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Energie : doublement de la production de Biogaz injectée dans les réseau en 2019

Catégories associées : Energie

Les gestionnaires de réseaux et le SER ont publié le panorama du gaz renouvelable le 14 Mai dernier, mettant en avant que la production réelle de biogaz injectée dans le réseau s’élève à 1,2TWh pour 2019, contre 0,71 TWh en 2018.

La capacité maximale annuelle d’injection a atteint 2,1 TWh en 2019, contre 1,2 TWh en 2018.

Le rapport précise que « l’écart entre quantités injectées et capacités maximales installées provient exclusivement du temps de fonctionnement limité et de la montée en charge des installations qui ont été mises en service tout au long de l’année ».

123 sites d’injection de biométhane ont été recensés fin 2019, en progression de 62 %.

Source : L’Antenne 19.05.2020

Energie : “le charbon, un marché en surcapacité de 45Mt en 2020”

Catégories associées : Energie

En perte de vitesse sur le marché des produits énergétiques, le charbon a été un des trafics principaux des ports mondiaux durant de nombreuses années.

Transition écologique oblige, il plie devant la biomasse, le gaz naturel et l’éolien et subit également la crise sanitaire mondiale.

En 2018, malgré des flux mondiaux en hausse, à 1,2 Mdt, ces derniers sont en chute dans certaines régions du monde et principalement en Europe. La Chine a longtemps été le plus gros consommateur mondial de charbon pour le chauffage et la sidérurgie et ses stocks influaient les évolutions du prix. L’épidémie de coronavirus a eu des effets considérables sur le charbon. Malgré la décision du gouvernement chinois, avant cette crise sanitaire, de réduire ses importations et de privilégier ses producteurs nationaux, de Janvier à Novembre 2019, la Chine a acheté 299 Mt pour le chauffage et l’industrie. Selon des estimations réalisées fin Décembre, les importations devraient être réduites de 25 Mt en 2020, impactées par la politique chinoise qui privilégie ses propres producteurs.

Le terminal sud-africain de Richard’s Bay déplore un repli du trafic en Mars 2020. Malgré un confinement décrété le 26 Mars dernier, les mines de charbon sud-africaines étaient autorisées à poursuivre leur activité, de même que les trains à destination du port. L’offre se maintient mais du fait que la Chine privilégie désormais une production nationale alors qu’elle consommait la moitié de la production mondiale, la demande enregistre une baisse importante. Le charbon sud-africain, qui part principalement sur l’Asie du Sud-Est, accuse une chute de 12 % sur la moyenne des mois de Mars entre 2015 et 2020. L’Inde et la Corée du Sud qui est passée de 300 000 t importées par trimestre à 0 et qui privilégie désormais ses centrales à gaz ont également diminué leurs consommations du fait du confinement, contrairement au Sri Lanka et au Vietnam. Cependant, les pertes ne compensent pas les gains.

« La Colombie, parmi les premiers producteurs mondiaux de charbon, pourrait se déclarer en force majeur si la situation dans les mines et les opérations logistiques ne se résolvent pas ». Par crainte de la contamination au Covid-19, les employés des mines n’ont pas repris le travail. Idem dans les transports. Drummond, principal producteur colombien de charbon, produit encore mais moins. Il a utilisé ses stocks dans le port de Drummond et devra alors arrêter son activité si les opérations logistiques ne redémarrent pas. « Dans le nord-ouest du pays, des groupes sont intervenus pour arrêter la ligne de chemin de fer, obligeant ainsi des producteurs à annuler des chargements à Puerto Bolivar ».

Malgré cela, Rodrigo ECHEVERRI, Directeur de recherche sur le charbon auprès de Noble, a constaté une bonne activité en Colombie sur les exportations durant le 1er trimestre, s’imposant même selon lui sur les marchés asiatiques. Une hausse de 1 % qui doit être comparée au 1er trimestre 2019 au cours duquel la Colombie avait très peu exporté. La Turquie, principale importateur de charbon colombier, cherche de nouvelles alternatives et se tourne vers la Russie, d’autant que les chemins de fer russes accordent une baisse de 12,8 % du transport vers les ports russes baltes et de la Mer Noire.

Les flux de charbon devraient baisser significativement du fait de la crise sanitaire liée au coronavirus et les premières estimations tablent sur une surcapacité de 45 Mt environ pour l’année 2020. La demande devrait chuter de 7,2 % à 927 Mt, plus forte sur le bassin Pacifique qu’Atlantique, de même que l’offre en recul de 2,7 % à 972 Mt. Selon Rodrigo ECHEVERRI , difficile de voir la situation changer à court terme sans une politique de réduction de l’offre émanant des miniers mais aucun grand groupe ne le souhaite. Enfin, il estime que la demande de la Chine devrait reculer de 3,2 % (- 7 Mt) et l’Inde – 6 % (- 160 Mt). La demande en Europe va sensiblement se réduire de 32,5 % (- 27 Mt). En Méditerranée ainsi qu’ en Amérique du Nord et du Sud, la demande devrait rester stable.

Le Japon et la Corée du Sud bénéficient d’une chute des prix du gaz pour reporter leur consommation au détriment du charbon. L’offre et la demande devraient être réévalués en fonction du prix du baril et du gaz d’une part, mais surtout des politiques de relance économique de chaque pays au sortir de la crise sanitaire mondiale, qui impacteront également les taux de fret. Les analystes indiquent que c’est le redémarrage de l’industrie sidérurgique et notamment automobile qui pourrait redynamiser les flux de charbon.

Source : JMM 23.04.2020

Energie : conversion de camions ou utilitaires en version électrique, maintenant c’est possible

Catégories associées : Energie

Transformer un camion ou un utilitaire en version électrique, à batterie ou à pile à combustible, c’est désormais possible. L’arrêté Retrofit, publié au Journal Officiel le 3 Avril dernier, apporte un cadre réglementaire pour la transformation électrique des véhicules de plus de 5 ans (voitures, utilitaires, camions, bus et cars). Elle doit être pratiquée par un installateur agréé par le fabricant du dispositif de conversion. Pour cela, une formation est dispensée à l’installateur afin qu’il acquière toutes les connaissances nécessaires.

L’association Aire (Acteurs Français de l’Industrie du Rétrofit Electrique) argue qu’en « cette période de crise sanitaire et économique liée au Covid-19, et au regard des répercussions sans précédent dans le secteur automobile, c’est un signe positif pour la relance de l’activité et l’environnement ». Et d’appeler à un soutien des Collectivités, à l’image de Grenoble qui participe à hauteur de 4 000 € pour la conversion d’un petit utilitaire de moins de 2,5 t et 6 000 € pour un utilitaire jusqu’à 7 t. Au-delà, il n’y a pas d’offre pour l’instant.

Le seul garagiste impliqué dans cette conversion est la société e-Néo, créée en Vendée en 2019, qui a converti des camions DAF et Scania en version hydrogène. Jérémy CANTIN explique que depuis la parution du décret, sa société est très sollicitée par les transporteurs de la région. Il rappelle qu’e-Néo s’était d’abord spécialisée dans la conversion de véhicules à batterie électrique. Désormais, il travaille sur les camions à piles à combustibles. En cela, il profite de la dynamique vendéenne autour de l’hydrogène. En effet, grâce au projet H2 Ouest, en utilisant l’électricité produite par les énergies renouvelables, il est possible de produire de l’hydrogène vert qui sera stocké dans des unités mobiles chez les transporteurs, comme pour le gaz actuellement stocké dans des citernes.

Deux transporteurs régionaux, GARIOU et DEROCQ, ont sollicité e-Néo pour convertir un DAF et un Scania. Depuis, l’entreprise travaille sur d’autres marques de camions confiés par d’autres transporteurs locaux. Les travaux en cours ont pu continuer durant le confinement, les pièces ayant été commandées avant.

Avec une autonomie de 400 kms, cette technologie concerne des véhicules de 5 à 8 ans effectuant des rotations régionales. Les camions étant déjà amortis, elle permet de doubler la durée de possession, soit jusqu’à 16 ans maximum.

Le camion en fin de vie pourra servir ensuite de magasin de pièces détachées et le système de conversion sera installé sur un autre véhicule similaire. Jérémy CANTIN indique que cela donne de la visibilité aux transporteurs comme aux garagistes.

Le coût de cette conversion est inférieur de 50 % à un camion neuf en hydrogène, dont le prix se situe entre 650 et 700 000 €, difficilement amortissable en 3 ou 5 ans. Le système installé peut l’être sur 10 ans du fait qu’il sera installé sur un autre camion. La solution e-Néo est rentable sans aides financières. Pour l’instant, il n’y a aucune aide gouvernementale. Certaines régions proposent toutefois des aides portant sur des véhicules neufs.

D’ici le milieu de l’année prochaine, e-Néo souhaite convertir des camions en moins d’un mois, ce délai s’étalant depuis le début des travaux jusqu’à l’obtention de la carte grise, avec à terme 40 à 50 camions à l’année. Cela pourrait se traduire par un nombre de salariés multiplié par 5. Prêt à former des confrères dans d’autres régions, Jérémy CANTIN explique que ce marché de niche répond à un enjeu environnemental et social.

Source : Actu-Transport-Logistique.fr 24.04.2020 / Photo : ©Flotauto.com

Energies : les énergies renouvelables remises en question par la crise sanitaire ?

Catégories associées : #covid-19, Energie

Avec la pandémie de Covid-19, les Pouvoirs publics se retrouvent face à une difficulté, le financement des énergies renouvelables. En effet, si les ressources diminuent, les besoins, eux, augmentent. Et plus le confinement sera long, plus la situation risque de s’aggraver.

Au budget de l’Etat, les finances qui soutiennent la production d’électricité renouvelable sont inscrites au compte d’affectation spéciale « Transition énergétique ». Le compte est en partie alimenté par les recettes de la TICPE (taxe sur les produits pétroliers) et la TICC (taxe sur le charbon). Or, à cause du confinement, la consommation de produits pétroliers s’effondre, entre 70 et 85 % de moins.

En conséquence, le budget rectificatif prévoit une moins-value d’un milliard d’€ sur les recettes des taxes sur les carburants, voire plus selon Gérald DARMANIN, Ministre des Comptes publics. Les éoliennes et panneaux solaires fonctionnent « à plein régime » puisque ces installations sont reliées de manière prioritaire sur le réseau de distribution d’électricité. Elles ne subissent pas la chute de la demande due au confinement et ne sont pas concernées non plus par l’effondrement des prix du marché de l’électricité (le prix du MW/h a chuté de 50 %). En effet, l’Etat va voir ses charges s’alourdir puisqu’il garantit le prix de rachat de l’électricité, grâce aux appels d’offres.

En 2019, le coût du soutien public aux énergies propres s’élevait à 5,315 milliards d’€. La Commission de régulation de l’énergie évoquait que la variation d’un euro à la baisse sur les marchés de gros de l’électricité coûte 50 millions d’€ à l’Etat.

Elisabeth BORNE, Ministre de la Transition Ecologique et Solidaire, admet que la crise a un impact fort sur les recettes de la TICPE. Selon elle, un ajustement en loi de finances devra prendre en compte ces paramètres, sachant que le soutien aux énergies renouvelables doit être maintenu. Il est cependant évident que la crise sanitaire actuelle aura des répercussions sur les budgets publics.

Les pétroliers, acteurs des énergies renouvelables

Les compagnies pétrolières sont désormais acteurs dans le secteur des énergies renouvelables. Total veut devenir l’un des leaders mondiaux du solaire d’ici 2025, Shell continue d’investir dans l’éolien en mer, BP suivra une politique « verte » ambitieuse et Equinor est à la pointe concernant la capture et le stockage de CO2.

Ils font actuellement face à la chute historique du prix du baril consécutive à la crise sanitaire. Aussi ont-ils annoncé que leurs investissements seront réduits d’au moins 20 % cette année. Ce qui inquiète toute la filière des énergies renouvelables dont ils sont devenus, avec les énergéticiens, les grands financeurs. Certes, la part consacrée aux énergies renouvelables par ces magnats du pétrole est minoritaire mais au regard de leurs budgets, elle est tout de même conséquente : entre 1,5 et 2 milliards d’€ par an pour Total, entre 2 et 3 milliards d’€ pour Shell.

L’inquiétude est de mise car lors des crises précédentes, afin de protéger les bénéfices des compagnies pétrolières, les énergies renouvelables ont été sacrifiées. Mais cette fois, ce pourrait être différent. En effet, Patrick POUYANNE, PDG de Total, a déclaré que « les renouvelables ne seraient pas affectées par la réduction des dépenses d’investissement, ni d’ailleurs par le gel des embauches décidé pour l’ensemble du groupe ». Le budget de 1,5 à 2 milliards d’€ pour les nouvelles énergies sera utilisé. « Le retour sur investissement de projets dans les renouvelables n’est pas forcément moins intéressant que dans certains projets pétroliers lorsque le prix du baril est à 30 dollars comme c’est le cas actuellement », a-t-il relevé.

Ben VAN BEURDEN, PDG de Shell, a annoncé une stratégie sur le long terme de réduction des émissions de CO2 du groupe et BP a réaffirmé son ambition.

L’analyste du Cabinet Wood Mackenzie, Luke PARKER, explique que la chute des cours du brut est une preuve de la volatilité des marchés pétroliers, contrairement aux renouvelables, et que les investissements y sont plus risqués. L’enjeu pour les groupes pétroliers est d’attirer les investisseurs pour les cinq prochaines années. En Assemblée Générale de Total, les actionnaires ont mis la pression pour que le groupe revoit ses ambitions d’émissions de CO2.

Source : Les Echos 20.04.2020

Energie : pétrole, une question de stockage

Catégories associées : #covid-19, Energie

Avec une production en hausse et l’effondrement de la demande de produits pétroliers, les capacités de stockage diminuent. Même les supertankers stockent en mer. Cette situation engendre un surcoût ce qui par conséquent accentue la pression sur les cours du brut, qui chutent.

Les surplus de production s’accumulent. Les analystes de l’Oxford Institute for Energy Studies redoutent que le monde « arrive à court de capacités de stockage », compte tenu d’une énorme différence entre l’offre et la demande.

Antoine ROSTAND, PDG de Kayrros qui évalue les données grâce aux images satellite, estime pour sa part qu’il ne reste plus que « 600 millions de barils de capacités de stockage dans le monde. Une situation sans précédent ». Selon lui, d’ici deux mois et demi, il n’y en aura plus de disponibles.

Selon Florian THALER, cofondateur de la plateforme d’analyse de données OilX, des capacités encore disponibles aux Etats-Unis, en Chine, en Inde, en Corée et au Japon s’arrachent à prix d’or. L’Afrique du Sud et les Caraïbes en proposent encore. Aux Etats-Unis, le confinement de la population va engendrer un effondrement de la demande et les capacités vont diminuer très rapidement. Certaines raffineries américaines ont cessé le raffinage faute de stockage disponible.

Les oléoducs, les wagons de chemin de fer ou les tankers, devenus des entrepôts flottants, ne servent désormais plus seulement de moyens de transport du pétrole. Sémiramis ASSIMAKOPOULOU, de Signal Group chargé d’évaluer les disponibilités de pétroliers en temps réel, estime que c’est 12 % de la flotte de navires de très grande capacité qui est concernée. Un VLCC, capable de transporter 2 millions de barils, se louait 30 000 $ par jour début Mars. Aujourd’hui, c’est 150 000 $ par jour voire 200 000 $ comme brièvement atteint en Mars.

Plus personne ne veut acheter de pétrole puisque le stocker coûte trop cher, d’où l’impact sur les prix. Les producteurs sont contraints de se débarrasser de leurs stocks pour éviter de fermer des puits, ce qui coûte très cher et peut endommager les installations de manière définitive.

Conséquence : le prix du baril s’est encore effondré le 20 Avril. A la bourse de Paris, en début de soirée, le Brent, produit en Mer du Nord et principale référence du marché mondial, cotait moins de 1$ le baril, tombant ensuite en-dessous de zéro. Plusieurs analystes estiment que les prix, qui concernaient une livraison en Mai, vont remonter pour la prochaine livraison prévue en Juin. A la bourse de New-York, le WTI, prix du baril de brut texan, a clôturé à -37,63 $.

Le Brent et le WTI suivent habituellement quasiment les mêmes courbes de prix. Francis PERRIN, Directeur de recherche à l’Iris, estime que l’écart observé hier est artificiel car on compare le contrat à terme Brent en Juin à celui du WTI en Mai. A échéance Juin, les deux valeurs sont beaucoup plus proches.

Au Canada, quatrième producteur mondial de pétrole, les prix négatifs sont déjà apparus, le Western Canadian Select s’échangeait lundi à -0,15 $.

23 pays, Membres de l’OPEP, sont parvenus à un accord pour réduire la production mondiale. Mais avec une demande paralysée, la reprise de la consommation n’est pas attendue avant plusieurs semaines. Pour preuve, la demande mondiale en Avril est inférieure de 29 millions de baril par jour par rapport à l’année précédente.

Sources : Les Echos 14.04.2020 / Le Figaro 21.04.2020 / Paris Normandie 21.04.2020

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