with a reputation as hostile to the green agenda as Mr Osborne's, and a department for energy
and climate change torn between the greenie Lib Dem secretary of state, Ed Davey, and a business
minister, Michael Fallon, who is openly sceptical about key aspects of climate change policy like setting specific objectives to cut carbon emissions, the coalition is always going to struggle to sound
open-minded.
Yet it has a case to make. Look at the report the government commissioned from the Royal Society
and the Royal Academy of Engineering which concluded in June last year that, given tight regulation
and monitoring then in technical health and environmental terms, fracking is safe. The risks of
earthquakes, polluted water tables and air pollution were either negligible or capable of management.
But what the report also said – and few picked up on – was that the report's authors drew particular
attention to the fact they had not considered the impact on climate change objectives of either extracting or burning shale gas.
This kind of sleight of hand is one reason why the No Dash for Gas lobby, who can themselves sometimes be economical with the facts, find it easy to make the anti-fracking case. Their style of protest
may sometimes offend parts of middle Britain, but they have widespread support from the community.
The net result is that shale gas, which is anyway far from perfect, may not be available as a much
needed stop-gap that would keep the lights on in as green a way as is currently available.
One serious way out of this genuine problem would be for the government to rethink how it treats
renewables. The energy bill, now in the House of Lords, includes a commitment to set a carbon intensity target from a start date of 2016. Adopting the amendment backed by a cross-party group of MPs
on the climate change select committee in the Lords to bring it forward to next year would be an important symbol of renewed determination to tackle emissions. So would offering the kind of tax incentives to develop renewables that shale gas exploitation is set to enjoy. One overlooked area is greater
use of biogas like methane from household waste. If the government's green energy effort matched its
shale gas effort, it might have a real argument to make to an audience readier to listen to what it has
to say.
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ENERGIES SPECIAL ALLEMAGNE
Une sortie du nucléaire plus rapide en Allemagne ?
(Source FeedDemon)
La fermeture anticipée des réacteurs nucléaires pour des raisons économiques pourrait poser
un problème pour la stabilité du système électrique.
La sortie du nucléaire en Allemagne pourrait intervenir plus vite que prévu. C’est en tout cas ce que
redoutent les groupes d’énergie allemands qui voient la rentabilité de leurs réacteurs fondre à vue
d’oeil. « Aux cours actuels de l’électricité sur le marché de gros, nous couvrons à peine les coûts
complets de nos centrales nucléaires », a déclaré cette semaine Bernhard Günther, directeur financier
de RWE, le numéro deux allemand du secteur.
Ces coûts font partie des secrets les mieux gardés du métier, mais les experts les estiment entre 20 et
30 € par mégawattheure (mwh). A cela il faut ajouter la nouvelle taxe allemande sur les combustibles
nucléaires, qui représente environ 15 € supplémentaires. Or les cours sur le marché de gros de
l’électricité ont chuté depuis 3 ans et cotent en dessous de 40 euros.
Pour le moment, RWE n’envisage pas une telle mesure et préfère éteindre ses centrales fossiles pour
réduire les surcapacités du marché. « Si les cours continuent à chuter, nous devrons nous poser la
question aussi pour le nucléaire, indique-t-on au siège du groupe, à Essen. Pour le moment, nous
n’avons pas atteint ce stade critique. »
Problème pour la stabilité du système électrique
Pour les centrales à gaz, ce stade est déjà atteint. Celles-ci produisent à un coût de l’ordre de 60 euros le MWh. Du coup, RWE étudie la fermeture de plus de 4.000 mégawatts (MW) de capacités, essentiellement des unités de production électrique au gaz, mais aussi des vieilles centrales à charbon
qui ne seront bientôt plus aux normes environnementales.
Son rival national, E.on, a mis 11.000 MW de capacités en question. Les électriciens allemands sont
confrontés à des surcapacités, dues notamment à l’essor rapide des énergies renouvelables, qui pèsent sur les cours. Ils ont déjà arrêté huit réacteurs nucléaires après la décision subite de la chancelière Angela Merkel d’accélérer la sortie de l’atome après la catastrophe de Fukushima, en mars 2011.
Selon la loi, tous les réacteurs nucléaires doivent êtres arrêtés d’ici 2022.
Leur fermeture anticipée pour des raisons économiques pourrait poser un problème pour la stabilité
du système électrique. « Le gouvernement se retrouverait dans la situation très embarrassante où il
devrait interdire l’arrêt de centrales nucléaires », a déclaré ce vendredi au quotidien « Die Welt » Stephan Kohler, directeur de l’agence allemande de l’énergie Dena, un bureau d’étude semi-public.
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ENERGIES SPECIAL FRANCE
France - Rénovation énergétique : 2013, une année décisive
(Source FeedDemon)
Promesse présidentielle, renouvelée depuis janvier, la rénovation thermique a fait l’objet de
nombreux débats pour réussir le pari de 500 000 logements rénovés par an. Résultat : plusieurs propositions avancées, des collectivités et des professionnels engagés dans l’attente
d’une « planification » gouvernementale.
C’était l’engagement n°43 de François Hollande pendant sa campagne. La rénovation énergétique de
500 000 logements par an, laquelle est depuis devenue l’une des priorités de la transition énergétique.
Rappelons que les bâtiments sont responsables de 41% de la consommation énergétique finale du
pays, et de 21% des émissions de gaz à effets de serre.
Le débat national sur la transition énergétique a donc largement pris le relai de l’engagement présidentiel. Et première conclusion, il appelle à « donner à tous les acteurs la visibilité nécessaire n élaborant une feuille de route nationale précise, par segment du parc, le rythme et les objectifs pour rénover
l’ensemble du bâti à 2050 ».
Un mois avant la conférence environnementale, les contours du plan de rénovation se dessinent
donc, malgré des incertitudes et des divergences persistantes.
Un guichet unique à la portée des citoyens
Le 21 mars dernier, François Hollande annonçait la création d’un « véritable service public de proximité au service de la rénovation énergétique » à travers la mise en place de guichets uniques sur le
territoire.
Les réflexions du Plan bâtiment durable sur cette question et les différentes expérimentations territoriales (Lambesc, SEM Energies Posit'If…) ont conduit les membres du DNTE à valider la mise en
œuvre rapide d’un tel dispositif.
Il doit, selon eux, dispenser « une information indépendante et fiable, un accompagnement de bon
niveau sur des questions techniques, juridiques et financières, et faisant le lien avec l’ensemble des
acteurs de a rénovation (entrepreneurs et artisans qualifiés et certifiés, énergéticiens, banques…) ». Il
doit également coordonner les agences nationales telles que l’Ademe ou l’Anah, les institutions locales comme les ADIL ou les esapces info énergie, et les opérateurs associatifs du secteur.
Vers une garantie « d’économies d’énergie »
Pour que les citoyens s’engagent dans des travaux qui représenteront plusieurs milliers d’euros, ils
doivent non seulement bénéficier de conseil et d’aides financiers, mais aussi être sûrs que les frais
consentis aboutiront à de réelles économies d’énergie.
En avril, le maire de Lambesc, Jacques Bucki, rappelai ainsi que « la labellisation est importante car
les élus ont besoin d’avoir la confiance de la population et d’attirer des tiers-financements ».
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Même constat du côté des copropriétés, par exemple, qui craignent de se voir proposer des offres
astronomiques de la part de fournisseurs d’énergie pour des résultats minimes. La Coalition France
pour l’efficacité énergétique (CFEE) soulignait ainsi fi juin que si le législateur « s’est déjà assuré de
l’indépendance des audits énergétiques », la fourniture d’énergie et la prestation d’efficacité énergétique doivent elles aussi être indépendantes. Propos d’ailleurs repris par les groupements de PME
comme le GESEC ou le Gimélec.
Les professionnels du bâtiment n’ont donc pas manqué d’entendre ces alertes et se sont penchés sur
la question d’une garantie de performance énergétique. Elle arrive dans le neuf et devrait rapidement
concerner la rénovation.
D’autant que là encore les membres du DNTE ont appuyé ce principe. Pour eux, il faut « mettre en
place un parcours complet de rénovation, de l’audit aux résultats ».
Des entrepreneurs de proximité qualifiés, et des milliers d’emplois à la clé
Une telle attente de garantie appelle donc des professionnels qualifiés. Outre une multitude d’appels
au regroupement des professionnels pour proposer des offres globales plus attractives, les discussions ont mis en avant la nécessité de se tourner vers des réseaux d’acteurs locaux.
Le CFEE parle ainsi d’une « territorialisation » des moyens et des actions, et d’une « homogénéisation
» des règles.
Reste que les entreprises locales devront répondre aux demandes. D’où un impératif de formation. La
pérennisation du dispositif FEEBat est un premier pas. Mais estime le conseil national du DNTE
(CNDTE), l’enjeu impose de « changer d’échelle en matière de formation des entreprises et des artisans et de leurs salariés (300 000 à 400 000 personnes) aux travaux de rénovation énergétique, et
réviser les qualifications professionnelles qui les accompagnent. Cette montée en compétences est
clef pour renforcer la confiance des citoyens ».
Des efforts pour au final, selon le scénario NégaWatt, générer « un volume d’activité de 43 milliards
d’euros avec la création de 586 000 emplois », dans la perspective d’une montée progressive à 750
000 logements rénovés et 3,5% du parc tertiaire par an.
Un financement à préciser
Rappelons que si 58% des consommateurs prévoient de prendre de mesures d’amélioration de
l’efficacité énergétique dans les 5 ans à venir, 60% d’entre eux préviennent que le prix constitue le
principal frein à leur engagement dans de telles opérations.
En avril denier, le programme « habiter mieux » coordonné par l’Anah a été étendu pour mieux lutter
contre la précarité énergétique. C’est un premier pas. Et les crédits développement durable ou écoprêts à taux zéro existent déjà.
Mais le DNTE a mis en avant la nécessité de mettre en place des dispositifs de financement innovants
répondant aux contraintes de la rénovation.
Car comme le signalait le rapport du groupe de travail missionné par Philippe Pelletier dès février, « la
rénovation du bâtiment est caractérisée par des temps de retour sur investissement longs ».
Deux voies sont notamment soutenues par le CNDTE. Celle d’un fonds, une sorte de « KfW (structure
allemande) à la française permettant de disposer de ressources en amont à bas coût, notamment de
la part de la Banque européenne d’investissement (BEI), garanties sur les fonds publics ou par des
mécanismes de sûreté financés sur ressources privées, et dont la mise en œuvre est pilotée par un
acteur privé ».
Et celle d’un recours facilité à des « tiers financements », des investisseurs qui se rémunéreraient sur
les premiers gains issus des économies d’énergie.
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Les craintes sur une obligation de rénovation énergétique
Le chantier attendu est si énorme et urgent à la fois que nombreux ont été ceux à soumettre l’idée
d’aller vers « une obligation » de rénovation énergétique. Si certaines fédérations de professionnels,
comme l’Union professionnelle artisanale (UPA), se montrent rétives à une telle disposition, rien n’est
encore joué.
On pourrait ainsi se diriger vers la proposition des auteurs de l’ouvrage « 5 millions de logements à
rénover en 5 ans », pour qui la rénovation thermique « devrait devenir obligatoire en imposant des
exigence de performance énergétique minimum à moyen terme », pour les maîtres d’ouvrage professionnels, bailleurs privés et sociaux. Et pour les propriétaires individuels, poser des conditions plus
souples comme « saisir les moments clés où la perspective d’imposer des travaux d’amélioration
énergétique est moins problématique : à l’occasion de cessions immobilières par exemple ».
Spécial Débat National transition énergétique
France - Une transition écologique à concrétiser
(Source FeedDemon)
C'est un dossier sur lequel l'exécutif se sait attendu de pied ferme. La fiscalité verte, levier de
la transition écologique à l'accélération de laquelle ont exhorté hier dans le « JDD » quatre
ministres - Cécile Duflot (Logement), Philippe Martin (Ecologie) Stéphane Le Foll (Agriculture)
et Pascal Canfin (Développement) -, rebute autant le patronat qu'il fait piaffer d'impatience les
écologistes. Pour ces derniers, il n'est plus possible de reculer sur le « verdissement » des
impôts, comme lors du dernier budget.
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Techniquement, le gouvernement détient toutes les cartes pour commencer à s'attaquer, dans la loi
de Finances 2014, aux niches fiscales nuisibles à l'environnement dont celle concernant le gazole,
moins taxé que l'essence. Le rapport de Perthuis, remis à Matignon en juillet, préconise d'instaurer
dès l'an prochain une taxe carbone (avec un taux progressif jusqu'en 2020) et de réduire à petites
doses (1 centime d'euro par an et par litre) l'écart entre les deux carburants. Ce scénario n'est pas à la
hauteur de toutes les espérances écologistes. Mais son application sera ce premier « signal fort »,
également attendu par les députés PS, d'une France enfin lancée sur les rails de la transition énergétique. Le passage à l'acte s'annonce très difficile pour le gouvernement, d'autres hausses d'impôts
étant en vue.
Et François Hollande, qui avait placé l'écologie au coeur de sa « grande réforme fiscale », lors de la
campagne présidentielle, se montre aujourd'hui peu allant sur ce dossier. En même temps, l'Elysée
doit donner des gages à ses alliés écologistes, refroidis par l'éviction de Delphine Batho à la tête du
ministère de l'Ecologie et par l'annonce d'une baisse de ses crédits pour 2014. Beaucoup de militants
verts réclament une sortie du gouvernement et plusieurs leaders du parti exigent une correction de tir
sur les moyens dévolus à l'environnement en 2014 qu'ils veulent voir augmenter. Philippe Martin, le
successeur de Delphine Batho, table sur une rallonge de 500 millions d'euros. Pas sûr que cela suffise.
Pour Arnaud Montebourg, l'industrie est la solution de l'écologie
(Source FeedDemon)
La politique recommence à peser dans le domaine de l'économie pour Arnaud Montebourg. Il a
ajouté que la France doit "tirer parti de la puissance verte" et associer l'industrie à l'écologie.
"La politique reprend peu à peu des droits sur l'économie" déclare Arnaud Montebourg. Lors de la
Fête de la Rose de Frangy-en Bresse, le ministre du Redressement productif appelé de ses voeux à
une "nouvelle frontière écologique". Il a ainsi fait le bilan de son action à son ministère et a jugé que
"la politique a nouveau droit de cité, droit de peser, droit d'intervenir, droit d'être et pas seulement de
paraître, c'est une nouveauté et nous allons enfoncer le clou".
"Aujourd'hui, le gouvernement exerce le contrepoids, pose ses exigences, passe des compromis",
selon celui qui s'était fait le chantre de la "démondialisation" lors de la primaire socialiste. "L'Etat ne
pouvait donc rien, c'est ce qu'on disait. L'Etat peut beaucoup. Et c'est notre travail que de reconstruire
une puissance publique dans l'économie", a-t-il poursuivi.
"Une nouvelle frontière écologique"
"Organiser l'endiguement des plans sociaux, pousser les relocalisations sur le territoire national, faciliter l'émergence de coopératives, agir comme un contrepoids sur les grands groupes pour qu'ils n'en
fassent plus à leur tête, financer les entreprises petites et moyennes avec la Banque publique d'investissement, diminuer le coût de production avec le crédit d'impôt compétitivité emploi , réorienter l'Union
européenne pour qu'elle protège mieux les intérêts économiques de l'Union", tel est son rôle, a-t-il
énuméré.
Arnaud Montebourg a également jugé que "notre nouvelle frontière est une nouvelle frontière écologique". "Ce n'est pas une France sans usine, sans voiture, sans TGV, sans éolienne, c'est une France
qui se réindustrialise, qui tire parti de cette puissance verte", a-t-dit en précisant que "l'industrie n'est
pas un problème pour l'écologie. Elle est la solution".
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MINES
Maroc : l'OCP met en service sa deuxième unité de production
d’engrais
(Source FeedDemon)
L’OCP investit, entre 2010 et 2020, 130 milliards de dirhams (11,6 milliards euros) sur
l’ensemble de ses sites dans le but de doubler la production minière et de tripler la production
chimique. Dernière réalisation : la mise en service de la deuxième unité de granulation de DAP
(engrais le plus commun) en juillet.
L'Office chérifien des phosphates (OCP) a mis en service une deuxième unité de granulation de DAP,
au mois de juillet. Elle ne commencera réellement à produire que dans quelques mois, alors qu’une
première unité est déjà opérationnelle depuis mars.
Ces deux unités produiront 2 millions de tonnes de DAP par an, pour 2,5 milliards de dirhams (223,8
millions d'euros). Les sociétés américaines Jacobs Engineering SA et turque Tekfen ont participé à la
construction de ces deux usines.
Un million de tonnes d’engrais granulé supplémentaire
Quatre autres usines intégrées de production de DAP et MAP (engrais binaire à deux fertilisants,
phosphore et azote) suivront pour des mises en service en 2015. Trois d'entre elles sont déjà en
chantier. Elles ont la particularité, par rapport aux deux précédentes, d’intégrer en leur sein les unités
d’acide et de soude. Elles produiront chacune un million de tonnes d’engrais granulé supplémentaire.
D’ici 2015, l’OCP produira 6 millions de tonnes de DAP et MAP de plus par rapport à 2010. Des infrastructures de stockage, de conditionnement et de manutention des matières premières et des produits
finis devront suivre. Une vaste usine de dessalement d’eau de mer capable de traiter 75 millions de
mètres cube par an est également au programme.
Au total, le site de Jorf Lasfar doit recevoir 40 milliards de dirhams (3,5 milliards d'euros)
d’investissement. Il augmentera sa capacité de traitement des minerais d’engrais lavés et enrichis des
mines de Khouribga à 120 km au sud-est de Casablanca.
Le projet de pipeline de 235 kilomètres entre les deux sites majeurs de l’OCP (photo) a nécessité un
investissement de 4,5 milliards de dirhams (402,9 millions d'euros). Les premiers essais à l’eau sont
programmés pour le mois de septembre. Le pipeline sera ensuite testé avec la pulpe pour préparer sa
mise en service, prévue pour la fin de l’année.
La laverie de Merah Lahrach serait la plus grande du monde
Les nouvelles usines de granulation de l’engrais de Jorf Lasfar seront fournies en minerai grâce à
l’augmentation de l’extraction sur le site de Khouribga. Trois mines et leurs trois laveries font partie du
programme d’augmentation de la production.
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La mine ouverte d’El Halassa au centre du pays et sa laverie de Merah Lahrach qui serait la plus
grande du monde fonctionnent depuis 2010. La mine devra produire à terme 7,8 millions de tonnes
par an pour un investissement de 2 milliards de dirhams (179 millions d'euros). La seconde laverie est
actuellement en construction et les travaux de la troisième n’ont pas encore commencé.
Les technologies mises en œuvre dans ces mines et laveries permettront de rendre plus rentables les
couches de minerais les plus pauvres. Le taux de récupération passera ainsi de 4,3 tonnes/m² à 7,5
tonnes/m², indique l’OCP.
L’ouverture de ces 3 nouvelles mines devrait permettre la production de 20 millions de tonnes supplémentaires de phosphate d’ici la fin de la phase d’investissement en 2020.
L’OCP a investi, au total, plus de 62 milliards de dirhams (5,5 milliards d'euros) dans ces projets industriels. Une somme de 68 millions de dirhams (6 millions d'euros) sera investie notamment dans
l’usine de dessalement de Safi, l’extension des ports nécessaires pour exporter le surplus des millions
de tonnes d’engrais produits et les adaptations techniques.
Maroc : Société Métallurgique d’Imiter certifiée à la norme environnementale ISO 14001
(Source FeedDemon)
La Société métallurgique d’Imiter (SMI) vient d’obtenir la certification de son système de management environnemental selon la norme internationale ISO 14001, pour sa mine d’Imiter, a-ton appris le 15 août 2013.
Il s’agit pour cette entreprise cotée sur le compartiment principal de la Bourse de Casablanca, de
l’aboutissement d’une démarche visant à renforcer l’option prise par sa maison mère Managem de
mettre un accent sur le développement durable.
Selon la presse économique marocaine, l’obtention de cette certification ouvre le champ pour de nouvelles opportunités d’innovation et de renforcement du potentiel de la SMI.
La norme ISO 14001 constitue un cadre définissant des règles d’intégration des préoccupations environnementales dans les activités de l’organisme afin de maîtriser les impacts sur l’environnement et
ainsi concilier les impératifs de fonctionnement de l’organisme et de respect de l’environnement.
OR
Les Occidentaux vendent leur or, les Asiatiques se ruent dessus
(Source FeedDemon)
Le climat d'incertitude économique et monétaire a changé de cap. Il est passé de l'Ouest à
l'Est, provoquant une baisse des ventes et des cours de l'or. Les statistiques publiées jeudi 15
août par le Conseil mondial de l'or ont montré une baisse de la demande mondiale pour le métal précieux au deuxième trimestre, tombée à 856 tonnes (– 12 % en comparaison du deuxième
trimestre 2012). En valeur, le recul est encore plus fort. Les transactions se sont réduites à 39
milliards de dollars (29,2 milliards d'euros), en baisse de 23 %.
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Ces chiffres globaux recouvrent un renversement de tendance provoqué par la chute spectaculaire
des cours en deux temps : en avril (– 15 % en trois jours) et en juin. L'once a perdu 21 % depuis le
début de 2013 et valait 1 377 dollars vendredi 17. Pour la première année depuis 2000, le prix de l'or
devrait être en recul.
Ce sont les investisseurs occidentaux qui ont provoqué ce dévissage. La reprise de l'économie américaine, l'apaisement des craintes au sujet de la zone euro et la perspective de voir la Réserve fédérale
américaine (Fed, banque centrale) cesser de déverser des liquidités (85 milliards de dollars par mois)
pour soutenir l'activité les ont convaincus que les marchés boursiers allaient devenir les placements
les plus rentables. Ils ont allégé leurs portefeuilles du métal précieux.
ANTIDOTE
Les fonds ETF (Exchange Traded Funds), adossés à des stocks d'or physique, se sont débarrassés
de 579 tonnes au cours du premier semestre, dont 402 tonnes au deuxième trimestre.
John Paulson, l'un des investisseurs américains les plus actifs, a divisé par deux sa participation dans
le plus grand fonds. Son confrère George Soros a, lui, liquidé la totalité de ses positions dans l'or.
L'ensemble des fonds ont perdu, au deuxième trimestre, la bagatelle de 44 milliards de dollars en
raison de la chute du cours.
A l'autre bout du monde, c'est l'exact contraire : les Asiatiques en général, mais surtout les Indiens (+
50 % d'achats supplémentaires d'une année sur l'autre) et les Chinois (+ 60 %) se ruent sur les bijoux,
les lingots et les pièces. La baisse du métal a déclenché le mouvement.
New Delhi a beau avoir augmenté, en dix-huit mois, de 2 % à 8 % la taxe sur les importations d'or afin
de réduire ces achats qui sont la deuxième cause de son déficit commercial, les Indiens plébiscitent
toujours le métal précieux. Ce dernier est un incontournable dans les mariages. Il est aussi une
épargne sécurisée pour des habitants méfiants à l'égard de la monnaie, la roupie.
Pour la Chine, le Conseil mondial de l'or observe que les investisseurs ont trouvé dans la joaillerie et
les lingots l'antidote au "rendement peu performant des marchés boursiers, aux craintes persistantes
d'une crise domestique du crédit et au ralentissement de la croissance". C'est-à-dire les mêmes motivations qui avaient poussé les émules de MM. Paulson et Soros à miser sur l'or pendant des années...
Les oscillations du métal signalent un surprenant retour de balancier : la confiance qui renaît en Occident y démonétise – au sens propre – l'or que réclame à cor et à cri une Asie inquiète.
Or : l'once gagne encore du terrain !
(Source FeedDemon)
Le métal jaune poursuit sa remontée! A près de 1.380 dollars, l'once se négocie ainsi sur un
sommet de près de deux mois, porté par l'affaiblissement du billet vert et la hausse de la quantité d'or détenu dans le plus important ETF au monde. Les actifs détenus au sien du SPDR
Gold Trust Fund ont ainsi progressé de 0,5% à 915,3 tonnes la semaine passée. La situation
toujours très tendue en Egypte tend également à soutenir les cours du métal précieux. L'once
progresse de 0,2% à 1.374 dollars dans les échanges électroniques sur le Comex.
"Le sentiment envers l'or devient plus positif comme en témoignent les données de la CFTC et du
SPDR", affirme à Bloomberg Sun Yonggang, stratège macroéconomique chez Everbright Futures à
Shanghai. "Bien que les données du Conseil mondial d'or n'ont fait que confirmer ce que nous savions, elles montrent qu'il y a encore des gens intéressés par la possession d'or".
Par ailleurs, les Hedge-funds et autres grands spéculateurs ont augmenté leurs paris haussiers sur le
métal la semaine passée. Selon les données de la "Commodity Futures Trading Commission", les
investisseurs détenaient 56.604 positions spéculatives nettes longues lors de la semaine close le 13
août, soit 18% deplus que la semaine précédente.
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