NV07-01-2014

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NV07-01-2014
Direction de l’Observation et de la Programmation
NOTE DE VEILLE
DU SECTEUR ENERGETIQUE ET MINIER
(Informations du 07 janvier 2014)
ECONOMIE
Nouriel Roubini optimiste pour l'économie mondiale
(Source FeedDemon)
A l'occasion de la présentation de ses prévisions pour 2014, le célèbre économiste Nouriel
Roubini a indiqué tabler sur une amélioration de l'économie, tant dans les pays riches que
dans les pays émergents.
Les premiers bénéficieront d'une moindre pression fiscale et du maintien de politiques monétaires
accommodantes. A cet égard, la Réserve fédérale ne devrait mettre fin à ses injections de liquidités
que très progressivement, maintenant les taux d'intérêt à un bas niveau. L'économie des Etats-Unis
resterait selon lui portée par la révolution énergétique, la reprise des marchés immobilier et de l'emploi, et par les relocalisations.
Les seconds seront quant à eux portés par la poursuite de l'urbanisation, de l'industrialisation et de
l'essor des classes moyennes, après une année 2013 difficile, marquée par la baisse des prix des
matières premières et les craintes liées à une possible sortie de la politique monétaire accommodante
de la Fed.
Il a souligné que de nombreux risques s'étaient atténués : les craintes d'une explosion de la zone
euro, la fermeture de l'Etat fédéral américain, les risques de conflit au Moyen-Orient, ainsi que les
inquiétudes liées au plafond de la dette, à un atterrissage brutal de l'économie chinoise… Ce dernier
scénario est moins probable qu'avant, compte tenu des récentes réformes mises en œuvre.
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ENERGIE
Radioactivité: l'effet pervers de normes trop strictes
(Source FeedDemon)
Les normes de radioactivité imposées à l'industrie nucléaire sont très basses. Très bien, mais
il ne faut pas sur-interpréter leur signification.
Un groupe de journalistes français vient de rentrer d'une visite du site de Fukushima, et beaucoup de
media y consacrent leurs chroniques, en soulignant notamment les problèmes quotidiens des populations évacuées.
Face à cette détresse, on ne peut éviter une réflexion sur les normes en vigueur pour la protection du
public contre les effets des rayonnements ionisants. Aujourd'hui, universellement, cette norme est la
suivante : l'ensemble des activités liés aux usages de la radioactivité n'est pas autorisé à ajouter à la
dose d'irradiation naturelle du grand public une dose de plus de 1 millisievert (mSv) par an (encore
faut-il démontrer que cette dose ajoutée provient d'activités utiles). Le millisievert est l'unité qui mesure l'efficacité biologique et sanitaire d'une irradiation, que celle-ci soit d'origine naturelle ou artificielle.
Dans le Bassin Parisien, par exemple, la dose moyenne subie par irradiation naturelle est de 2,4
mSv/an, dose à laquelle il faut ajouter environ 1 mSv/an due aux diagnostics médicaux et dentaires.
Sur la surface terrestre, la dose d'irradiation naturelle varie en fonction de l'altitude (rayons cosmiques), de la nature des sols et matériaux de construction et de la concentration naturelle en radon,
un gaz descendant radioactif de l'Uranium. En France, la dose naturelle atteint par endroits 6 mSv/an,
mais elle est beaucoup plus élevée dans l'état de Kerala(Inde) et surtout sur certaines plages du Brésil, de Madagascar et d'Iran dont le sable est riche en Thorium. Si l'on appliquait à l'irradiation naturelle les normes en vigueur pour l'irradiation d'origine artificielle, il faudrait évacuer d'urgence la Corse,
le Limousin, la Vendée et la Bretagne, etc. sans parler des états mentionnés ci-dessus !
La sur-interprétation des normes
Pourquoi donc une norme aussi basse ? Pour contraindre l'industrie nucléaire à l'excellence :
"Puisque vous êtes capables de limiter vos rejets au point de ne pas dépasser 1 mSv/an, on limite
votre autorisation à ce niveau très bas, sans rapport avec le risque sanitaire réel". Il faut en effet savoir qu'on n'a jamais détecté d'effet mesurable sur la santé d'une dose instantanée d'irradiation inférieure à 100 millisieverts.
Dans la vie normale, c'est très bien : c'est une application avant l'heure du principe de précaution et
on est certain d'avoir pris une énorme marge de sécurité dans la protection du public. L'effet pervers
est que ce même public, du coup, est persuadé qu'une dose ajoutée de plus d'1 mSv/an est dangereuse pour la santé (même si ça ne l'empêche pas d'aller faire du ski en altitude ou de passer le mois
d'août sur une plage bretonne, ni de prendre l'avion de temps en temps).
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Cet effet pervers peut devenir catastrophique quand ces normes trop strictes entraînent des évacuations excessives de population ou empêchent leur retour dans leurs foyers. Très vite, les effets sanitaires de l'évacuation se révèlent bien pires que ceux qu'auraient causés le maintien dans une zone
faiblement contaminée (Bien sûr, l'évacuation des zones fortement contaminées était et reste nécessaire
!).
On citait dans la presse le maire de la ville d'Itate, évacuée après l'accident de Fukushima : désireux
de rentrer chez lui, il avait proposé de ré-habiter les zones où la dose aujourd'hui ne dépassait plus 10
mSv/an. Certains l'ont traité d'assassin ! La peur de la radioactivité n'est pas toujours bonne conseillère...
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Les « carburants » du futur se déploient
(Source FeedDemon)
D’un côté, les prix à la pompe des carburants traditionnels continuent de grimper, de l’autre,
les constructeurs automobiles innovent et proposent des véhicules qui s’affranchissent du
pétrole.
Hausse du prix du baril de pétrole, augmentation de la TVA, deux éléments qui concourent à des prix
à la pompe qui augmentent d’année en année.
Ainsi, le 6 janvier, en France, le gazole valait en moyenne 1,3389 euro le litre vendredi, contre 1,3347
euro une semaine plus tôt, selon les relevés hebdomadaires du ministère de l'Ecologie et de l'Energie.
L'essence sans plomb 95, deuxième carburant le plus vendu en France, atteignait 1,5078 euros le
litre, soit 0,72 centime de plus en une semaine.
Une bonne raison de bouder nos traditionnels carburants ? En tous cas, l’offre alternative existe et se
déploie.
A l’occasion de salon high-tech international CES de Las Vegas (du 7 au 10 janvier), Toyota, par
exemple, a confirmé la mise en vente, dès 2015, en Californie, de son véhicule à hydrogène. « Faire
le plein prendra trois à quatre minutes, et permettra à la voiture de parcourir environ 480 kilomètres »,
précise l’AFP. Le constructeur estimant être en mesure de vendre la voiture « à un prix très raisonnable pour beaucoup de gens ».
Dans un horizon plus lointain, le constructeur américain Ford, lui, mise sur un véhicule électrique capable de recharger sa batterie grâce à un toit solaire. Le concept car C-Max Solar Energi, également
présenté lors du CES, est ainsi équipé de 2m2 de capteurs solaires et d’une sorte de portique qui les
redirige tout au long de la journée pour intercepter au mieux les rayons du soleil.
Un dynamisme du côté des innovations qui se confirme aussi pour les véhicules « alternatifs » déjà
commercialisés sur le marché. Si la majorité des ventes de véhicules neufs concerne toujours le l’offre
de transport thermique, les ventes de véhicules électriques et hybrides poursuivent leur progression.
En France, début décembre, l’Avere France évoquait ainsi une progression de 45,5% des ventes de
véhicules électriques, et de 65,6% pour les hybrides par rapport à 2012. La Renault Zoé pour la première catégorie, et la Toyota Yaris pour la seconde, restant les plus populaires à l’échelle nationale.
PETROLE
Marché des hydrocarbures : le pétrole a perdu 3 dollars en 2013
(Source FeedDemon)
Les prix du pétrole, qui ont reculé de 3 dollars en 2013, pourraient encore connaître un autre
recul en 2014.
Les cours du prix du pétrole ont connu un léger recul durant l’année 2013 par rapport à l’année
2012.Cette tendance pourrait se poursuivre au vu de la disponibilité conséquente de
l’approvisionnement mondial. Selon les premières données publiées, le prix du baril de pétrole de
qualité brent, qui est le plus proche du pétrole algérien, a atteint une moyenne de 108,7 dollars le baril
durant l’année 2013. Grâce à la prime de qualité, le prix du Sahara Blend, pétrole algérien, est légèrement supérieur au brent.
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Selon les statistiques de l’OPEP, le prix du Sahara Blend pour les onze premiers mois de l’année
2013 avait atteint 109,10 dollars le baril.Durant l’année 2012, le Sahara Blend avait atteint en
moyenne 111,62 dollars le baril. Par rapport à l’année 2012, où il avait atteint une moyenne de 111,68
de dollars le baril, le prix du pétrole a perdu environ 3 dollars (2,98 dollars), soit 2,68%. En 2011, le
prix du baril était à 110,91 dollars le baril. Ce niveau se situe quand même au-dessus de la barre des
100 dollars le baril que l’OPEP a fixé d’une manière informelle.Un baril à 100 dollars étant considéré
comme bon par le pays producteur de pétrole, membre de l’OPEP le plus important, à savoir l’Arabie
Saoudite.
Le mouvement de recul des prix devrait se poursuivre en 2014, si l’on en juge par le volume appréciable qui sera mis sur le marché et l’augmentation de la production dans plusieurs pays producteurs
non membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole. Le recul serait du même niveau que
celui constaté en 2013 par rapport à 2012. Mais les prix devraient rester dans la moyenne des 100
dollars le baril, moyenne recherchée par les pays de l’OPEP. Ainsi, un rapport du département américain de l’Energie a estimé que le prix du pétrole serait en moyenne de 104 dollars le baril en 2014.
Une récente déclaration du ministre saoudien du Pétrole, Ali Al Nouaimi, faite à Doha à l’occasion
d’une réunion de l’Organisation des pays arabes exportateurs de pétrole, abonde dans le sens de la
stabilité du marché. «J’estime que la stabilité du marché va se poursuivre l’année prochaine au niveau
de l’offre, de la demande et de la stabilité des prix», avait indiqué le ministre saoudien. Il a ajouté :
«Inchallah, il n’y aura pas de surabondance. Sachons que le monde consomme plus de 30 milliards
de barils par an, toute nouvelle offre sera la bienvenue.»
Lors de sa dernière conférence tenue en décembre 2013, l’OPEP avait décidé de maintenir inchangé
son plafond de production à 30 millions de barils par jour, malgré les prévisions d’une augmentation
de l’offre sur le marché durant l’année 2014 et du risque d’un recul des prix.
Toutefois, des risques géopolitiques et une plus grande demande pourraient maintenir les prix vers le
haut de la barre des 100 dollars le baril.
Les négociations sur le nucléaire entre l’Iran et les pays occidentaux et la situation en Libye devraient
être suivies attentivement par le marché.
Hier, en fin d’après-midi, le brent était à 107,27 dollars le baril et le WTI à 93,92 dollars.
Pétrole: faible rebond du Brent au-delà des 107 dollars.
(Source FeedDemon)
Ce midi sur les marchés pétroliers, le contrat sur le baril de Brent de mer du Nord livrable en
février prenait modestement 0,6% à 107,3 dollars, le WTI américain de même échéance gagnant
0,4% à 93,9 dollars.
En dépit du léger rebond de ce jour, le brut ne parvient pas à inverser la tendance baissière qu'il subit
depuis le début de cette jeune année.
L'une des raisons les plus souvent invoquées est la reprise partielle de la production et de l'exportation de pétrole en Libye : les analystes Matières premières de Commerbank estiment que le pays doit
maintenant produire 600.000 barils/jour, contre 250.000 barils/jour environ en fin d'année dernière.
Rappelons que l'essentiel de la production libyenne est dirigé vers l'Europe.
Commerzbank ajoute que l'appréciation du dollar contre les autres devises (il est passé de plus de
1,38 dollar à moins de 1,36 dollar ces derniers jours contre l'euro) joue également, en ce qu'elle renchérit le coût du pétrole pour les acheteurs extérieurs à la 'zone dollar'.
Autre facteur : les statistiques sans relief provenant de Chine, alors que ce pays est le 2e consommateur mondial de brut après les Etats-Unis.
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Commerzbank indique enfin que les événements et les tendances récentes des cours du brut ont
probablement amené nombre d'investisseurs à réduire leurs paris haussiers. Avant les fêtes d'année,
les paris haussiers allaient croissant. Il est probable que certains d'entre eux aient été 'cueillis à froid'
par la baisse du début d'année, ce qui a pu entraîner des débouclages et accélérer le récent mouvement de recul.
Les analystes soulignent cependant que les violences qui affectent l'Irak et le Soudan du Sud, deux
autres producteurs de brut, plaident en faveur d'une stabilisation des prix du Brent.
Même chose aux Etats-Unis pour le WTI où la rigueur de l'hiver devrait affecter la production, par
exemple dans le Dakota du Nord.
ENERGIES SPECIAL AFRIQUE
Maroc - Une brique verte et peu énergivore, c'est possible
(Source FeedDemon)
Une étude de terrain réalisée par l'Agence de coopération allemande GIZ, a concerné six briqueteries basées à Berrechid, Salé, Meknès, Marrakech et Mohammedia, s'est fixée l'objectif
d'évaluer l'efficacité de l'utilisation de l'énergie en comparaison avec la consommation
moyenne usuelle sur le plan international
Les briqueteries marocaines doivent s'adapter aux changements des conditions externes notamment
sur le plan de qualité des matières premières, les normes environnementales, l'évolution du prix de
vente, l'augmentation des prix d'énergie ou encore la disponibilité des pièces de rechange, selon les
conclusions d'une étude réalisée par l'agence de coopération allemande GIZ.
Cette étude de terrain qui a concerné six briqueteries basées à Berrechid, Salé, Meknès, Marrakech
et Mohammedia, s'est fixée l'objectif d'évaluer l'efficacité de l'utilisation de l'énergie en comparaison
avec la consommation moyenne usuelle sur le plan international, tout en proposant des mesures pour
améliorer l'efficacité énergétique par l'optimisation des procédés et ce, afin de réduire la consommation d'énergie qui est très importante dans ce secteur en plein essor au vu du dynamisme que connaît
le bâtiment au Maroc .
Grand consommateur d'énergie d'origine fossile et source importante de la pollution atmosphérique,
l'industrie de la brique en terre cuite ne pourrait tirer pleinement profit de cet essor sans réelles qualifications permettant des économies d'énergie tout en préservant les ressources, l'environnement et la
qualité des produits, et de faire face à la concurrence des produits en béton commercialisés par les
multinationales du ciment, note cette étude réalisée par la composante industrielle du programme
environnemental de la coopération technique maroco-allemande (PGPE).
L'étude révèle que les briqueteries visitées sont toutes dotées d'une technologie relativement moderne avec un four continu (four tunnel) et un séchoir continu (principalement d'un séchoir Anjou) avec
des capacités comprises entre 450 et 1100 t/j. Aucune des briqueteries ne travaille à son régime
maximal. Le régime moyen de fonctionnement des briqueteries visitées était de 58%, ce qui signifie
que les capacités de production existantes n'étaient utilisées qu'à 58%. Dans les usines équipées de
2 lignes de production, l'un des deux fours était en arrêt, selon l'étude qui indique que les briqueteries
marocaines fonctionnent actuellement à un régime variant de 41% à 94%.
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Explication : La capacité réduite de production des briqueteries est due à la baisse du marché suite à
une faible conjoncture actuelle de construction générée par une forte concurrence entre les fabricants.
Le prix pour les briques est de l'ordre de 30 euros par tonne et l'énergie constitue 39% des coûts de
revient d'une briqueterie au Maroc.
Autre constat : Les briqueteries visitées sont exclusivement des briqueteries équipées d'une technologie relativement moderne avec des fours tunnels et des séchoirs continus dont l'état différait d'une
briqueterie à l'autre. Il y avait des équipements simples en mauvaise condition avec chargement et
déchargement manuel des wagons du four, mais aussi des usines avec fonctionnement entier en
automatique et pilotées par un système de contrôle des processus du séchoir et du four. Certaines
vieilles briqueteries sont équipées d'une technologie relativement ancienne.
L'étude note, en revanche, que les briqueteries au Maroc disposent d'une bonne base concernant les
matières premières. Les gisements contiennent des minéraux argileux différents en concentration
suffisante. De la chaux est également souvent présente et il n'y a que de faibles quantités de matières
nuisibles ou d'impuretés organiques risquant de créer des émissions. La composition des mélanges
d'exploitation a une influence sur les équipements et les coûts au niveau de la préparation et du mélange des matières premières, suivant le type d'équipement du four et du séchoir et sur la consommation d'énergie.
Les installations mécaniques de préparation étaient en partie dans un très bon état, ce qui décèle un
entretien et une maintenance bien organisés. Les conditions pour la fabrication de produits de haute
qualité étaient présentes dans ces usines vue la préparation intensive.
Dans ses recommandations, l'étude préconise des mesures d'économie d'énergie à court terme facilement réalisables ainsi que des mesures à long terme plus coûteuses. Pour l'immédiat, l'étude souligne que l'amélioration de l'étanchéité du four contre l'air parasite réduit la consommation d'énergie du
four (2 pc d'économie), de même pour la réduction des rebuts par l'amélioration de la préparation et
du réglage des processus thermiques (5% d'économie). Quant aux mesures à long terme qui sont
certes coûteuses mais ont l'avantage d'assurer une optimisation durable du processus de production,
on note notamment l'amélioration du réglage du four et du séchoir par l'utilisation des systèmes de
contrôle modernes (15% d'économie), l'extension du four qui permet de réduire l'aspiration d'air de
refroidissement (10%) ou mieux encore le séchage à l'air ambiant qui permet une grande économie
d'énergie (50 à 80%) et réduit ostensiblement les émissions de CO2.
Les promoteurs de cette étude notent cependant que l'expérience avec les pratiques d'audit d'efficacité énergétique au Maroc a montré que l'adoption ou encore l'investissement dans des pratiques et des
technologies énergétiquement efficaces demeurent encore faibles, dans un pays encore très dépendant énergétiquement mais ayant toutefois des perspectives prometteuses et reconnues sur le plan
international dans les domaines des énergies renouvelables et de l'efficacité énergétique.
Présente au Maroc depuis 1975, l'Agence de coopération allemande anciennement appelée GTZ,
intervient principalement dans les secteurs de développement économique durable, de la gestion de
l'eau et de l'environnement et changement climatique. Elle soutient également l'intégration de l'approche genre dans les politiques de développement économique et social.
Egypte: Sea Dragon Energy prend 12,75% dans la concession South
Ramadan
(Source FeedDemon)
La compagnie d’exploration pétro-gazière Sea Dragon Energy Inc, listée sur TSX.V et focalisée
sur l’Egypte, a pris une participation de 12,75%, contre 37,5% pour Pico et 50% pour
l’opérateur GPC, dans la concession South Ramadan dans l’offshore du canal de Suez.
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Cette concession de 26,2 km2 contient deux horizons productifs datant de l’Eocène et qui ont produit,
à ce jour, 3,75 mmbo d’huile légère de 31°API à partir de deux puits forés, proches d’une plateforme
existante. « L’acquisition de ces intérêts dans la concession démontre notre engagement à développer des réserves et à accroître la production dans le canal de Suez où nous nous sommes engagés
depuis l’année passée », a commenté le CEO Paul Welch, le 2 janvier.
M. Welch estime que Sea Dragon va devoir concentrer les fonds issus de la vente des actifs de la
Haute Egypte dans les zones où elle rencontre de grand succès.
Sea Dragon Energy, compagnie de droit canadien, détient des intérêts dans quatre concessions en
Egypte, outre des actifs en Afrique du Nord et au Moyen-Orient.
Uranium : les négociations entre Areva et le Niger dans la dernière
ligne droite
(Source FeedDemon)
Niamey se dit ouvert à des concessions sur la
Les deux sites miniers du groupe sont en « maintenance ».
fiscalité
minière
pour
Areva.
Le 31 décembre, les conventions minières qui liaient depuis dix ans l'Etat du Niger à Areva pour l'exploitation d'uranium sur les sites de Somaïr et de Cominak sont arrivées à échéance, sans que les
deux parties ne parviennent à un accord pour leur renouvellement. Les négociations ont repris hier,
indique une source proche d'un dossier qui concerne tout autant le groupe public que le gouvernement français, soucieux de conserver ses bonnes relations avec Niamey.
Après avoir dénoncé pendant des mois un partenariat financier « déséquilibré », le gouvernement
nigérien semble assouplir ses positions. « Ce ne sera probablement pas la loi de 2006 qui s'appliquera » à la nouvelle convention, a ainsi déclaré ce week-end le ministre des Affaires étrangères Mohamed Bazoum, qui vient d'être élu à la tête du parti présidentiel. Une loi qui durcit la fiscalité applicable
à l'exploitation minière et qui dégraderait la rentabilité d'Areva, alors même que le cours de l'uranium
est au plus bas - autour de 34 dollars la livre sur le marché spot.
Déclarations « étonnantes »
Un cours qui « pourrait nous amener à entendre les arguments d'Areva. Il n'est pas dans notre intérêt
de voir ces mines fermer », a ajouté Mohamed Bazoum. Des déclarations jugées « étonnantes » par
Oxfam, qui a récemment appelé Areva à davantage de transparence. Qui plus est, l'association note
la rédaction, fin décembre, d'un décret soumettant la poursuite de l'exploitation minière, à l'expiration
d'une convention, à la loi de 2006.
Coïncidence ou pression supplémentaire sur le Niger, Areva a engagé depuis mi-décembre et « au
moins jusque mi-janvier » des opérations de maintenance à Somaïr et Cominak, stoppant l'exploitation. La baisse des cours de l'uranium a aussi relâché la menace des groupes miniers étrangers sur
Areva, un temps brandie par Niamey. Les discussions sur une prise de participation du chinois CNNC
dans le projet minier d'Imouraren développé par Areva n'ont d'ailleurs pas abouti. L'un des éléments
de discussion sera probablement l'aide au développement de la France au Niger, même si le gouvernement français ne veut pas lier les deux dossiers.
Des relations anciennes
L'uranium a été découvert au Niger à la fin des années 1950 par les ingénieurs français du BRGM.
Areva exploite deux mines (Somaïr et Cominak) détenues conjointement avec l'Etat nigérien et
quelques partenaires minoritaires depuis les années 1970.
Selon Areva, les revenus directs du Niger s'élèvent depuis à 871 millions d'euros et ceux d'Areva à
129 millions d'euros.
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Le Ghana espère résoudre son litige frontalier avec la Côte d’Ivoire
d’ici fin juin 2014
(Source FeedDemon)
Le ministre ghanéen des Terres et des Ressources naturelles, Alhaji Inusah Fuseini, s’est dit,
le 4 janvier, optimisme quant à la possibilité de résoudre «pacifiquement» le litige frontalier
opposant le Ghana à la Côte d’Ivoire d’ici fin juin 2014. « Je pense que tout est sur la bonne
voie pour régler cette dispute entre les deux pays frères d’ici juin 2014 », a-t-il affirmé sur les
ondes de la radio ghanéenne Joy FM.
Le Ghana et la Côte d’Ivoire se disputent une zone riche en pétrole située à la limite des frontières
maritimes entre les deux pays qui n’ont jamais été délimitées avec précision.
M. Fuseini a également précisé qu’un comité mixte a visité récemment la zone objet de litige pour
tenter d’en définir les coordonnés géographiques, indiquant que des réunions se tiendront prochainement à Accra et à Abidjan pour examiner les diverses options permettant de résoudre le contentieux à
l’amiable. « Nous n’allons pas chercher au-delà du ciel. Il y a une limite qui a été respectée par les
deux parties et qui constitue la base des négociations. Et même si cette limite a été contestée par la
Côte d'Ivoire, elle servira de point de départ pour les négociations entre les deux pays », a expliqué le
ministre ghanéen, indiquant que toute solution concertée doit respecter les règles figurant dans les
conventions internationales relatives au droit maritime.
Alhaji Fuseini avait indiqué, le 14 novembre dernier, que le Ghana pourrait porter son différend frontalier avec la Côte d’Ivoire devant les organes judiciaires des Nations unies à l’instar de la Cour internationale de justice (CIJ) au cas où les deux pays n’arriveraient pas à trouver solution concertée.
Le conflit frontalier opposant Accra à Abidjan avait éclaté en 2007 suite à la découverte d’un important
gisement pétrolier au large des côtes ghanéennes. Le Ghana a été le premier à trouver du pétrole
dans cette zone baptisée C100, située dans le bassin de Tano et croyait avoir des droits exclusifs sur
la zone jusqu’en avril 2013, quand la Côte d'Ivoire a également annoncé qu'elle avait découvert du
pétrole dans un bloc au large de ses côtes et à proximité du célèbre champ ghanéen de Jubilee. Depuis Accra et Abidjan ont convenu de régler leur différend frontalier à l’amiable. Mais les négociations
se révèlent difficiles dès que la question de la répartition des ressources pétrolières est évoquée, tant
les sommes en jeu sont considérables. La frontière maritime entre les deux pays recèlerait, selon les
estimations des experts, environ 2 milliards de barils de réserves de pétrole et 1,2 billions de pieds
cubes de gaz naturel.
Les premières négociations entre les deux pays ont échoué quand la Côte d’Ivoire s’est attachée à
employer la méthode du méridien géographique pour délimiter les frontières maritimes. Compte tenu
de la configuration géométrique de la zone frontalière, les côtes ivoiriennes ont l’allure d’une courbe
sortante, alors que celles du Ghana ont une forme convexe. Cette méthode conduirait à utiliser le
méridien moyen, situé entre le méridien le plus à l’est du territoire ivoirien et le méridien le plus à
l’ouest du Ghana pour aboutir à une délimitation en deux parts égales et un partage équitable de
l’espace maritime.Mais, les autorités ghanéennes se sont opposées à cette idée, soulignant que la
frontière maritime doit épouser la limite utilisée actuellement par les deux compagnies pétrolières nationales que sont la Petroci (Pétrole de Côte d’Ivoire) et le GNPC (Ghana National Petroleum Corporation). Selon Accra, cette limite est utilisée et respectée par les deux Etats depuis longtemps grâce à
une ligne médiane déjà établie.
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Kenya: Pancontinental démarre le premier puits d’exploration du bassin offshore Lamu
(Source FeedDemon)
La compagnie d’exploration pétro-gazière Pancontinental Oil & Gas NL, listée sur ASX, a annoncé le 6 janvier avoir démarré le forage du puits d’exploration Sunbird-1 dans sa licence
L10A dans l’offshore du Kenya.
Le partenaire de joint-venture BG Group, opérateur, a en charge la gestion de ce tout premier puits en
cours de forage dans le bassin Lamu avec la plateforme Deepsea Metro 1.
Le puits Sunbird-1 devra atteindre, entre 50 et 60 jours, une profondeur de 3000 m, en-dessous du
niveau d’eau, pouvant être portée à 3700 m dans ce bassin où la profondeur de l’eau est estimée à
721m.
Le consortium constitué sur cette licence comprend l’opérateur BG Group 50%, Pancontinental
18,75% et PTTEP 31,25%.
Pancontinental détient des intérêts dans quatre licences couvrant au total 20 672 km2 dans l’offshore
du Kenya où se côtoient des majors de l’industrie pétro-gazière dont BG Group, Apache, Tullow, Total, ENI et Anadarko.
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ENERGIES SPECIAL ETATS UNIS
Texas Power Tops $5,000 for First Time Amid Frigid Weather
(Source FeedDemon)
Spot wholesale electricity in Texas topped $5,000 a megawatt-hour for the first time as frigid
weather boosted demand and prompted the grid operator to import generation from Mexico
and ask users to conserve power until at least tomorrow.
The temperature in Dallas was 20 degrees Fahrenheit (minus 7 Celsius) at 10:30 a.m. local time,
down 17 degrees from the average low for the day, according to AccuWeather Inc. in State College,
Pennsylvania. Houston was projected to see a low of 22 degrees, 23 below normal.
“Ercot this morning got hit with multiple plant outages because they had temperatures below freezing
and they are not really designed for that,” Kate Trischitta, director of trading at Consolidated Edison
Inc.’s wholesale energy trading division in New York, said in a telephone interview.
Power consumption on the Electric Reliability Council of Texas Inc. network, which covers most of the
state, averaged 53,369 megawatts for the hour ended at noon, a 6.7 percent increase from the dayahead forecast of 50,034 megawatts, according to the grid’s website.
One megawatt is enough to serve about 500 homes during mild weather and about 200 homes during
periods of peak demand, according to Ercot.
Texas Prices
Spot prices at the North hub, which includes Dallas, more than tripled to $87.20 a megawatt-hour for
the hour ended at noon from the same time Jan. 3, after rising to $5,258.88 during the 15-minute interval ended at 7:15 a.m., according to grid data compiled by Bloomberg and the grid’s website.
“This is the first time prices hit $5,000,” Robbie Searcy, a spokeswoman for Ercot in Austin, said in an
e-mail.“We saw demand go to 55,486 megawatts in the hour ending 8 a.m. and have had some generation challenges.”
Ercot canceled a warning issued earlier today of possible rotating blackouts. The conservation request
is expected to remain in effect until tomorrow morning because demand is projected to be about the
same as this morning, Dan Woodfin, Ercot’s director of system operations, said in a conference call
with reporters.
“We have brought on all available electric generation and have deployed all demand response programs that have contracted with Ercot to reduce electric use in emergency situations,”Woodfin said
earlier in an e-mailed statement.
Plant Shutdowns
In the call with reporters, Woodfin said Ercot was importing this morning about 800 megawatts of generation from the Eastern U.S. and about 180 megawatts from Mexico as two plants in north-central
Texas were forced offline because of the weather. About 3,700 megawatts were lost between midnight
and 8:15 a.m., half from the weather and half because of other issues, Woodfin said. He said he didn’t
have information on what types of plants were shut.
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“We will need all the generation to stay available during tomorrow morning’s peak as well,” Woodfin
said.
The last time Ercot imposed rolling blackouts was in February 2011 during cold weather and icy conditions that led to a series of unplanned power-plant shutdowns. The winter peak load record was set on
Feb. 10, 2011, when demand reached 57, 265 megawatts, Searcy said in the call with reporters. The
blackouts typically affect residential customers and small businesses and are typically limited to 10 to
45 minutes before being rotated to a different neighborhood, Ercot said.
The high prices came as the coldest air in almost 20 years swept over the central U.S. toward the East
Coast.
Wind chills plunged past 50 degrees below zero Fahrenheit in parts of the upper Midwest before
dawn. Chicago’s high today won’t reach zero and may just hit that tomorrow, according to the National
Weather Service. New York City, which had a pre-dawn reading of 54, will drop to 6 by tomorrow.
Spot electricity on the Illinois hub rose to $176.15 a megawatt-hour at noon local time from the same
hour on Jan. 3. Prices in New York City fell 63 percent to $68.34 a megawatt-hour for the hour ended
at 1 p.m. New York time from $183.31 on Jan. 3.
MISO real-time prices spike above $1,000/MWh on record-low temperatures
(Source FeedDemon)
Real-time prices in the Midcontinent Independent System Operator region soared Monday
morning as the central US experienced record-low temperatures.
Hubs across the system saw prices spike above $1,000/MWh for five-minute increments between 9:30
am and 11:30 am EST as loads climbed during the morning ramp period.
MISO's reliability coordinator has declared cold weather and conservative operations alerts for the
central and northern regions of MISO through Tuesday. Temperatures are in the teens and single
digits across much of MISO, but temperatures in the northern region of the grid operator's footprint are
below zero. Temperatures also were falling in MISO's southern region, driving up real-time prices with
hubs there seeing higher average prices than those in the north.
Indiana Hub real-time prices hit a high of $1,247.16/MWh between 9:30 am and 11:30 am EST, with
an average of $173.66/MWh. The Minnesota Hub spiked to $1,190.45/MWh, with an average of
$128.75/MWh. Real-time prices at the Texas Hub shot up to $1,144.95/MWh and averaged
$372.91/MWh, while Louisiana Hub prices reached $1,182.43/MWh and averaged $410.84/MWh.
Le pétrole de schiste remet en cause la décision d’interdiction des
exportations pétrolières américaines
(Source FeedDemon)
WASHINGTON- Avec le boom du pétrole non conventionnel aux Etats-Unis, le gouvernement
américain envisage de reconsidérer la décision d’interdiction des exportations pétrolières
américaines instaurée depuis plus de 40 ans.
Faut-il rappeler que cette mesure d’interdiction d’exportation du brut américain avait été prise après le
’’choc pétrolier’’ de 1973 dans le sillage duquel les Etats-Unis avaient également mis en place le système des réserves pétrolières stratégiques (SPR) pour atténuer les perturbations d’approvisionnement
en brut.
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Les Etats-Unis bientôt premier producteur mondial de pétrole
Quatre décennies après, le paysage énergétique des Etats-Unis connaît un bouleversement sans
précédent avec des prévisions selon lesquelles la première puissance mondiale serait en passe
d’occuper la première place du podium mondial des plus gros producteurs de pétrole grâce au développement du pétrole de schiste.
Selon les derniers pronostics du département américain de l’Energie, les Etats-Unis deviendront le
premier producteur mondial de pétrole dès 2015 avec une extraction qui passera de 8,5 mbj en 2014
à plus de 9 mbj en 2015, contre près de 8 mbj en 2013.
Ce qui a fait dire au président Barack Obama que ce progrès a largement ouvert la voie à
l’indépendance énergétique des Etats-Unis.
Mais le gouvernement américain fait face à une levée de boucliers de plusieurs membres influents du
Congrès ainsi que des organisations de défense de l’environnement et de protection des consommateurs, qui s’opposent farouchement à toute reprise des exportations pétrolières.
C’est pourquoi le secrétaire américain à l’Energie, Ernest Moniz, s’est mis à lancer, depuis quelque
temps, des ballons d’essai à travers des déclarations tentant d’infléchir la position de ces opposants
en qualifiant la mesure d’interdiction des exportations pétrolières de ’’caduque’’.
A ses yeux, l’interdiction d’exporter date d’une époque de pénurie d’énergie aux Etats-Unis contrairement à l’abondance actuelle des hydrocarbures non-conventionnelles.
Bras de fer entre partisans et opposants à la reprise des exportations
Le principal argument avancé par les ’’anti-exportations’’ est que la levée de cette interdiction bénéficierait seulement aux grandes compagnies pétrolières au détriment des citoyens américains qui verraient le coût de l’énergie, dont essentiellement les prix de l’essence, augmenter du fait de
l’exportation du surplus de la production pétrolière.
Selon eux, lorsque le Congrès avait adopté la loi interdisant les exportations de brut dans les années
1970, c’est dans le but non seulement d’améliorer la sécurité énergétique des Etats-Unis mais aussi
de protéger les consommateurs américains de la volatilité et de la flambée des prix.
Dans cette optique, ils considèrent qu’en dépit de l’essor pétrolier actuel de leur pays, ces objectifs
doivent rester les priorités de la politique énergétique américaine et que tout assouplissement de cette
interdiction pourrait être une victoire pour les compagnies pétrolières ’’Supermajor’’ et une perte pour
les consommateurs américains.
Face à cette opposition, les appels lancés par les grandes compagnies pétrolières pour lever
l’interdiction se font de plus en plus forts depuis ces derniers mois.
Pour le lobby pétrolier américain avec, à sa tête, l’American Petroleum Institute, les restrictions à
l’exportation font courir le risque de freiner la production de pétrole aux Etats-Unis étant donné que la
surabondance de l’offre américaine fera baisser les prix de pétrole localement et compromettra, donc,
la rentabilité des investissements.
Par contre, justifient-ils, les importants bénéfices susceptibles d’être réalisés par la vente de pétrole à
l’étranger, à condition que les prix mondiaux de brut soient élevés, inciteraient à engager plus
d’investissements pétroliers et à multiplier les sources d’approvisionnement en or noir sur le territoire
américain.
Si le débat sur la question de la reprise des exportations pétrolières s’annonce difficile entre le gouvernement fédéral, le Congrès, le lobby pétrolier, les organisations de défense des consommateurs et
les écologistes, il faudrait également relever que cette manne pétrolière américaine ne devrait pas
être de longue durée à en croire les prédictions des agences spécialisées.
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Que ce soient les prévisions du département américain de l’Energie ou de l’Agence internationale de
l’énergie (AIE), après une forte embellie, la production américaine de pétrole de schiste devrait reculer
après 2019 tandis que la part des importations de pétrole et des combustibles liquides devrait baisser
de 25% en 2016 avant d’augmenter de 32% en 2040.
New England and New York have largest natural gas price increases
in 2013
(Source FeedDemon)
Average wholesale (spot) prices for natural gas increased significantly throughout the United
States in 2013 compared to 2012. The average wholesale price for natural gas at Henry Hub in
Erath, Louisiana, the key benchmark location for pricing throughout the United States, rose
35% to $3.73 per million British thermal units (MMBtu) in 2013. Increased winter demand
pushed inventories down and prices up to above $4.00/MMBtu in March and April, but decreased consumption for electric generation over the summer and positive (but flattening) production growth kept 2013 prices at their lowest level since 2002 with the exception of 2012.
Source: U.S. Energy Information Administration based on SNL Energy
Note: Spot prices are averaged by delivery date.
The price increases were relatively uniform, except in the northeastern United States, where coldweather-driven demand spikes exacerbated the impact of pipeline constraints in Boston and New York
City markets. The importance of supply changes for prices is shown at the Transco Leidy Hub in
Pennsylvania where prices in 2013 were only 11% higher than in 2012, despite much greater absolute
and percentage price increases at nearby hubs serving New York City and Boston. The Leidy Hub
prices were most directly affected by continued growth in production from the Marcellus shale.
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Source: U.S. Energy Information Administration, based on SNL Energy
Note: Spot prices are averaged by delivery date.
Natural gas price movements often fall into season patterns, which held true in 2013, but also fall into
regional patterns and affected production volumes as well as the futures market. Key trends along
these lines are discussed below:
January-April. Spot prices rose at the beginning of 2013 and exceeded $4.00/MMBtu in March, a
level not reached since September 2011.
Record March withdrawals rounded off a return to seasonally cold temperatures during the 2012-13
winter, in which total withdrawals were 67% above 2011-12 winter levels.
A number of factors contributed to these increased withdrawals, including: record-high starting inventories, slower production growth, lower net imports, and increased cold-weather-driven residential and
commercial demand alongside relatively high levels of winter electric power sector consumption.
As a result, the Henry Hub spot price averaged $4.17/MMBtu in April 2013, more than double the level
a year earlier. However, this price level was still low in historical terms, and despite the high withdrawals, inventories were still at their second-highest end-March level since 1991.
May-December. Spot prices decreased starting in May, and by August had declined to a monthly
average of $3.40/MMBtu, before rising back above $4.00/MMBtu by year's end.
High injections took place during the initial summer months, the result of modest increases in production and a reduction in electric power sector consumption from year-ago levels.
Seasonally cool summer temperatures and relatively higher prices made natural gas less competitive
with coal, reducing natural gas consumption in the electric power sector.
Prices rose slightly in September and October, and approached $4.00/MMBtu in November, which
saw a record storage withdrawal for that month in its final week. In December, seasonally cold weather pushed prices above $4.50/MMBtu, and led to the second-highest weekly storage withdrawal on
record.
Regional price differences. The 2013 price increase, much like the decrease in 2012, was relatively
uniform throughout most of the United States, except in parts of the Northeast.
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Prices at the Algonquin Citygate hub serving New England and the Transco Zone 6-NY serving the
New York City metropolitan area were affected by demand spikes driven by cold weather in January
and December of this year.
These cold snaps pushed New England and New York spot prices well above the national average
because of northeastern pipeline constraints that prevented supply from increasing to meet higher
demand.
Pipeline expansions have alleviated the impact of constraints in the New York/New Jersey market,
while constraints remain in New England.
At the Leidy Interchange Hub in Pennsylvania, a supply backlog from increased Marcellus production
muted price increases in 2013. This slower price increase was also apparent at the TCO Appalachia
hub, where spot prices have not traded above Henry Hub since November 1.
Source: U.S. Energy Information Administration, based on SNL Energy
Note: Spot prices are averaged by delivery date.
Production. Natural gas dry production rose by 2% in 2013 over year-ago levels, according to the
Short-Term Energy Outlook. Although this growth can be considered relatively flat compared to the
7% annual growth in 2011 and 5% annual growth in 2012, it limited the degree to which prices rose
over last year's 13-year low.
Natural gas production growth accelerated in the Appalachian Basin's Marcellus Shale play, where
gross natural gas withdrawals rose by 48% (3.7 Bcf/d) in 2013, and in the Eagle Ford play in south
Texas, where withdrawals rose by 35% (1.4 Bcf/d in 2013), according to data in EIA's Drilling Productivity Report.
These increases were partially offset by production declines elsewhere, including the Haynesville
Shale formation in Texas and Louisiana and the Barnett Shale formation in Texas, as well as continued declines in federal offshore Gulf of Mexico production.
Futures markets. Natural gas markets witnessed reduced seasonality in 2013, with smaller differences between natural gas spot prices and contracts for future delivery.
Higher overall supply and a greater overall percentage of natural gas consumption coming from the
electric power sector have partially insulated prices from the effects of higher demand during winter
and summer months.
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The difference between the month-ahead natural gas futures contract and natural gas spot prices,
largely a function of anticipated changes in natural gas availability, averaged 7 cents/MMBtu in 2012,
but decreased to zero in 2013.
The front-month contract settled below the day-ahead spot price on many days, including eight trading
days in November.
Toyota annonce une voiture roulant à l'hydrogène pour 2015 aux
Etats-Unis
(Source FeedDemon)
Le constructeur automobile japonais Toyota a annoncé lundi le lancement en 2015 aux EtatsUnis de "la voiture du futur", un véhicule propre qui roule à l'hydrogène grâce à une pile à
combustible.
Le marché initial sera la Californie (ouest), avec une initiative menée en parallèle pour établir dans
des zones clés de cet Etat des stations permettant de refaire le plein d'hydrogène, a expliqué Bob
Carter, un responsable américain de Toyota, lors d'une conférence de presse organisée à Las Vegas
à la veille de l'ouverture du salon high-tech International CES.
Faire le plein prendra trois à quatre minutes, et permettra à la voiture de parcourir environ 480 kilomètres.
Les constructeurs automobiles vantent depuis longtemps les avantages des piles à combustible, un
mode de propulsion qui contrairement aux carburants classiques n'émet pas de gaz à effet de serre
mais seulement de l'eau. Le développement de cette technologie est toutefois freiné par des coûts de
production élevés et un manque de stations adaptées pour faire le plein.
Toyota s'estime en mesure de proposer la voiture "à un prix très raisonnable pour beaucoup de gens",
selon M. Carter.
En termes d'infrastructures, Toyota et les autorités californiennes ambitionnent d'ajouter d'ici l'année
prochaine 20 nouvelles stations à hydrogènes aux 10 déjà existantes dans l'Etat. L'objectif à terme est
d'arriver à une centaine, et à ce qu'un propriétaire de véhicule ait une station à hydrogène à moins de
six minutes de son domicile.
Toyota avait déjà dévoilé un prototype l'an dernier au salon automobile de Tokyo.
Son compatriote Honda a déjà un véhicule à hydrogène, le FCX Clarity, disponible en quantité limitée
sur un petit nombre de marchés, mais prévoit lui aussi de lancer l'an prochain une voiture utilisant
cette technologie aux Etats-Unis et au Japon.
La première voiture électrique de "Formule E" présentée à Las Vegas
(Source FeedDemon)
La première voiture de "Formule E", une compétition automobile à venir avec des véhicules
électriques, a fait ses débuts lundi à Las Vegas, à la veille de l'ouverture du salon high tech
International CES.
La Spark-Renault SRT-01E, capable d'atteindre une vitesse de 225 kilomètres/heure, disputera le
championat de Formule E qui doit débuter à Pékin en septembre. Au total 10 courses sont prévues
dans le cadre de la compétition, qui est soutenue par la FIA, la fédération internationale qui gère le
sport automobile. Il y aura 10 équipes, avec deux conducteurs chacune.
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"C'est différent" de la conduite habituelle, a indiqué à des journalistes le coureur automobile brésilien
Lucas di Grassi, qui faisait une démonstration des capacités de la voiture dans un parking de Las
Vegas. "On doit être plus précis, mais c'est plus efficace."
Le patron de la Formule E, Alejandro Agag, dit espérer que cette compétition soutiendra l'investissement dans les véhicules électriques et améliorera leur image, rappelant que souvent "les voitures
électriques sont perçues comme lentes".
"La Formule E est l'avenir de l'automobile, je pense que ça va changer la perception des véhicules
électriques", a aussi jugé Paul Jacobs, le directeur général du fabricant américain de puces Qualcomm qui est l'un des sponsors officiels.
Qualcomm coopère avec des constructeurs automobiles pour améliorer la connectivité des systèmes
de navigation embarqués, et a également un projet de long terme visant à trouver des moyens pour
recharger les véhicules électriques sans fil, éventuellement avec des appareils intégrés aux autoroutes.
ENERGIES SPECIAL AMERIQUE DU NORD
Le Canada "persuadé" que l'oléoduc Keystone verra le jour
(Source FeedDemon)
Le Premier ministre canadien Stephen Harper s'est déclaré "persuadé" lundi que l'oléoduc
Keystone XL verra le jour, malgré les réserves du président américain Barack Obama.
"Je suis persuadé qu'en temps voulu, je ne peux pas dire quand, le projet avancera d'une manière ou
d'une autre", a dit M. Harper devant des hommes d'affaires à Vancouver (ouest).
Sa séance de questions-réponses a été brièvement interrompue par deux manifestants écologistes
qui sont parvenus à échapper aux services de sécurité pour monter sur l'estrade où se trouvait le
Premier ministre, y déployant des pancartes déplorant le manque d'action du gouvernement conservateur en matière de lutte contre le réchauffement climatique.
Les Etats-Unis hésitent à approuver la construction de Keystone XL, qui doit connecter les gisements
de sables bitumineux (ouest canadien) au golfe du Mexique (centre-sud des Etats-Unis), pour des
considérations environnementales.
Barack Obama a averti fin juin que le projet ne serait autorisé que s'il n'engendrait pas une hausse
des émissions de CO2 qui contribuent au réchauffement climatique. Ces propos avaient nourri l'espoir
des associations écologistes.
La partie la plus au sud, qui elle n'avait pas besoin d'autorisation fédérale, a toutefois commencé à
fonctionner le 3 janvier, entre Cushing, en Oklahoma (lieu où est stocké le brut servant de référence
aux marchés américains) et les raffineries du golfe du Mexique.
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Canada's Harper says bitumen, LNG exports hold 'unprecedented opportunities'
(Source FeedDemon)
Canadian Prime Minister Stephen Harper moved headlong Monday into the debate over exporting crude bitumen and LNG from the Pacific Coast with only five months remaining for his
government to seek support from the British Columbia government, aboriginals and environmentalists for Enbridge's Northern Gateway pipeline project.
He embarked on a weeklong visit to Western Canada by telling business leaders that British Columbia
in particular and Canada in general have "unprecedented opportunities" to benefit from "significant
economic development" in the region's natural resource sector.
Harper's cabinet is required to decide by mid-June whether to accept the approval and 209 associated
conditions recommended last month for Northern Gateway by a joint review panel of the National
Energy Board and Canadian Environmental Assessment Agency.
The sternest challenge to the plan to export 525,000 b/d of bitumen to the Pacific Basin and import
193,000 b/d of condensate by 2018 comes from environmentalists and aboriginals, some of whom
have pledged to snarl the proposal in legal action.
In a webcast presentation to the Vancouver Board of Trade, Harper said there will be no automatic
approval for the C$6.5 billion ($6.1 billion) project, despite his government's push to diversify export
markets.
Harper said there will be an "appropriate decision" from the federal cabinet after a review of the
economic and scientific aspects of the Enbridge project and once the government is sure the project is
environmentally safe.
But rather than trying to win over dissident aboriginals by accelerating the slow-moving pace of treaty
negotiations with First Nations, he said aboriginal communities should view the export proposals as a
chance to develop job skills for natives and to work on projects through aboriginal businesses that
"ultimately develop the kind of human and physical capital that allow people to participate."
Harper said his administration will ensure the bitumen and LNG pipelines and tankers operating off the
British Columbia coast are "environmentally safe and we will ensure every measure is taken to prevent
any kind of serious environmental threat."
Harper's visit also coincides with completion of a joint report by the British Columbia and Alberta governments on the viability of moving oil sands crude by rail if the proposed Northern Gateway and
Kinder Morgan Trans Mountain expansion plan fail.
British Columbia Premier Christy Clark and Alberta Premier Alison Redford formed a working group in
July to develop strategies for advancing energy exports by using pipelines and rail to open new markets in Asia.
The two provincial governments said they have yet to set a date for public release of the report, but
Harper is expected to hold discussions with the two premiers on the growing use of rail after a series
of four major train accidents over the past six months -- in Quebec, western Alberta, Alabama and
North Dakota -- triggered fires and explosions, including 47 deaths in Lac-Megantic, Quebec.
Ben West, campaign director for ForestEthics, said Monday the provinces and petroleum industry are
taking an "underhanded" approach to moving commodities.
He said rail provides a "back door for industry to bring tankers to the (Pacific) Coast without the same
sort of public oversight or public process that we've had around (Northern Gateway) or would have
around the Kinder Morgan pipeline."
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ENERGIES SPECIAL ASIE OCEANIE
Pakistan seeks closer energy ties with China
(Source FeedDemon)
Pakistan is seeking to intensify cooperation with China in the energy sector to solve its current
power shortage, said the country's Minister for Water and Power, Khawaja Muhammad Asif,
during a visit to China's National Energy Agency in Beijing on Monday.
The two countries are taking advantage of this occasion to begin planning for energy cooperation in
the historic China-Pakistan Economic Corridor project.
Asif said Pakistan and China have signed an MoU that will see China Gezhouba Group start to assist
Pakistan Power Park Management Company in building a new power plant in Pakistan's port city of
Karachi, while the Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) will sign an advisory agreement
with the Sindh Coal Mining Company.
A power shortage has caused a bottleneck in Pakistan's development, especially due to the political
instability in recent years. Limited power generation capabilities and losses in power transmission due
to outdated technology are "huge burdens" on Pakistan's economy, said Asif.
He said that Chinese companies are playing a major role in changing the situation in Pakistan, and
these companies have "a strong commitment to Pakistan and its economy."
"[The companies] are improving our generation capacity in thermoelectricity, hydropower and even in
solar energy," Asif said.
The energy minister proposed that China ship its crude oil, imported from the Middle East, via Pakistan, which stretches from the Gulf of Omen in the southwest to the border with Xinjiang in China,
because this path is "strategically more secure" than taking a detour via the Malacca Strait.
ENERGIES SPECIAL JAPON
Japon: une usine de retraitement nucléaire construite avec Areva
candidate à d'ultimes contrôles de sûreté
(Source FeedDemon)
La compagnie Japan Nuclear Fuel (JNFL) a indiqué mardi avoir déposé un dossier auprès de
l'autorité de régulation nucléaire du Japon pour obtenir la certification de sûreté pour une
usine de retraitement de combustible usé construite avec le groupe français Areva.
Ce site, qui est jugé stratégique dans secteur nucléaire nippon, est situé à Rokkasho, dans la préfecture d'Aomori (nord).
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En grande partie basé sur celui de la Hague en France, il a été victime d'une vingtaine de reports de
mise en exploitation. Sa construction, débutée en 1993, devait être terminée en 1997, mais de très
gros soucis techniques sur l'étape finale de vitrification notamment ont allongé le calendrier de mise
au point des installations de près de 17 ans.
Le coût initial a de fait été plus que doublé pour atteindre plus de 2.000 milliards de yens (14 milliards
d'euros), selon les chiffres du groupe d'information économique Nikkei.
Même si les problèmes structurels semblent désormais résolus, l'usine ne pourra démarrer qu'après
obtention de la validation de sûreté sur la base de nouvelles normes décidées par l'autorité nucléaire
du Japon, règles plus strictes entrées en vigueur en décembre dernier.
Ces dernières ont paru nécessaires en raison des risques auparavant sous-estimés révélés par l'accident de Fukushima à la suite du séisme et du tsunami du 11 mars 2011.
Le dossier déposé mardi doit faire l'objet d'une étude approfondie dont la durée est inconnue, mais
JNFL espère que tout sera terminé d'ici à octobre cette année.
L'entreprise a notamment prévu davantage de dispositions vis-à-vis des séismes, tsunamis, tornades,
typhons et autres catastrophes naturelles qui pourraient survenir dans la région et provoquer un accident grave dans cette usine.
Toutefois, des experts affirment que le site pourrait être situé à proximité d'une faille géologique active. Si les investigations de l'autorité nucléaire confirmaient cette hypothèse, des travaux supplémentaires seraient requis qui risqueraient alors d'allonger encore le calendrier.
JNFL a aussi déposé mardi une demande de certification de sûreté pour plusieurs autres installations
contiguës, dont une usine de MOX (mélange d'oxydes de plutonium et uranium) qui permettrait au
Japon de fabriquer lui-même ce combustible issu du retraitement pour une partie de ses réacteurs
compatibles, si tant est qu'ils soient remis en service. Actuellement, toutes les tranches de l'archipel
sont stoppées en attendant que leur sûreté soit confirmée.
ENERGIES SPECIAL IRAN
Accord nucléaire: Rohani n'a "pas peur" des critiques internes
(Source FeedDemon)
Le président iranien Hassan Rohani a affirmé mardi qu'il n'avait "pas peur" des critiques internes sur l'accord nucléaire trouvé entre Téhéran et les grandes puissances fin novembre.
"Nous ne devrions pas avoir peur du bruit fait par un petit nombre de personnes ou de pourcentage (de critiques) et nous n'avons pas peur", a déclaré M. Rohani lors d'un discours à Téhéran devant les gouverneurs de provinces.
L'accord sur le nucléaire iranien, qui gèle pendant six mois certaines activités sensibles de Téhéran
en échange d'une levée partielle des sanctions occidentales, a été critiqué par l'aile dure du régime.
Plusieurs députés ont demandé la création d'une commission chargée de superviser le travail des
négociateurs iraniens, une requête refusée par le ministère des Affaires étrangères.
Une proposition de loi, qui obligerait le gouvernement à faire de l'enrichissement d'uranium à 60% en
cas de nouvelles sanctions contre l'Iran, est également en discussion.
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La conclusion de cet accord avec les pays du 5+1 (Chine, Etats-Unis, France, Royaume-Uni, Russie
et Allemagne), le 24 novembre à Genève, "n'a pas été une chose facile et était une décision courageuse", a souligné le président iranien.
"Tous nos amis de la région et des responsables politiques importants du monde entier ont salué cet
accord", a-t-il dit. "Mais il se peut que certaines personnes ne soient pas contentes. Nous n'avons rien
à voir avec elles et ce qui nous importe, c'est de satisfaire Dieu et la majorité" des Iraniens.
Le gouvernement fera "tout ce qui est nécessaire pour préserver les intérêts de la nation", a ajouté
Hassan Rohani, qui a rappelé avoir le soutien du guide suprême iranien, l'ayatollah Ali Khamenei,
pour négocier avec les grandes puissances.
"Nous avons un seul guide et un seul gouvernement, a-t-il affirmé. Dans la situation actuelle, nous
devrions être unis et ne pas laisser certains créer des brèches et des désaccords au sein de la société".
Les experts de l'Iran et des grandes puissances tentent depuis deux mois d'établir un "plan d'action"
pour appliquer l'accord de Genève.
Téhéran a accepté notamment de suspendre pour six mois son enrichissement d'uranium à 20% pour
le limiter à moins de 5% et de ne pas installer les équipements du réacteur à eau lourde d'Arak, actuellement en construction.
En contrepartie, les pays occidentaux ont accepté une levée partielle des sanctions et se sont engagées à ne pas en imposer de nouvelles.
ENERGIES SPECIAL MOYEN ORIENT
Kuwait appoints Islamist MP as oil minister in reshuffle
(Source FeedDemon)
Major oil producer Kuwait appointed an Islamist lawmaker as oil minister on Monday as part of
a government reshuffle triggered by political tensions, although the move is unlikely to affect
energy policy.
Ali Saleh al-Omair, who replaces Mustapha al-Shamali as oil minister, is part of a group of Salafi Islamist politicians who are generally cooperative with the government. He was elected as a member of
parliament in July.
Anas al-Saleh, a former minister for commerce and industry, was selected to head the Finance Ministry, replacing Sheikh Salem Abdulaziz al-Sabah, who has repeatedly criticised high government
spending in Kuwait.
Saleh is part of a younger generation of ministers in the country and worked at financial companies in
Kuwait after studying business administration at the University of Portland in the United States.
The Finance Ministry was carrying out a review of Kuwait's costly subsidies policy just before the cabinet resignations.
The ministers were part of a reshuffle approved by Kuwait's ruler, state news agency KUNA said, citing a royal decree.
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Although it is not the first time that an MP has become oil minister in the hand-picked cabinet, it is
unusual for a lawmaker to hold the position, which involves representing Kuwait at OPEC meetings.
Kuwait's energy policy is set by a Supreme Petroleum Council, so frequent ministerial changes have
little effect.
Like their counterparts elsewhere in the Middle East, Salafis in Kuwait espouse a puritanical interpretation of Islam but they are unusual for their active engagement in Kuwait's often turbulent political
system.
Kuwait is a U.S. ally and one of the world's richest countries in terms of per capita income. Like other
wealthy Gulf Arab countries does not tax earnings and provides a generous welfare system for its
citizens.
Several members of the cabinet resigned last month after friction between MPs and ministers in the
cabinet, in which members of the ruling al-Sabah family hold top posts.
Al-Sabah family members retained posts including the ministries of foreign affairs, interior and defence
in the reshuffle.
Kuwait's June elections were the sixth since 2006 and continual changes in the parliament and cabinet
have slowed the implementation of development plans and economic reforms.
Saleh will face the difficult task of trying to change Kuwait's spending habits and implement economic
reform. This is likely to prove unpopular with parliament members who call for increased benefits for
Kuwaiti nationals.
ENERGIES SPECIAL UNION EUROPEENNE
8 pays de l'UE appellent à un objectif EnR pour 2030
(Source FeedDemon)
Les ministres de l'Energie de huit pays de l'UE, dont le Français Philippe Martin, ont appelé à
un objectif européen pour les énergies renouvelables en 2030, dans une lettre publiée le 6 janvier.
Ce nouvel objectif, qui prolongerait celui de 20% d'énergie renouvelable dans l'UE en 2020, est signé
par les ministres de huit des 28 pays membres (Allemagne, France, Italie, Belgique, Irlande, Portugal,
Danemark, et Autriche).
« Nous dessinons aujourd'hui le système énergétique des décennies à venir, et en s'appuyant sur
l'intégration appropriée des renouvelables et de l'efficacité énergétique nous pouvons assurer aux
citoyens et aux entreprises européens une énergie sûre, compétitive et propre pour le futur », plaident-ils.
Le courrier, adressé au commissaire européen à l'Energie Günther Oettinger et à son homologue au
Climat Connie Hedegaard, est daté du 23 décembre, mais a été publié lundi 6 janvier par plusieurs
ONG environnementales.
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« L'objectif contraignant pour 2020 a été le moteur principal du déploiement actuel des capacités renouvelables dans l'UE, ce qui a créé des emplois et de la croissance », écrivent également les ministres.
Ils réclament un « cadre robuste et de long terme défendant les sources d'énergie renouvelable »
même si les « points de vue sur les modalités opérationnelles sont variés ».
Contraignant ou pas ?
Interrogée par l'AFP, une source européenne proche du dossier a noté que la lettre ne précisait pas si
l'objectif devait être contraignant ou non, ni s'il portait sur des objectifs nationaux ou communautaires.
L'Union européenne doit publier le 22 janvier ses recommandations énergétiques dans son « paquet
énergie-climat ».
La Commission estime que l'UE devrait se fixer comme objectif pour 2030 de réduire ses émissions
de gaz à effet de serre de 40% par rapport à leur niveau de 1990 si elle veut parvenir à tenir son objectif d'une réduction d'au moins 80% pour 2050. De source européenne, cet objectif apparaît acquis.
Quant à un objectif supplémentaire spécifique pour les énergies renouvelables, la piste de la Commission est de défendre un objectif de 30%, a-t-on précisé de même source.
Mais celui-ci serait non contraignant et fixé au niveau communautaire et non national, même si certaines mesures seraient rendues obligatoires, parmi lesquelles le développement des interconnexions
électriques entre les pays, a indiqué cette source.
La question de l’équilibre électrique
Le Royaume-Uni, l'Espagne mais aussi la France faisaient partie des pays qui freinaient la piste d'objectifs nationaux contraignants.
Parmi eux, seule la France semble, pour l’heure, changer son fusil d’épaule. Et si un nouvel objectif à
la hausse était validé, cela ne serait pas non plus pour plaire à de nombreux professionnels de
l’énergie. L’Union française de l’électricité (UFE) ou GDF Suez notamment qui, en 2013, ont averti sur
les risques d’une dispersion dans les objectifs et d’un déséquilibre pour l’approvisionnement électrique
dans l’UE.
En novembre, lors de son colloque annuel, l’Union a ainsi recommandé de passer du triptyque 3X2O
à un objectif unique sur la réduction des émissions de CO2 et de mettre en œuvre rapidement un
marché ETS effectif et flexible. « C’est cette mise en cohérence qui permettra de réenclencher un
cercle vertueux centré sur un objectif unique : la lutte contre le changement climatique et donc la diminution des émissions de gaz à effet de serre », jugeait l’organisation.
Le document de consultation de la Commission européenne (livre vert) sur le cadre des politiques
énergétique et climatique à l'horizon 2030 mentionne un objectif éventuel de réduction de 40 % des
émissions de gaz à effet de serre. Il ne ferme pas la porte à la réalisation d'un objectif de 30 %
d'énergies renouvelables d'ici 2030.
La consultation laisse toutefois penser que les progrès dans le nouvel objectif d'économies d'énergie
pourraient être reportés après une révision l'année prochaine des avancées dans le respect de l'objectif de l'UE pour 2020. Il est cependant reconnu que cette cible n'est pas contraignante et qu'elle ne
sera probablement pas atteinte.
L'UE dispose actuellement de trois projets climatiques afin de réduire de 20 % les émissions de CO2
sur le continent et d'atteindre 20 % d'énergies renouvelables et d'efficacité énergétique d'ici 2020. Le
dernier objectif sera rempli grâce à différentes méthodes.
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Prochaines étapes :
22 janvier 2014 : paquet européen sur le climat
Mai 2014 : élections du Parlement européen
Mai 2014 : les États membres de l'UE doivent préparer des programmes pour que leurs entreprises
énergétiques réalisent 1,5 % d'économies d'énergie par an
Juin 2014 : examen des progrès en vue d'atteindre des objectifs sur l'efficacité énergétique en 2020
2020 : date butoir pour respecter les objectifs contraignants 20-20-20
ENERGIES SPECIAL ROYAUME UNI
Britain's wild weather: the silver linings in dark clouds
(Source FeedDemon)
Nowhere in Britain has escaped the wild weather of the past three months. October was marked by exceptional rainfall and the St Jude storm, November was dry but windy, then came the
tidal surge on 5 December and the floods and storms of Christmas Eve and the New Year.
There have been over 500 severe weather and flood warnings since October and there is no
end in sight of high winds and heavy rainfall.
But while thousands of acres of farmland remains waterlogged and millions of people have had travel
plans disrupted, flooding and storms are far from uniformly negative. It just depends on who you are
and what you do ...
Wind power
The UK wind industry has had its best-ever period, setting daily, weekly and monthly records. Wind
turbines generated 2.8m megawatt hours (MWh) of electricity for the National Grid in December –
enough to power more than 5.7m homes – and wind has supplied 10% or more of Britain's total electricity demand for homes since 1 December. In the week before Christmas, wind provided 13% of
Britain's total electricity needs and on 21 December, a record 17% of the nation's total electricity demand was met by turbines.
Some of the increased wind power was because Britain had ramped up its capacity to generate wind
power in 2013, but the exceptionally windy weather also helped, says industry body RenewableUK.
Most turbines used to switch off automatically in strong winds but newer models cope much better, it
says.
"We expect records to be set more frequently as extreme weather becomes more normal, and as giant
new offshore windfarms are built and commissioned. Our target is to generate 15% of all energy from
renewables by 2020. To do that we need to generate about 30% of UK electricty from wind. With six
years to go, we are on target. This weather shows that wind power is working," said a spokesman.
Water supplies
The heavy rains across Britain have left the water supply industry smiling. "The rainfall in December
and early January has ensured that reservoir stocks are above average across almost all of the UK
and groundwater levels have generally risen rapidly over the last six weeks. The water resources outlook for 2014 is therefore very healthy," said Terry Marsh, hydrologist at the government's Centre for
Ecology and Hydrology (CEH).
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UK Water, which represents all UK water companies, confidently predicted that there would be no
water shortages this summer. "The ground water supplies are full, rivers are full and bills are very unlikely to rise because of shortages. All we need now is more reservoirs to catch more water for our
growing population," said a spokesman.
Wildlife
Floods and storms are natural phenomena and very important to our natural environment, say ecologists. "Small floods stimulate fish migration and clean river gravels of silt, while larger floods inundate
floodplains, naturally enriching the soil with fertile silt, providing habitat for wading birds and spawning
sites for fish. Even extreme floods play a crucial role in shaping our landscape and removing debris
from our rivers; while they may destroy some habitats, they also create new ones," said a CEH
spokesman.
While strong winds and heavy rains can devastate animal habitats, most of Britain's flora and fauna is
adapted to wet and windy weather in winter months and some plants actually depend on strong winds
to spread their seeds further afield. Burrowing animals like badgers, rabbits, foxes, stoats, weasels,
rats, worms and mice are vulnerable to flooding but they breed best when soggy ground makes their
holes easy to dig.
Birds
The Wildfowl and Wetland Trust at Slimbridge has reported near-record numbers of wading birds as a
direct result of the rains. "We've got more than double the waders we had at this point last year, because they're loving the mild, wet conditions so they don't need to migrate to mainland Europe. We've
got near-record numbers of golden plover – about 4,000 of them – and nearly 6,000 lapwing bursting
into flocks that wheel in the wind before settling down again to feed in the wet grassland," said a
spokesman.
Climate change
The wild weather has been a good stick for environment groups and scientists to beat government
with over its perceived lack of interest in adapting Britain to sea-level rise, increased storm surges and
the increased intensity of rainfall and storms expected with climate change.
Former chief scientist Sir David King said recently that priority should be given to flood defences. "The
important thing to get across is the simple notion that storms and severe weather conditions that we
might have expected to occur once in 100 years, say, in the past may now be happening more frequently," he told BBC Radio 5 Live. "The reason is – as predicted by scientists – that the climate is
changing and as the climate changes we can anticipate quite a radical change in weather conditions."
Charles Tucker, chair of the National Flood Forum, said on Monday that the government should think
ahead further. "With joined-up thinking, you invest in communities to develop resilience and prepare
for future flooding. You invest in a national effort, requiring the agencies responsible for flood risk management to work with local people, equipping them to tackle local flooding problems. You give local
communities the tools to find solutions themselves."
GDF Suez: mise en production d'un gisement en mer du Nord.
(Source FeedDemon)
GDF Suez a annoncé mardi la mise en production du gisement de gaz Juliet en mer du Nord,
un projet de développement sous-marin situé au large du Royaume-Uni.
Cette première production de gaz est issue du puits Ouest, le premier des deux puits à être foré. Le
deuxième puits (Juliet Est) devrait entrer en production au premier trimestre 2014.
En phase plateau, la production de la plate-forme devrait atteindre environ 2,2 millions de mètres
cubes par jour (soit 800 millions de m3 par an ou cinq millions de barils équivalent (Mbep) pétrole par
an).
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'Le lancement de l'exploitation commerciale de Juliet est une étape importante et très attendue, car il
montre que GDF Suez est désormais un opérateur à part entière dans la production en mer du Nord',
souligne Jean-Marie Dauger, directeur général adjoint de GDF Suez en charge de la branche Global
Gaz & GNL.
Le gaz produit doit être transporté grâce à un gazoduc de 22 km vers la plate-forme Pickerill A pour
être ensuite acheminé par le réseau d'exportation existant vers le terminal gazier de Theddlethorpe.
GDF Suez a découvert Juliet en décembre 2008. Ses partenaires dans le cadre du projet sont First Oil
Expro et Hansa Hydrocarbons.
RWE slashes capacity at North Sea wind farm
(Source FeedDemon)
German utility firm's expected reduction of Triton Knoll capacity by up to half follows its decision to scrap Atlantic Array project
German utility RWE will reduce capacity at its planned Triton Knoll offshore wind farm in the North Sea
by up to half, it said on Monday, weeks after it scrapped another wind project in British waters.
Triton Knoll's capacity is now expected to range between 600 and 900 megawatts (MW), instead of
1,200MW, RWE's renewable energy subsidiary Innogy said in a statement.
Offshore wind farm developers have now largely finalised British site assessments and industry experts say that project capacity reductions and cancellations are inevitable as investors decide which
wind farms are best to take forward. "The recent optimisation work is part of a project review to make
the site more competitive and more economic in line with government proposals to bring down the
cost of offshore wind," RWE Innogy said.
At the end of November the company scrapped plans to build one of the world's largest offshore wind
farms in British waters – the 1,200MW Atlantic Array – saying it no longer made economic sense to
build it. British utility Scottish Power subsequently announced the cancellation of a large UK offshore
wind farm and Centrica decided to sell one of its projects to Denmark's DONG Energy.
Offshore wind farms are some of the most expensive renewable energy projects because they are
built far out at sea, but government subsidies are designed to help developers regain some of their
investment.
Scottish Power to cut prices by 3.3%
(Source FeedDemon)
Typical dual bills will be reduced by around £42, after criticism the firm failed to pass on reductions agreed with government
Scottish Power is planning to cut its prices by 3.3% after criticism that it had failed to pass on savings
from the government's rollback of the green levies that were added to power bills.
The move will reduce typical household gas and electricity dual fuel bills by about £42 and the energy
company is also expected to pass on a further £12 rebate to all customers for the Warm Home Discount, which the government has said will be funded through general taxation instead of through levies on energy bills.
A spokesman for Scottish Power said: "We are committed to delivering the reductions as agreed with
the government and will make an announcement this week."
The tariff cut will only partly reverse increases of 8.5% and 9% for gas and electricity respectively from
Scottish Power a month ago.
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The expected move follows a New Year's Day bill reduction of 3.2% by British Gas.
ENERGIES SPECIAL ALLEMAGNE
ANALYSIS: German 2013 wind, solar power output up 4% at record 77
TWh
(Source FeedDemon)
Germany's combined wind and solar power output in 2013 was around 4% higher than the previous year at a record 76.9 TWh, a Platts analysis of the latest available data shows.
Wind power output reached a record 47.2 TWh last year, up 3% or 1.3 TWh from 2012, according to
renewables research group IWR.
Solar output increased 6% or 1.7 TWh from 2012 to reach 29.7 TWh for 2013, according to a SpiderEnergy analysis of data provided by transmission system operators and published on the EEX transparency platform. Up until November, 2013, wind power output trailed 2012 levels, but a stormy
December with more than 7 TWh of wind power output meant new records for both wind and solar
power production in Germany, the data shows. Both solar and wind also hit new hourly records in
2013 with wind power output rising for the first time above 26 GW on December 5, while hourly solar
output reached 24 GW in July. Strong solar output at times also combined with high wind power output
to set a new record for intermittent renewable output above 36 GW on April 18.
Germany's installed wind and and solar capacity is expected to rise above 70 GW in the first half of
2014. Currently, wind capacity is estimated at around 33 GW, while solar PV capacity has risen above
35.5 GW in November
However, consumers also will have to pay 18% more for subsidies paid to renewable power producers
in 2014 through the green levy, which is estimated to pay out some Eur21.5 billion ($29.3 billion) to
eligible operators of renewable installations next year.
With lower wholesale prices finally feeding through to consumer prices, the pressure on politicians to
act quickly has maybe eased somewhat, but the reform of the EEG renewable energy law remains a
priority for the new government, which plans to present a first draft bill by Easter.
PRESSURE ON POWER PRICES REMAINS
German power prices extended their downward trend in 2013 with spot power on average 13% lower
than in 2012, while year-ahead prices fell to their lowest level in over eight years due to oversupply
from renewable and conventional sources as well as cheaper generation costs and falling demand.
According to Platts data, German day-ahead, over-the-counter power prices for baseload delivery
averaged Eur37.51/MWh in 2013.
The average 2013 closing price for OTC year-ahead baseload power was Eur39.06/MWh, down 21%
or more than Eur10 from the 2012 average of Eur49.27/MWh.
Power consumption fell 2013 for a third year in a row, down 1.8% year on year at 596 TWh, according
to a first estimate from utility lobby group BDEW.
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However, domestic power production was little changed compared with the previous year at 629 TWh,
German think-tank Agora said.
Based on those estimates, German net power exports reached a new record in 2013 at around 33
TWh.
That number would exceed Germany's total annual solar output of 29.7 TWh, according to the latest
available data.
Combined wind and solar output accounted for around 13% of Germany's electricity consumption in
2013 with wind contributing around 8% and solar around 5% based on an annualized average, according to the above data.
Total renewables output including hydro, biomass and other forms of green power generation, accounted for almost 25% of Germany's electricity mix in 2013, Agora said, with no overall official data
available yet.
ENERGIES SPECIAL FRANCE
EDF: la production des centrales nucléaires a reculé de 0,3% en 2013
(Source FeedDemon)
La production d'électricité des 58 réacteurs nucléaires français d'EDF a reculé pour la deuxième année de suite en 2013, avec une légère baisse de 0,3% à 403,7 térawattheures, a annoncé le groupe mardi.
Ce niveau de production est inférieur à l'objectif initial que s'était fixé EDF pour l'an dernier (405 à 410
térawattheures) mais conforme au nouvel objectif revu à la baisse en novembre, compris entre 400 et
405 térawattheures.
Le géant français de l'électricité souligne toutefois sur son site internet que 2012 était une année bissextile, avec une journée de production supplémentaire, ce qui lui permet de se targuer d'une production électrique d'un "niveau équivalent" à nombre de jours identique.
Des températures douces ont notamment freiné la demande d'électricité en décembre, avec une production restée à un niveau équivalent de celui de décembre 2012, également très doux.
Cette douceur climatique a imposé à l'opérateur historique de garder 5 réacteurs à l'arrêt lors de la
deuxième quinzaine de décembre et de réduire la puissance de 7 à 8 autres réacteurs, a fait valoir
EDF.
En 2012, la production des 58 réacteurs français d'EDF avait déjà reculé de 3,8% par rapport à 2011,
à 404,9 térawattheures contre 421,1 TWh un an auparavant. En 2010 et 2011, l'électricité nucléaire
d'EDF avait progressé après un point bas décennal en 2009, à 390 térawattheures.
L'amélioration de la disponibilité des centrales nucléaires françaises, qui s'est globalement érodée ces
dernières années, est une des priorités du PDG d'EDF Henri Proglio.
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Selon Les Echos, qui avaient révélé l'information, 2.670 jours de maintenance étaient prévus l'an dernier pour les arrêts programmés de maintenance (rechargement du combustible, visite décennale,
remplacement d'équipements...) contre 2.200 en 2012. Et ces arrêts ont souvent été plus longs que
prévus, selon le journal.
Quant aux arrêts fortuits (liés à des pannes), le taux d'indisponibilité s'est lui élevé à 2,6 % en 2013,
selon EDF.
EDF ne communquera le "coefficient de disponibilité" de ses centrales que lors de ses résultats annuels le 13 février, a précisé une porte-parole à l'AFP. Mais pour 2013 il restera inférieur à 80%, notent les Echos, soit en dessous des niveaux de 82 à 84% affichés entre 2002 et 2006. Ce taux était
tombé à 78% en 2009, année de l'arrivée de M. Proglio à la tête du premier électricien mondial.
EDF a par ailleurs publié la production d'électricité de ses huit réacteurs nucléaires britanniques, qui a
progressé de 0,8% à 60,5 TWh.
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MINES
Algérie : une nouvelle dynamique en perspective dans le secteur des
mines
(Source FeedDemon)
Le secteur algérien des mines amorcera, prochainement, une nouvelle dynamique à la faveur
du lancement de plusieurs projets que les autorités ambitionnent de mettre en œuvre à moyen
terme. C’est la précision fournie par le ministre des Relations avec le Parlement, Mahmoud
Khedri, aux membres de l’Assemblée populaire nationale (APN), rapporte le 6 janvier APS.
Pour M. Khedri, les projets à mettre en œuvre traduisent « la volonté du gouvernement de relancer le
secteur pour contribuer au développement socio-économique du pays », alors que le projet de loi sur
les mines a été amendé et devra être voté le 19 janvier.
Dans ce contexte, il indique que la capacité de production de l’usine du projet d’exploitation du phosphate à Djebel El Onk passera de 3 millions à 5,5 millions de tonnes/an, à partir des réserves qui
avoisinent 2 milliards de tonnes.
Il a réitéré l’engagement de l’Algérie de mettre en valeur ses ressources minières, y compris l’or à
Tamanrasset. Il a en revanche relevé que l’étude de faisabilité de la société Teramine Australia sur les
moyens d’exploitation du projet de production de zinc et de plomb dans la région d’Oued Amizour, « a
été rejetée par le gouvernement en raison de ses conséquences sur l’environnement et la population
».
Par ailleurs, 31 cartes géologiques des sites miniers à travers le territoire national sont en cours
d’élaboration. Ce projet est supervisé par l’agence nationale de géologie créée pour contribuer à la
relance et au développement de l’activité minière en Algérie.
Greenland explores Arctic mineral riches amid fears for pristine region
(Source FeedDemon)
London Mining, a British mineral company, is trying to attract Chinese and other international
investors to build a £1.5bn iron ore mine just outside the Arctic Circle in Greenland.
The move comes as BP and Shell join others exploring for oil and gas in the pristine waters off Greenland, as concerns grow that the wave of industrialisation in the region will damage the pristine environment.
Greenland and the wider Arctic is seen as one of the new frontiers for exploiting mineral wealth, but
uncertain national boundaries have also opened up potential political, if not military, conflicts.
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London Mining, whose board includes a former British foreign minister in Sir Nicholas Bonsor, has
already opened talks with Chinese mining group Sichuan Xinye and others about helping finance a
new mine at Isua.
London Mining chief executive Graeme Hossie said the company was looking at "all options, including
Danish, other Nordic, Chinese and other global investors." He said the competition for funding was
challenging and it was hard to predict when it would be in place.
The project has received government approval and could result in an influx of more than 3,000 construction workers into the country, which has a population of 57,000, to build a port and pipeline to
serve the mine.
At present there is no mining of any kind in Greenland, but the cash-strapped and semi-autonomous
country is keen to break away from financial and political dependence on its historical owner, Denmark.
In October a new government in Nuuk led by prime minister Aleqa Hammond gave the go-ahead to
the Isua scheme and another at Kvanefjeld, while lifting a decades-long ban on mining uranium and
rare-earth minerals.
Map showing location of Isua mine. Graphic
Parliament voted to end the ban by 15 votes to 14 amid concern about the environmental and social
impact of large mining schemes – particularly those involving radioactive materials such as uranium.
Hossie said: "London Mining has carried out several years of comprehensive environmental studies,
all showing that the project can be completed without damaging the environment."
However, a social impact report prepared by London Mining, which is backed by some of Britain's
biggest pension schemes such as Standard Life and F&C Asset Management, accepted there would
be some detrimental effects from its scheme: "The key risks and negative impacts are on a more social and health level such as social conflicts, vulnerable groups, risk for accidents and access to natural areas during the construction phase. Furthermore, there will be a pressure on the development
plans and public service."
Last March the government of Kuupik Kleist fell after an election campaign dominated by an acrimonious debate over whether industries such as mining and oil would damage the traditional Inuit trades of
fishing and hunting.
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In particular there was criticism that the Isua scheme could lead to thousands of Chinese arriving in
Greenland with a wider agenda of controlling an area of vast potential mineral wealth to feed their own
country's industrialisation.
London Mining has been keen to dampen this speculation and the new government has insisted all
staffing plans will be discussed with local trade unions.
The Kvanefjeld scheme has been proposed by Australian company Greenland Minerals and Energy to
produce uranium for a new generation of nuclear power stations in China and elsewhere. It is also
intends to mine rare-earth minerals used in hi-tech weaponry and mobile phones.
Meanwhile, oil firms including BP, Shell, Statoil and ConocoPhillips have been awarded licences to
operate in the region to join those previously given to ExxonMobil and Cairn Energy. Offshore drilling
by Cairn in summer 2011 put it into physical contact with environmental campaigners from Greenpeace who want drilling to stop.
The 30 protesters from Greenpeace who were jailed in Russia and released before Christmas had
been arrested for trying to disrupt similar operations in the Barents Sea.
But wider concerns surround the uncertain national boundaries with Canada and Russia, which are
among the countries pressing territorial claims through a process handled under the UN convention on
the law of the sea.
When Canada announced last month it intended to lay claim to the north pole – never before taken as
national territory – the move caused alarm among the other Arctic states: Denmark, Russia, Norway
and the US. Russian president Vladimir Putin quickly promised to increase Russia's military presence
in the region in response to Canada's claim, which would extend its territory by half a million square
miles. Canada itself and Norway also plan to increase defence spending in the far north.
The Arctic nations are increasingly looking to the north as a source of natural resources and shipping
lanes. The US Geological Survey has estimated the region has 30% of the world's undiscovered natural gas and 15% of the oil. In 2012 Lloyd's of London warned of the environmental dangers of more
than £60bn of investment heading to the Arctic over the next decade.
To request an extension of their nautical borders countries must submit proposals to the UN commission on the limits of the continental shelf. Under international law the five countries with territories near
the Arctic Circle are allotted 200 nautical miles from their northern coasts. Under the UN convention
on the law of the sea, exclusive claims can be vastly expanded for Arctic nations that prove that their
part of the continental shelf extends beyond that zone – as Canada intends to do with a claim to the
Lomonosov Ridge, an undersea mountain range between Ellesmere Island, Canada's most northern
land mass, and Russia's east Siberian coast. That would extend Canada's claim 200 nautical miles
beyond the north pole.
OR
Or: l'ombre du 'flash cash' pèse toujours.
(Source FeedDemon)
Après le «crash éclair», l'once restait ce midi à distance respectueuse des 1.250 dollars qu'elle
tutoyait pourtant la veille. Au terme du premier fixing du jour sur le marché de référence de
Londres, l'once d'or cotait 1.237,5 dollars (- 8,75 dollars par rapport au fixing d'hier après-midi)
et 907,9 euros (- 6,3 euros). Sur le marché au comptant, les 1.240 dollars ont été frôlés ce matin.
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Hier après-midi au comptant, l'once a connu un 'flash crash', chutant en quelques secondes de 1.245
à 1.212 dollars avant de se reprendre.
Aucun élément explicatif ne semble s'imposer à ce jour, les éventualités avancées allant du 'gros
doigt' (une erreur de manipulation d'un opérateur de marché) à la thèse, plus 'complotiste', d'une tentative de manipulation du marché.
Nanex Research, observateur des mouvements de marché, indique qu'environ 4.200 contrats à terme
ont été vendus d'un coup à 10 heures 14, heure américaine, hier.
L'once ne parvient cependant pas à retrouver ses plus hauts niveaux de la veille après ce 'flash
crash'.
Les courtiers londoniens de Triland Metals, eux, privilégient la thèse de l'erreur de manipulation.
'La demande physique en provenance d'Asie reste solide', ajoutent-ils.
Rien à signaler du côté de l'encours de l'encours de lingots formant la contrepartie de l'ETF aurifère
américain SPDR Gold Shares, stable depuis le 2 janvier à 794,6 tonnes.
Un an plus tôt, cet encours était voisin de son sommet annuel, à 1.340,7 tonnes.
D'un point de vue technique, les analystes de ScotiaMocatta soulignent que l'once a aligné, le 6 janvier au soir, sa 4e séance consécutive de hausse, ainsi qu''un beau début d'année 2014' pour l'once.
Une résistance est identifiée à 1.252 dollars.
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