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SUEZ acquiert 99,6% du capital de la SHEM

Electrabel, filiale du Groupe SUEZ, a acheté 59,6% de parts supplémentaires de la Société Hydro-Electrique du Midi (SHEM) au Groupe SNCF, Electrabel en détenant déjà 40 %. Les accords entre les deux sociétés prévoyaient en effet que le Groupe SNCF disposerait d’une option de vente portant sur le solde du capital de la SHEM : la première tranche concernant 40% du capital a été réalisée le 20 janvier 2005. Cette opération, réalisée le 20 décembre 2006, représente un investissement de € 504,5 millions pour Electrabel. Elle illustre la politique du Groupe d’être un acteur majeur du marché de l’énergie en France. La SHEM exploite 49 centrales hydrauliques situées dans les Pyrénées et dans le Massif Central. Ces unités totalisent 773 MW (production de pointe et d’hyper pointe) de capacité de production d’électricité verte. Elles sont complémentaires à la participation du Groupe dans la Compagnie Nationale du Rhône (2937 MW de puissance hydraulique de base) et dans la production nucléaire (1100 MW à Chooz et Tricastin). (src : Suez)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061223    Lire l'article

Suez : le projet Netpune GNL a été approuvé

Neptune LNG LLC, filiale de SUEZ Energy North America, a annoncé aujourd’hui l’approbation par le gouverneur du Massachusetts, Mitt Romney, du système de fourniture de GNL offshore dans la baie du Massachusetts proposé par Neptune, qui constitue une étape décisive du projet. L’approbation donnée par le gouverneur permet à la U.S. Coast Guard (Garde côtière américaine) et à la Maritime Administration (MARAD - Administration maritime) de finaliser la procédure de demande du port GNL offshore de Neptune. Selon Neptune LNG, le projet sera totalement opérationnel en 2009. Un pipeline spécialement construit à cet effet sera raccordé au gazoduc sous-marin existant, HubLineSM, des méthaniers adaptés au nouveau terminal seront mis en chantier et des contrats de fourniture de GNL seront sécurisés pour desservir, chaque jour, les clients du Massachusetts et du reste de la Nouvelle-Angleterre. La demande de gaz naturel venant des producteurs d’électricité et des clients résidentiels de la Nouvelle-Angleterre devrait enregistrer une augmentation annuelle de 1 à 2% au cours des deux prochaines décennies, le Massachusetts représentant à lui seul la moitié de la consommation de gaz naturel de la région. Vu son rythme de croissance, la région pourrait être confrontée en 2010 à une pénurie dans la fourniture de gaz naturel d’environ 14 millions m³ par jour. Le projet Neptune, en cours de développement, fournira entre 11,3 et 21,2 millions de m³ de gaz naturel par jour, soit un volume suffisant pour desservir chaque jour entre 1,5 million et 3 millions de foyers. En augmentant la fourniture dans la région, le projet Neptune permettra aux foyers du Massachusetts et des autres Etats de la Nouvelle-Angleterre de bénéficier de chauffage par temps froid et d’électricité tout au long de l’année. « Le projet Neptune témoigne de l’investissement constant de SUEZ dans l’infrastructure de gaz naturel de la Nouvelle-Angleterre et de notre engagement à répondre aux demandes croissantes du marché », déclare Dirk Beeuwsaert, CEO de SUEZ Energy International. « Grâce à la diversification et la croissance de notre portefeuille de fourniture de GNL et aux synergies avec notre terminal de Boston, combinées à plus de trois décennies d’expertise opérationnelle, nous sommes dans une position exceptionnelle pour assurer aux consommateurs de la région une nouvelle fourniture substantielle et fiable de gaz naturel à long terme. » Aperçu du projet NeptuneLe port de Neptune utilisera des méthaniers spécialement conçus pour stocker, transporter et vaporiser le GNL en gaz naturel, qui peut être envoyé aux consommateurs à l’aide du gazoduc sous-marin existant, HubLineSM. Les méthaniers mouilleront dans le port GNL offshore proposé, au moyen d’un système de déchargement composé de deux bouées submergées. En général, les méthaniers resteront amarrés pendant quatre à huit jours pour décharger leur cargaison de GNL, en fonction de la demande du marché. Les deux bouées séparées permettront de garantir la fourniture continue du gaz naturel en retenant simultanément, pendant un court laps de temps, les méthaniers entrant et sortant. Le coût du projet, en incluant les méthaniers spécialement conçus pour répondre aux normes environnementales strictes du Massachusetts, le système à bouées et la connexion au gazoduc HubLineSM, est estimé à environ 1 milliard d’USD. (src : CP - Suez)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061223    Lire l'article

Qstarz lance un récepteur GPS Bluetooth solaire

Qstarz, une compagnie Taiwainaise spécialisée dans les appareils mobiles numériques équipés de système bluetooth lance son nouveau récepteur GPS, le BT-Q815, doté d'un capteur solaire. Mesurant 72.2 (l) X 46.5 (w) X 20 (h) millimètres, le nouveau GPS bluetooth utilise la puce incorporée pour délivrer un meilleur rendement et optimiser une autonomie de 25 heures en mode navigation. La nouveauté réside dans le fait que la batterie Li-Ion intégrée au GPS peut être rechargée à la volée par son capteur solaire. Du coup, l'autonomie de l'appareil augmenterait de 20 % et passerait à 30 heures. Le modèle Qstarz BT-Q815 devrait être vendu au prix de 125 euros. (src : Qstarz)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061223    Lire l'article

Schneider electric s'implante en Chine via Delixi

Schneider Electric a signé le 18 décembre avec Delixi Group un accord portant sur la création d'une joint-venture spécialisée dans la fabrication, la commercialisation et la distribution de produits de basse tension. Delixi Group est l'un des leaders locaux de la distribution électrique en Chine et emploie environ 14 000 personnes. Delixi est reconnue comme étant une des marques de référence dans le pays. Cette nouvelle joint-venture aura pour raison sociale Delixi Electric, et sera basée dans la ville de Wenzhou (Province du Zhejiang), sous réserve des conditions suspensives d'usage et de l'approbation des autorités de tutelle. Elle sera détenue à parts égales (50/50) par Schneider Electric et Delixi Group. Russell Stocker, directeur général de la division opérationnelle Asie-Pacifique de Schneider Electric a déclaré : « Ce partenariat va inaugurer un nouveau modèle économique pour Schneider Electric. Il permettra au groupe d'enrichir son approche actuelle basée sur la prescription et l'offre de services et de solutions au travers de partenaires à valeur ajoutée. En effet, Delixi Electric commercialisera de façon indépendante une offre spécifique et complète de produits de basse tension, via un vaste réseau dédié de plus de 1 000 points de vente. La joint-venture proposera ainsi une offre de valeur différente de celle de Schneider Electric, avec une approche commerciale distincte ». La joint-venture ciblera le marché chinois et, s'appuyant sur sa relation exclusive avec Schneider Electric, élargira son modèle économique spécifique à d'autres pays ciblés. En 2007, Delixi Electric devrait réaliser un chiffre d'affaires annuel pro-forma d'environ 220 millions d'euros en année pleine et une marge opérationnelle d'environ 10%, pour un effectif de quelque 4 000 personnes. Le modèle économique de la nouvelle entité devrait permettre de profiter pleinement de la croissance à deux chiffres du marché dans les nouvelles zones de développement urbain en Chine, et de bénéficier d'opportunités d'exportation vers d'autres pays émergents. Schneider Electric prévoit que le critère de retour sur capitaux engagés sera respecté dans les trois années suivant la finalisation de l'opération. (src : Schneider Electric)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061223    Lire l'article

Superphénix en bonne voie de déconstruction

EDF a annoncé mardi que 38% du surgénérateur nucléaire Superphénix, situé à Creys-Malville (Isère), avaient été déconstruits. Le sodium liquide encore présent sera incorporé dans des blocs de béton. La centrale doit être totalement déconstruite en 2025. "Nous allons construire une chaîne de traitement des 5.500 tonnes de sodium liquide (une substance délicate à manipuler car elle s'enflamme au contact de l'air et de l'eau) qu'utilisait le réacteur pour évacuer la chaleur, afin de transformer ce produit en soude qui sera incorporée à des blocs de béton", a indiqué le futur directeur (à partir du 1er janvier prochain) de la centrale, Jean-Pierre Thomas. "A la fin de l'opération, cela représentera 70.000 tonnes de béton très faiblement radioactif stocké sur place. Au bout de 30 ans, ce béton aura la même radioactivité que celle du granit et pourra être utilisé comme matériau de construction", a ajouté M. Thomas. Le démantèlement de la cuve du réacteur, fortement radioactive, s'étalera entre 2013 et 2020. La démolition du bâtiment réacteur devrait durer 5 ans. EDF évoquait un "retour à la pelouse" à Creys-Malville, mais ce gazon abritera quand même en 2025 un bâtiment avec une piscine contenant 14 tonnes de plutonium, une substance particulièrement dangereuse. Rappelons que le gouvernement a décidé en juin 1997 de fermer et supprimer la centrale nucléaire Superphénix "à cause de son coût excessif". (src : Lemoniteur)
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Suez : le projet Netpune GNL a été approuvé

Neptune LNG LLC, filiale de SUEZ Energy North America, a annoncé aujourd’hui l’approbation par le gouverneur du Massachusetts, Mitt Romney, du système de fourniture de GNL offshore dans la baie du Massachusetts proposé par Neptune, qui constitue une étape décisive du projet. L’approbation donnée par le gouverneur permet à la U.S. Coast Guard (Garde côtière américaine) et à la Maritime Administration (MARAD - Administration maritime) de finaliser la procédure de demande du port GNL offshore de Neptune. Selon Neptune LNG, le projet sera totalement opérationnel en 2009. Un pipeline spécialement construit à cet effet sera raccordé au gazoduc sous-marin existant, HubLineSM, des méthaniers adaptés au nouveau terminal seront mis en chantier et des contrats de fourniture de GNL seront sécurisés pour desservir, chaque jour, les clients du Massachusetts et du reste de la Nouvelle-Angleterre. La demande de gaz naturel venant des producteurs d’électricité et des clients résidentiels de la Nouvelle-Angleterre devrait enregistrer une augmentation annuelle de 1 à 2% au cours des deux prochaines décennies, le Massachusetts représentant à lui seul la moitié de la consommation de gaz naturel de la région. Vu son rythme de croissance, la région pourrait être confrontée en 2010 à une pénurie dans la fourniture de gaz naturel d’environ 14 millions m³ par jour. Le projet Neptune, en cours de développement, fournira entre 11,3 et 21,2 millions de m³ de gaz naturel par jour, soit un volume suffisant pour desservir chaque jour entre 1,5 million et 3 millions de foyers. En augmentant la fourniture dans la région, le projet Neptune permettra aux foyers du Massachusetts et des autres Etats de la Nouvelle-Angleterre de bénéficier de chauffage par temps froid et d’électricité tout au long de l’année. « Le projet Neptune témoigne de l’investissement constant de SUEZ dans l’infrastructure de gaz naturel de la Nouvelle-Angleterre et de notre engagement à répondre aux demandes croissantes du marché », déclare Dirk Beeuwsaert, CEO de SUEZ Energy International. « Grâce à la diversification et la croissance de notre portefeuille de fourniture de GNL et aux synergies avec notre terminal de Boston, combinées à plus de trois décennies d’expertise opérationnelle, nous sommes dans une position exceptionnelle pour assurer aux consommateurs de la région une nouvelle fourniture substantielle et fiable de gaz naturel à long terme. » Aperçu du projet NeptuneLe port de Neptune utilisera des méthaniers spécialement conçus pour stocker, transporter et vaporiser le GNL en gaz naturel, qui peut être envoyé aux consommateurs à l’aide du gazoduc sous-marin existant, HubLineSM. Les méthaniers mouilleront dans le port GNL offshore proposé, au moyen d’un système de déchargement composé de deux bouées submergées. En général, les méthaniers resteront amarrés pendant quatre à huit jours pour décharger leur cargaison de GNL, en fonction de la demande du marché. Les deux bouées séparées permettront de garantir la fourniture continue du gaz naturel en retenant simultanément, pendant un court laps de temps, les méthaniers entrant et sortant. Le coût du projet, en incluant les méthaniers spécialement conçus pour répondre aux normes environnementales strictes du Massachusetts, le système à bouées et la connexion au gazoduc HubLineSM, est estimé à environ 1 milliard d’USD. (src : CP - Suez)
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CRE : Rapport préliminaire sur la panne de courant

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a demandé, dès le 5 novembre, au groupe des régulateurs européens de l’électricité et du gaz (ERGEG) de lancer une enquête pour tirer, à l’échelle européenne, les enseignements de la panne d’électricité survenue le 4 novembre 2006. La CRE, qui fait partie des rédacteurs du rapport préliminaire1 de l’ERGEG, partage pleinement les premières conclusions qui viennent d’être publiées. Un rapport définitif est attendu en février 2007. La CRE a souhaité que ces travaux permettent de mieux comprendre comment un incident, à l’origine très localisé dans une région limitée de l’Allemagne, a pu se propager aussi largement en Europe et conduire au délestage de 11 % de la consommation francaise. Cette compréhension ne peut être atteinte que par l’analyse conjointe du comportement de l’ensemble des réseaux concernés par cet incident. Le rapport préliminaire des régulateurs conclut au besoin d’une intensification urgente de la coopération entre les gestionnaires de réseaux européens afin de garantir une meilleure sécurité d’approvisionnement en Europe. En effet, on constate qu’il existe des différences entre les règlements nationaux, éventuellement en vigueur dans les différents Etats membres, ou entre les règles de l’art appliquées, à leur initiative, par les gestionnaires de réseaux de transport d’électricité. En première analyse, il apparaît que les dysfonctionnements qui ont conduit à la panne du 4 novembre 2006 sont similaires à ceux déjà constatés par le passé et, en particulier, lors du blackout survenu en Italie le 23 septembre 2003 pour lesquels les régulateurs italiens et français avaient déjà proposé des remèdes. A l’évidence, les gestionnaires de réseaux n’ont toujours pas pris les mesures correctives nécessaires qui étaient recommandées dans le rapport2 présenté au XIIe Forum de Florence en septembre 2005. Télécharger le rapport : ICI (src : CP - CRE)
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Jacques Chirac inaugure le synchrotron SOLEIL

Le synchrotron SOLEIL a été inauguré lundi 18 décembre 2006 par le président de la République Jacques Chirac. Instrument scientifique majeur, ce synchrotron de troisième génération permet des avancées considérables en sciences des matériaux, chimie, astrophysique, médecine, et bien d'autres domaines. Son rôle est d'explorer la matière jusqu'au niveau atomique, afin d'étudier sa géométrie et ses propriétés. De par ses performances et sa conception issue des technologies les plus récentes, SOLEIL est la source de lumière synchrotron la plus optimisée au monde dans sa gamme d'énergie. Il vient compléter l'ESRF (European Synchrotron Radiation Facility), premier équipement synchrotron construit en France, qui ne permet pas de couvrir les besoins des chercheurs français. De fait, les demandes d'utilisation de SOLEIL sont d'ores et déjà plus de deux fois supérieures au temps de faisceau disponible. C'est pour répondre à ces besoins que le CNRS s'est engagé dès le début dans ce projet. Il détient 72% des parts de la société civile synchrotron SOLEIL. Cet équipement a également reçu le soutien du CEA et de trois partenaires institutionnels (Région Ile-de-France, Conseil général de l'Essonne, Région Centre). Pour en savoir plus :http://www.synchrotron-soleil.fr/francais/ (src : CP cnrs)
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Areva fait un point de situation et se rassure

Le groupe a pris acte de la signature d'un Memorandum Of Understanding entre le gouvernement chinois et le gouvernement américain. Les discussions avec les interlocuteurs chinois d'AREVA se poursuivent dans une possible perspective de partenariat global pouvant inclure l'amont, les réacteurs et l'aval. En 2006, le groupe a remporté de nombreux contrats et initié des développements stratégiques majeurs : Lancement industriel de l'exploitation d'uranium KATCO au Kazakhstan et nouveaux permis miniers, Contrats exports records dans l'enrichissement pour plus d'un milliard d'euros, Conclusion de l'accord ETC permettant le démarrage en juillet 2006 de la construction de l'usine d'enrichissement GBII, pour un investissement de trois milliards d'euros, Accord stratégique avec Mitsubishi Heavy Industries pour le développement d'un réacteur de 3ème génération de 1000 MW, dont le design détaillé devra être finalisé sous trois ans, Contrats signés pour un total de plus d'un milliard d'euros dans les activités de Traitement / Recyclage, Le redressement du pôle Transmission & Distribution est en avance d'un an sur le programme initial. Cette activité, déficitaire et dont les prises de commandes étaient en recul lors de son rachat en 2004, est aujourd'hui profitable et en forte croissance. Concernant le contrat avec TVO en Finlande, AREVA rappelle que la construction du 1er réacteur au monde de 3ème génération est prévue pour durer environ 5 ans 1/2. L'évolution du calendrier et ses raisons ont été rendues publiques de manière systématique et transparente en accord avec le client. (src : CP AREVA)
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Suez remporte un méga-contrat au moyen-Orient

Suez Energy International remporte l’appel d’offre du plus grand projet de production d’électricité et de dessalement d’eau au monde : Suez Energy International, en consortium avec Gulf Investment Corporation et Arabian Company for Water & Power Projects, vient de signer un contrat BOOT (build, own, operate, transfer) portant sur la construction et l’exploitation d’une unité combinée de production électrique et de dessalement d’eau de mer d’une capacité de 2 750 MW et de 800 000 m³/jour à Jubail dans le nord-est de l’Arabie Saoudite. Le consortium sera propriétaire du projet à hauteur de 60 %. L’appel d’offre pour l’IWPP (Independent Water and Power Project) de Marafiq a été lancé par la Power and Water Utility Company for Jubail and Yanbu (Marafiq). Le projet est destiné à fournir de l’eau et de l’électricité aux utilisateurs de la ville industrielle de Jubail et de la province orientale de l’Arabie Saoudite. La vente de la totalité de l’énergie et de l’eau douce produite est cédée à Marafiq et garantie par une convention pour une durée de 20 ans. Le coût total du projet est estimé à 3,4 milliards de dollars US et sera financé sur emprunts et sur fonds propres respectivement à hauteur de 82 % et 18 %. Le contrat permettra de générer un chiffre d'affaires total de 8,5 milliards de dollars US sur 20 ans. Le projet Marafiq correspond à environ 10 % de la puissance installée totale de l’Arabie Saoudite, qui s’élève actuellement à 29 000 MW. Cette capacité devrait être portée à 60 000 MW d’ici 2020 pour répondre aux besoins énergétiques en croissance rapide du Royaume. Lors de sa mise en service en juillet 2009, l’IWPP de Marafiq constituera également une source non négligeable d’approvisionnement en eau douce pour le pays. Dirk Beeuwsaert, CEO de SUEZ Energy International, indique : « L’approche technique innovante adoptée par l’équipe de SEI a constitué l’une des clés de ce succès de SUEZ, et nous différencie de nos concurrents dans la région. Les spécificités organisationnelles, technologiques, financières et commerciales de ce projet de grande envergure se traduisent par des tarifs avantageux pour le bénéficiaire final Marafiq. Que nous ayons pu remporter ce contrat renforce notre réputation et notre statut d’investisseur dans la région. En effet, notre Groupe s’impose désormais comme le premier investisseur de projets au Moyen-Orient, où nous gérerons sous peu une puissance installée de 8 200 MW. » (src : CP Suez)
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GE Energie vend sa division hydroélectrique

General Electric a annoncé aujourd'hui (ndlr : mercredi) qu'elle a signé un accord définitif en vue de vendre les activités hydroélectriques de sa division Energie au Groupe Pescarmona (Pescarmona Group of Companies - PGC), un conglomérat multinational privé très actif dans l'industrie hydroélectrique, où il oeuvre depuis une centaine d'années par l'intermédiaire de sa filiale IMPSA. La vente porte sur les activités hydroélectriques mondiales de GE Energie, à l'exclusion des activités hydroélectriques de GE en Norvège et en Suède. Une offre de PGC relative à l'achat des activités suédoises et norvégiennes est présentement à l'étude, et pourrait donner lieu à un autre accord de vente, après que les consultations nécessaires avec les comités d'entreprise locaux auront été menées. Les clauses de l'accord n'ont pas été divulguées. La conclusion de la transaction est liée aux conditions habituelles, y compris les approbations des autorités réglementaires et les discussions avec les comités d'entreprise et autres tierces parties. On prévoit que la transaction sera conclue au cours du premier trimestre de 2007. (src : GE)
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GDF assure ses approvisionnements à long terme

Au siège de Gazprom, Alexeï Borissovitch Miller, Président du Directoire de Gazprom, et Jean-François Cirelli, Président Directeur Général de Gaz de France, ont signé un accord portant sur le renouvellement de leurs contrats d'approvisionnement en gaz naturel. Gaz de France et Gazprom prolongent jusqu'en 2030 leurs contrats existants de fourniture de gaz naturel, qui représentent aujourd'hui environ 12 milliards de mètres cubes par an. A partir de la fin 2010, Gaz de France recevra des volumes additionnels de 2,5 milliards de mètres cubes de gaz naturel par an qui transiteront par le Nord Stream. Par ailleurs, Gazprom entend, à compter du 1er juillet 2007, réaliser des fournitures directes de gaz russe à des clients finaux. Ces volumes pourraient atteindre jusqu'à 1,5 milliard de mètres cubes par an. Les deux entreprises ont également prévu d'accroître leur coopération dans le domaine de la fourniture de gaz naturel liquéfié (GNL), de la formation et de la protection de l'environnement. A l'occasion de la signature de ces accords, le Président Directeur Général de Gaz de France, Jean-François Cirelli, a indiqué : « Plus de trente ans après les premiers contrats d'achat de gaz naturel russe par Gaz de France, je me réjouis de la signature de ces nouveaux accords avec Gazprom, fournisseur majeur en gaz naturel de l'Europe, qui confirment la force du partenariat à long terme entre Gazprom et Gaz de France. La poursuite de notre coopération commerciale avec Gazprom participe à la sécurité d'approvisionnement de notre clientèle en France et en Europe sur le long terme. » Le Président du Directoire de Gazprom, Alexeï Miller, a pour sa part déclaré : « Les contrats que nous avons signés aujourd'hui marquent une nouvelle avancée dans le développement d'un partenariat de long terme entre la Russie et la France. C'est un bel exemple de la réussite de la stratégie de Gazprom visant l'alimentation des clients aval en Europe et l'amélioration de l'efficacité des exportations de gaz russe ». (src : CP - Gaz de France)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061221    Lire l'article

Total démarre le projet gazier en Caspienne

Total annonce le démarrage de la production commerciale de gaz du projet de développement gazier de Shah Deniz, en mer Caspienne, au large de l’Azerbaïdjan, à environ 70 kilomètres au sud de Bakou. Découvert en 1999, le champ de Shah Deniz, d’une superficie d’environ 860 kilomètres carrés, est situé par une profondeur d’eau allant de 50 mètres au nord-ouest à 600 mètres au sud-est. La phase 1 du développement de Shah Deniz correspond au démarrage des exportations de gaz vers les marchés azéri, géorgien et turc. La production plateau de la phase 1 atteindra plus de 8,6 milliards de mètres cubes de gaz par an. Le gaz sera exporté de Bakou à la frontière turque en passant par la Géorgie via les 690 kilomètres de canalisations du gazoduc sud caucasien SCP. Total détient une participation de 10 % dans le gisement de Shah Deniz développé par un consortium dirigé par BP (opérateur), avec pour autres partenaires Statoil, Socar, NICO, Lukoil et TPAO. Total dans la mer Caspienne : Présent en Caspienne depuis 1993, Total dispose de positions significatives dans la région. En Azerbaïdjan, Total est partenaire (10 %) dans le consortium de développement de gaz de Shah Deniz et détient une participation de 5 % dans l’oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan. Au Kazakhstan, Total est également membre (18,52 %) du consortium en charge de l’exploitation du champ pétrolier de Kashagan. (src : CP - Total)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061221    Lire l'article

Total va réduire le brûlage de gaz de 50 % en 5 ans

Après avoir décidé en 2000 d’une politique de « zéro brûlage » pour ses nouveaux projets, Total annonce son engagement à réduire de moitié le brûlage de gaz de ses installations opérées dans le monde d’ici 2012. Total a rejoint en mars 2004 le Partenariat mondial pour la réduction des gaz brûlés (Global Gas Flaring Reduction). Créé à l’initiative de la Banque Mondiale, en août 2002, ce partenariat public-privé, a pour but de favoriser et de soutenir les efforts menés par les pays pour exploiter les gaz actuellement brûlés. Il réunit les représentants des gouvernements des pays producteurs de pétrole, des compagnies nationales et des grandes compagnies pétrolières internationales. Total s’est engagé dès 2001 à maîtriser ses émissions de gaz à effet de serre (GES). Le brûlage de gaz associé représentait 23% des émissions de GES du Groupe en 2005. En dépit de productions en forte hausse, les quantités de gaz brûlés dans les installations opérées par Total ont été réduites de 40% entre 1998 et 2005. Ce nouvel engagement illustre la volonté de Total d’assumer ses responsabilités environnementales. Le Groupe participe ainsi à la lutte contre le changement climatique, en maîtrisant notamment ses émissions de GES. Il contribue également au développement de solutions énergétiques innovantes, depuis l’optimisation énergétique et les énergies renouvelables jusqu’au captage et stockage de CO2. * Le brûlage (appelé aussi torchage) des gaz associés aux productions de pétrole a lieu quand ce gaz ne peut pas être valorisé. En effet, la production de pétrole s’accompagne toujours d’une production de gaz associé qui ne peut, comme le pétrole, être facilement stocké puis expédié. Il doit être : soit utilisé immédiatement sur place (usines, génération électrique, usage industriel et domestique) ; soit expédié vers des pays consommateurs, si dans la zone de grandes quantités de gaz ont déjà été mises en évidence ; soit réinjecté dans les gisements, ce qui n’est pas toujours techniquement approprié ; soit brûlé à la torche. Si le gaz était rejeté dans l’atmosphère sans être brûlé, sa contribution à l’effet de serre serait huit fois supérieure. (src : CP - Total) Voir aussi :150 Mds de m3 de gaz naturel par an, partent en fumée
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061219    Lire l'article

Le tourisme d'hiver Européen en sursis ?

D’après une nouvelle analyse de l’OCDE*, les changements climatiques remettent gravement en question la fiabilité de l’enneigement dans les stations de ski et, par conséquent, menace les économies régionales qui sont tributaires du tourisme d’hiver. Les Alpes sont particulièrement sensibles aux changements climatiques et le réchauffement récent y a été à près de trois fois supérieur à la moyenne mondiale. Les années 1994, 2000, 2002, et 2003 ont été les plus chaudes dans les Alpes au cours des cinq cents dernières années (d’après des reconstructions de haute résolution du climat de la région depuis 1500 après J-C.). Les projections des modèles climatiques font état de changements encore plus sensibles dans les décennies à venir, notamment d’une diminution de la quantité de neige à basse altitude et d’un recul des glaciers conjugué à la fonte du permafrost plus haut. Actuellement, on considère que 90% des domaines skiables Alpins de moyenne ou grande taille, soit 609 domaines sur 666, bénéficient d’un enneigement naturel suffisant pendant au moins cent jours par an. Les 10% restants opèrent déjà dans des conditions précaires. Une hausse de la température de 1°C, de 2°C ou de 4°C à l’avenir pourrait ramener le nombre de domaines skiables jouissant d’un enneigement fiable à 500, 400 ou 200, respectivement. Parmi les pays étudiés, c’est l’Allemagne qui est le pays le plus vulnérable, puisque qu’un réchauffement de 1°C y entraînerait une baisse de 60% du nombre de domaines skiables bénéficiant d’enneigement naturel fiable. L’Autriche (où la moitié des revenus du secteur touristique, soit 4.5% de l’économie nationale, provient du tourisme d’hiver) est légèrement plus sensible que la moyenne. La France est proche de cette moyenne et l’Italie légèrement au-dessus. C’est la Suisse qui souffrirait le moins de ces changements, mais même dans son cas, un réchauffement de 1°C ferait diminuer l’enneigement naturel de 10% et un réchauffement de 4°C diviserait par deux le nombre de pistes bénéficiant d’un enneigement fiable. Il y aura également des "gagnants" et des "perdants", que ce soit à l’échelle des régions ou à celle des domaines skiables. Ainsi, les Alpes-Maritimes, la Styrie et le Frioul-Vénétie julienne sont beaucoup moins vulnérables que les cantons du Grisons, de Valais et la Savoie, de même, les domaines skiables à basse altitude sont nettement plus vulnérables que les autres. Les exploitants des stations ont déjà pris des mesures pour s’adapter à l’élévation de la limite d’enneigement et au raccourcissement de la saison, mais la plupart d’entre eux recourent à la technologie au lieu de modifier leurs comportements. La neige artificielle peut être rentable pour eux, mais elle consomme beaucoup d’eau et d’énergie, et a une incidence sur les paysages et les écosystèmes * la première étude internationale systématique sur les domaines skiables de l’arc alpin (src : OCDE)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061219    Lire l'article

Alstom remporte sa première commande en Russie

Alstom vient de remporter le contrat de fourniture clés en main d’une unité de production d’énergie en co-génération* de 420 MW auprès de la compagnie russe Mosenergo, l’un des principaux producteurs d’électricité de la ville de Moscou. Cette unité de co-génération constituera la huitième tranche de la centrale existante TPP26, implantée près de Moscou, qui produit à la fois de l’électricité et de la chaleur. Une fois en service, cette nouvelle tranche, qui portera la capacité de la centrale TPP26 à 1830 MW, va contribuer à répondre aux besoins grandissants de la région de Moscou en électricité. Alstom exécutera ce contrat en consortium avec son partenaire russe Power Engineering Group Energomachinostroitelny Alliance (EMAlliance). Ce contrat fait suite à la signature du partenariat stratégique conclu en octobre 2005 entre Alstom et EMAlliance. Son montant total s’élève à 280 millions d’euros, dont 170 millions d’euros pour la part revenant à Alstom. Alstom va offrir une prestation totalement intégrée qui comprend l’ingénierie, la fourniture des principaux équipements et la mise en service de cette unité de 420 MW. Alstom fournira notamment une turbine à gaz GT26, une turbine à vapeur, deux alternateurs ainsi qu’un générateur pour la récupération de la chaleur et le système de contrôle commande. EMAlliance sera pour sa part responsable du génie civil et de la construction et fournira les équipements électromécaniques auxiliaires (tour de refroidissement, équipement électrique, échangeurs de chaleur, canalisations pour le système de chauffage). La mise en service de cette nouvelle unité devrait intervenir en 2009. Patrick Kron, Président Directeur Général d’Alstom, a déclaré aujourd’hui lors de la signature de ce contrat à Moscou : « Alstom se félicite de contribuer, avec la plus récente technologie de cycle combiné, à la satisfaction des besoins croissants de la Russie en électricité. Ce projet intégré de centrale n’a pas d’équivalent dans ce pays. L’association d’un cycle combiné et de la co-génération confère à cette nouvelle unité un rendement élevé et lui permettra ainsi de réduire considérablement ses émissions de CO2 comparativement aux centrales existantes. » * La co-génération permet, à partir d’un seul combustible, de produire proprement et en toute fiabilité à la fois de l’électricité et de la chaleur. Les calories perdues dans une centrale conventionnelle sont dans le cas de la co-génération utilisées pour produire de l’énergie thermique. Cette énergie permet la climatisation ou le chauffage de bâtiments ou d’immeubles. En recyclant ces calories, la co-génération permet également d’obtenir des rendements plus élevés et de réduire ainsi les émissions de toutes sortes : oxydes d’azote, oxydes de soufre, mercure, poussières et gaz carbonique, principal gaz à effet de serre associé au changement climatique. (src : CP - Alstom)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061219    Lire l'article

Contrat pour Technip dans le Golfe du Mexique

Technip a remporté un contrat auprès de Mariner Energy Inc. pour la fabrication et l’installation d’une conduite sous-marine et de risers(1), pour le développement du champ Bass Lite dans le Golfe du Mexique (Etats-Unis). Le contrat comprend l’ingénierie, la fourniture des équipements, la fabrication et l’installation d’une conduite en acier qui reliera les puits sous-marins, situés par une profondeur d’eau de 2 050 m, à un riser caténaire en acier qui sera raccordé à la Spar(2) Devils Tower par une profondeur d’eau de 1 700 m. Technip assurera également la conception et la fabrication d’un embout FLET (Flowline End Termination) et de deux embouts FLMT (Flowline Midline Terminations), ainsi que la fabrication et l’installation du jumper(3). L’ingénierie de détail et la gestion du projet seront exécutées par le centre d’opérations et d’ingénierie de Technip à Houston (Texas). L’assemblage des conduites et risers aura lieu sur la base d’assemblage de Technip à Mobile (Alabama). Les opérations en mer devraient débuter au 4ème trimestre 2007, et seront effectuées par le Deep Blue, navire de pose en mer profonde de la flotte Technip. (1) Riser : conduite ou ensemble de conduites rigides ou flexibles utilisées en tant que liaison fond-surface pour le transfert des hydrocarbures produits du fond marin vers l’unité de production en surface, et le transfert de fluides d’injection ou de contrôle de l’unité de production en surface vers les réservoirs sous-marins.(2) Spar : type de plate-forme flottante de forme « colonne », à grand tirant d’eau, particulièrement adapté aux grandes profondeurs, qui permet le forage et la production en utilisant des risers verticaux tensionnés et des têtes de puits de surface.(3) Jumper : conduite de courte longueur (flexible ou rigide) utilisée pour raccorder une conduite à une structure sous-marine ou pour connecter deux structures sous-marines proches l’une de l’autre. (src : Technip)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061218    Lire l'article

Technip va construire un nouveau navire

Au cours de sa réunion du 14 décembre 2006, le Conseil d’Administration de Technip a pris notamment les décisions ci-après : - versement d’un acompte sur dividende d’un montant de 0,50 euro par action. Cet acompte, à valoir sur le dividende afférent à l’exercice 2006, sera mis en paiement le 21 décembre 2006, - annulation de 5 569 409 actions autodétenues représentant 5 % du capital social, - construction d’un nouveau navire de pose de conduites sous-marines, en vue de renforcer la flotte dont dispose le Groupe dans ce domaine. Le Conseil d’Administration a également fait le point sur la succession du Président-Directeur Général de Technip, M. Daniel Valot, qui fera valoir ses droits à la retraite à l’issue de l’Assemblée Générale d’avril 2007. Des candidatures de grande qualité ont été examinées par le Comité des Nominations et des Rémunérations et le processus de sélection est à ce jour bien avancé. Le nom du successeur de M. Valot, proposé par le Conseil, devrait être annoncé avant fin janvier 2007. Ce calendrier permettra d’organiser dans les meilleures conditions le passage de relais à la tête de Technip. (src : CP Technip)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061218    Lire l'article

Cegelec va électrifier le réseau ferré marocain

Cegelec, groupe international de services technologiques aux entreprises et aux collectivités, a conclu avec l’Office national des Chemins de fer marocain (ONCF) deux nouveaux contrats "clés en main" d’un montant global de 20 millions d’euros dans le cadre du projet d’électrif ication de la voie ferrée reliant le centre et le nord du Maroc. Le premier contrat concerne la construct ion de cinq sous- stations élect riques pour le tronçon Msaada/ Ksar El Kebir et la liaison Sidi Hayia/ Mechraa Belksiri. Il a été signé aujourd’hui par Charles Carlier, Senior Vice President de Cegelec, et Mohamed Rabie Khlie, Directeur général de l’ONCF, en marge de la rencontre entre les Premiers ministres français et marocain aujourd’hui à Paris, en présence de plusieurs autres ministres et hommes d’affaires des deux pays. Cegelec a par ailleurs conclu un deuxième contrat portant sur l’électrif ication de 150 km de caténaires sur ces deux mêmes lignes. Cegelec achève actuellement la réalisation de deux autres projets importants pour le compte de l’ONCF, l’un concernant le doublement de la voie de chemin de fer entre Fès et Meknes, l’autre celui de la ligne entre Jorf Lasfar et Nouaceur. En plus du savoir- faire propre dont elles disposent depuis de nombreuses années dans ce domaine, les équipes marocaines de Cegelec s’appuieront sur les compétences spécifiques du Groupe en matière d’ Infrastructures de Transport regroupées autour d’une entité spécialisée, Cegelec Transport, exerçant ses activités partout dans le monde. (src : CP-Cegelec)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061218    Lire l'article

Sur 1 an, les Pendolino alimentent 13 750 foyers

Les Pendolino de Virgin Trains construits et entretenus par Alstom génèrent suffisamment d’électricité, pour illuminer pendant le mois de décembre les deux millions de guirlandes décorant les sapins de Noël de chaque foyer britannique. Les 53 trains Pendolino circulent sur l’ensemble des lignes ferroviaires de la côte Ouest, depuis la gare Londres Euston vers l’Ouest des Midlands, Liverpool, Manchester, Cumbria et l’Ecosse économisent l’énergie et réduisent la pollution dans la mesure où ils restituent de l’électricité aux stations d’alimentation à chaque freinage. L’électricité ainsi créée, permet d’atteindre une économie d’énergie globale de 17%. Le système de freinage par récupération des Pendolino permet aussi de réduire l’utilisation des freins à friction, réduisant ainsi fortement la poussière des plaquettes de frein et la pollution, pour un double avantage environnemental. Des travaux de recherche ont été conduits par Virgin Trains et Alstom sur la base de données issues de trains opérant sur la ligne Manchester /Londres. Ils montrent que la flotte des Pendolino, qui couvre environ 13 millions de miles par an, génère sur cette période autour de 55 millions de kWh qui sont restitués au réseau national. C’est suffisant pour alimenter en électricité 13 750 foyers pour une année. (src : Alstom)
source: Le webzine de toutes les énergies le 20061218    Lire l'article

Total : démarrage de Dalia au large de l'Angola

Sonangol, la compagnie pétrolière d’Etat angolaise, concessionnaire, et Total, opérateur, annoncent le démarrage de la production de Dalia sur le Bloc 17 dans les eaux profondes de l’Angola. Les réserves exploitables du champ, découvert en septembre 1997 et situé à 135 kilomètres des côtes angolaises par une profondeur d’eau de 1 200 à 1 500 mètres, sont estimées à près d’un milliard de barils. Dalia, qui figure parmi les plus grands projets en eaux profondes du monde, est le plus important champ dans cette catégorie à entrer en production cette année. Le champ compte 71 puits dont 31 d’injection d’eau, 3 d’injection de gaz et 37 de production raccordés à neuf collecteurs. L’installation sous-marine comprend 40 kilomètres de lignes de production isolées reliées à huit conduites flexibles de liaison fond-surface « hi-tech » spécialement conçues pour ce projet. Ces conduites remontent le pétrole vers l’unité flottante de production et stockage (FPSO) qui dispose d’une capacité de traitement de 240 000 barils de pétrole par jour et d’une capacité de stockage de 2 millions de barils. « Nous sommes extrêmement satisfaits du développement de Dalia. Le respect des délais impartis démontre la capacité de nos équipes à mener à bien les projets les plus ambitieux dans les environnements les plus difficiles, déclare Christophe de Margerie, directeur général Exploration-Production de Total. De plus, Dalia est venu renforcer le secteur pétrolier spécialisé angolais en créant des emplois et en permettant un transfert de technologie grâce à l’installation d’usines modernes à Luanda, Lobito et Dande destinées à la fabrication des équipements industriels sophistiqués nécessaires au projet ». Sonangol est le concessionnaire du bloc 17. Total E&P Angola, opérateur (40 %), a pour partenaires Esso Exploration Angola (Block 17) Limited (20 %), BP Exploration (Angola) Ltd. (16,67 %), Statoil Angola Block 17 AS (13,33 %) et Norsk Hydro Dezassete a.s.(10 %). (src : CP-Total)
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Erika : mise au point sur la nature de la cargaison

Plusieurs articles de presse et émissions de télévision se sont récemment fait l’écho d’affirmations portant sur l’éventuelle existence de deux produits à bord de l’Erika au moment de son naufrage. " Ces affirmations sont totalement erronées ". Total réfute catégoriquement ces rumeurs qui entraînent une suspicion injustifiée et une inquiétude inutile auprès du grand public. La cargaison de l’Erika était constituée de fioul lourd n°2 et uniquement de ce produit pétrolier. Si la nature du produit a fait l’objet d’interrogations dans les semaines qui ont suivi l’accident, c’est notamment parce que le fioul, mélangé à l’eau de mer, puis au sable, peut présenter une consistance ou un aspect différents du produit initial. De nombreuses analyses effectuées dans le cadre d’expertises judiciaires demandées par différents tribunaux civils, administratifs ainsi que par le juge d’instruction confirment que la totalité de la cargaison de l’Erika était constitué de fioul lourd n°2. Ces résultats ont également été confirmés par les analyses réalisées par l’Institut Français du Pétrole. Il est à noter que d’autres types de contrôles antérieurs à l’accident avaient été effectués : le contrôle qualité produit effectué au départ de la raffinerie de Dunkerque, l’analyse contractuelle entre le vendeur et l’acheteur qui a été réalisée par un laboratoire indépendant. Par ailleurs, le schéma issu d’un soi-disant « rapport secret » du BEA Mer(1) et qui fait l’objet de commentaires malveillants (commentaires dont aucun n’émane de l’auteur du rapport en question, qui s’est aussitôt insurgé contre l’utilisation abusive de ce document) n’a rien à voir avec la nature de la cargaison. En effet, toute l’information repose sur un graphisme censé représenter l’une des cuves de l’Erika apparaissant en grisé et suspectée de ce fait contenir un produit « secret ». En fait, le BEA Mer, dans son enquête sur les causes du naufrage et dans l’attente d’obtenir le plan de l’Erika, a tout simplement utilisé le plan d’un sistership(2) de l’Erika afin de calculer les efforts exercés sur la structure. Or, la citerne « grisée » est en fait un ballast à eau de mer(3) et non une cuve, ces deux bateaux n’ayant pas le même agencement de cuves et ballasts. Toute cette polémique ne repose donc sur aucun fondement. Il ne peut donc s’agir que de fantasme ou de malveillance délibérée. Nous étudions d’ailleurs toutes les possibilités de recours à notre disposition. (1) Bureau Enquête Accident Mer (2) Bateau de même série construit par le même chantier que l’Erika (3) Compartiment d’un navire destiné à recevoir l’eau de mer servant de lest lorsque le navire est à vide (src : CP - Total)
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La Compagnie du Vent appelle le préfet au "déminage"

Dans Paris Normandie du 1er décembre 2006, le préfet de Seine-Maritime dénigre le projet des Deux Côtes, opposant activité de pêche et développement du parc éolien en mer. La Compagnie du Vent tient à rappeler que son projet, qui représente un investissement de 1,4 milliards d’euros, intéresse vivement les élus car il améliorera les conditions de pêche, créera de nombreux emplois et produira une quantité d’électricité propre et renouvelable significative répondant à l’objectif national de développement de l’énergie éolienne. Suite à la publication dans Paris Normandie du 1er décembre 2006 de l’article Eoliennes en mer : « Je soutiens mordicus les pêcheurs ! », La Compagnie du Vent réagit aux propos du préfet de la Seine-Maritime. Celui-ci prétend que ce projet comporte « beaucoup d’écueils », évoque une « production d'électricité relativement marginale et sans vraiment d'emplois à la clé », et sousentend que le développement de ce projet est incompatible avec les activités maritimes. La Compagnie du Vent regrette vivement cette prise de position, rendue publique alors que le représentant de l’Etat n’a pas répondu à sa proposition de rencontre pour lui présenter le projet. Elle tient à rappeler au préfet de la Seine-Maritime que le projet de parc éolien en mer des Deux Côtes suscite l’intérêt des élus des communes concernées, notamment pour les raisons suivantes : - Le projet éolien des Deux Côtes n’est pas situé « près des ports », comme le dit le préfet de la Seine-Maritime, mais à 14 kilomètres des côtes. Cette distance permet aux bateaux de contourner le parc éolien sans difficulté. - Il ne sera pas forcément nécessaire de contourner le parc éolien des Deux Côtes, comme le sous-entendent les propos du préfet, car la circulation entre les éoliennes pourra se faire en toute sécurité pour les navires de pêche et de plaisance, comme c’est le cas dans les parcs éoliens en mer de l’Europe du Nord. - La production électrique du parc éolien sera d’environ 2,15 térawattheures(1) chaque année. C’est l’équivalent de la consommation électrique de près de 860 000 personnes, soit la population d’une ville comme Marseille. La Compagnie du Vent s’étonne que cela soit considéré comme une « production d’électricité relativement marginale » par le préfet et tient à préciser qu’à lui seul, ce parc remplit 70 % de l’objectif de développement du parc de production électrique par des éoliennes en mer2 fixé par le gouvernement à l’horizon 2010. - L’installation du parc éolien des Deux Côtes, qui représente un investissement de 1,4 milliards d’euros, dynamisera l’économie locale et créera des emplois, contrairement à ce que prétend le préfet de la Seine-Maritime : plus de 2 000 emplois générés pour la construction durant 3 ans, puis environ 250 emplois locaux directs et indirects pour l’exploitation. Une grande partie de ces postes nécessitera les compétences de marins locaux, auxquels La Compagnie du Vent fera appel en priorité. De plus, la construction et l’exploitation du parc éolien mobiliseront les capacités indutrialo-portuaires haut normandes. (src : CP - Compagnie du vent)
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