L’augmentation de capital d’Areva serait retardée

Le quotidien économique "Les Echos" indique dans les colonnes de ce matin que le géant français du nucléaire Areva envisage de reporter son augmentation de capital au printemps après l’annulation de la réunion de son conseil de surveillance. Selon le calendrier fixé, l’opération d’ouverture du capital d’Areva à hauteur de 15% devait faire l’objet d’un examen du directoire, la semaine dernière.
Ce report serait la conséquence des conditions posées par la participation du fonds souverain du Qatar, explique le journal. En effet, le fonds qatari QIA serait en clin à entrer dans le capital d’Areva, mais sous réserve de pouvoir convertir à terme ses titres Areva en participation dans la branche minière du groupe.

Le comité de groupe européen d’Areva avait réagi en dénonçant la semaine dernière les conditions posées par le Qatar en affirmant qu’un investissement dans les seules activités minières remettrait en cause le modèle intégré d’Areva.
Les candidats à l’entrée au capital que sont le japonais Mitsubishi, les fonds souverains du Qatar et du Koweït pourraient rapporter au groupe français, jusqu’à 3 milliards d’euros.

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EDF vend ses parts dans Constellation

EDF va se désengager de Constellation Energy, selon un document remis aux autorités de marché le 22 novembre.
Le groupe français EDF a l’intention de vendre la totalité de ses parts dans son partenaire américain Constellation Energy, suite à leurs différends sur le projet nucléaire. Dans le détail, 14,6 millions d’actions vont être mises en vente pour un prix de 415,4 millions de dollars. Soit environ 28,5 dollars par action. La cession devrait se faire progressivement, à différents moments et lors de différents types de transactions selon les prix du marché ou ceux du contrat.

Cette annonce intervient quelques semaines après la séparation à l’amiable des deux groupes dont les stratégies divergeaient sur le projet de coentreprise dans le nucléaire aux Etats-Unis, Constellation s’étant retiré de la course, laissant EDF seul en piste. Le français avait alors indiqué qu’il compter verser 249 millions de dollars en actions et en cash à Constellation pour régler les divergences et qu’il rachèterait sa participation de 50% dans leur coentreprise Unistar pour 140 millions de dollars. En contrepartie, l’américain a renoncé à exercer une option de vente négociée en 2008, qui aurait coûté très cher à EDF.

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SYDNEY, Australia – Apache Northwest Pty Ltd has agreed to farm into the WA-388-P permit offshore Western Australia, according to Oilex Ltd. Apache will have 40% interest in return for drilling the first exploration well and well test costs.



Apache already has contracted the Stena Clyde to drill the well which will spud early in 2011 and target an Intra Mungaroo channel zone.



Oilex says the permit has a variety of play types and that seven prospects ranging in potential up to 2.8 tcf are identified based on 3D seismic data suggesting gas by analogy with discoveries in the area.



In addition to Apache, joint venture partners include Oilex (8.4%), Sasol Petroleum Australia Ltd. (18%), and Videocon Industries Ltd, Gujarat State Petroleum Corp. Ltd., Bharat PetroResources Ltd., and Hindustan Petroleum Corp. Ltd, each with 8.4%

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Bulgaria begins talks with Qatar on LNG imports

Bulgaria’s state gas company Bulgargaz has announced the signing of a confidentiality agreement with Qatar that paves the way for talks on LNG imports from the world’s largest liquefied natural gas producer, Reuters has reported. "These talks will define what the quantity will be and when the deliveries will start," Bulgargaz chief executive Dimitar Gogov told the news service.
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Combien a coûté la grève aux pétroliers

Alors que les dernières raffineries et les terminaux pétroliers du port de Marseille ont voté vendredi la fin de la grève, l’industrie pétrolière fait ses comptes. Grevée de plus de 200 millions d’euros, elle compte proposer au gouvernement un nouveau dispositif d’accès aux stocks stratégiques.

Le coût pour le secteur pétrolier du mouvement social contre la réforme des retraites a représenté plusieurs centaines de millions d’euros. C’est ce qu’estime Jean-Louis Schilansky, le président de l’Union française des industries pétrolières (Ufip). Selon les Echos, le coût global devrait se situer entre 200 et 300 millions d’euros.

Cette estimation est cohérente avec celle formulée vendredi par Total à l’occasion de la publication de ses résultats trimestriels. Selon son directeur financier, Patrick de La Chevardière, l’arrêt des six raffineries du pétrolier français lui a coûté entre 5 et 6 millions d’euros par jour. Les premières se sont mises en grève le 12 octobre. « Pour nous, le coût total s’élèvera à une centaine de millions d’euros », a-t-il estimé. Au troisième trimestre, le groupe a enregistré un bénéfice de 2,5 milliards d’euros.

Important poste de coûts : les raffineries n’ont pas tourné, tout en étant chauffées pour ne pas être arrêtées totalement. L’arrêt de ces raffineries coûte entre 500.000 et 1 million d’euros par jour, estime l’Ufip.

Technip remporte un contrat pour la centrale électrique du projet Kharir au Yémen

Technip, leader d’un consortium avec Hawk International, a remporté auprès de Total E&P Yemen un contrat clé en main à prix forfaitaire pour la centrale électrique du projet Kharir. Le champ Kharir est situé dans le Bloc 10 d’East Shabwa au Yémen.

Le projet comprend l’ingénierie, la fourniture des équipements, l’approvisionnement, la construction, la pré-mise en service et la mise en service ainsi que l’assistance au démarrage et les tests de performance d’une centrale électrique de 40 MW (dont la capacité pourra être étendue à 100 MW).

Cette centrale utilisera le gaz associé à la production de pétrole du champ Kharir pour produire l’électricité nécessaire aux installations industrielles et aux opérations à l’intérieur du champ. Elle inclura notamment deux turbines à double carburant, un compresseur à gaz, des sous-stations en conteneurs, des transformateurs, les utilités et les systèmes pour le contrôle/sécurité.

Le centre opérationnel de Technip à Abu Dhabi sera responsable du management de l’ensemble du projet, de l’ingénierie, de la fourniture des équipements et de la mise en service. Hawk International sera en charge du management sur site, de la construction et des activités de pré-mise en service.

Le projet a démarré le 10 octobre 2010, et devrait durer 23 mois.

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ExxonMobil : 3 solutions face aux défis énergétiques

  "L’innovation et de solides partenariats sont essentiels si l’on veut  satisfaire la demande croissante en énergie au niveau mondial, à l’heure où la pression se fait de plus en plus forte pour réduire les émissions de CO2 afin de combattre les risques liés au changement climatique", a déclaré hier Andy Swiger, vice-président directeur d’Exxon Mobil.  

A l’occasion du Salon international sur le pétrole d’Abou Dhabi, Andy Swiger a souligné qu’il était indispensable de continuer à développer de nouvelles technologies et insisté sur l’importance des partenariats entre toutes les sociétés pétrolières et les gouvernements hôtes pour répondre aux futurs enjeux de l’énergie. « De cette façon, nous pouvons travailler le plus efficacement possible pour arriver à un futur plein d’énergie et avec de faibles émissions de CO2, assurant que l’évolution du secteur de l’énergie continue de prouver l’ingéniosité de l’homme et sa réussite », a-t-il expliqué.

À l’échelle mondiale, la demande en énergie devrait augmenter de près de 20 % d’ici 2030, cette augmentation de taille devant être plus prononcée dans les pays en voie de développement. En même temps, les préoccupations liées aux risques de changement climatique sont de plus en plus nombreuses, justifiant les mesures prises par les gouvernements, le secteur de l’industrie et les consommateurs en vue de réduire les émissions de CO2. « Pour répondre au défi qui se présente à nous, à savoir entrer dans une ère de ressources en énergie abondantes et de faibles émissions de CO2, l’innovation est indispensable », a indiqué Andy Swiger.

Andy Swiger a décrit trois domaines où le groupe ExxonMobil est convaincu que l’innovation peut transformer les défis énergétiques en solutions énergétiques : le captage et le stockage de CO2 (CCS pour Carbon Capture and Storage) – notamment la technologie du Controlled Freeze Zone™ (CFZ), le développement de biocarburants à base d’algues et l’efficacité énergétique.

La technologie Controlled Free Zone™ constitue selon ExxonMobil, un moyen économique de séparer du dioxyde de carbone et d’autres impuretés du gaz naturel tout en produisant un liquide haute pression convenant à l’injection en stockage souterrain. « Nous avons investi plus de 100 millions de dollars dans le développement et les tests de notre technologie CFZ™, laquelle pourrait non seulement étoffer les réserves disponibles de ressources en gaz naturel plus propre pouvant être développées et offertes aux consommateurs, mais aussi rendre le CCS plus abordable et plus efficace dans la réduction des émissions », a indiqué Andy Swiger.

Andy Swiger a également souligné qu’il était nécessaire de développer toutes les sources d’énergie économiquement viables afin de répondre à la demande économique et environnementale. Les biocarburants à base d’algues représentent une des ressources potentielles d’énergie renouvelable de ce type, a indiqué Andy Swiger, ils pourraient un jour compléter l’offre mondiale de carburants et contribuer ainsi à répondre à la demande en énergie.

« L’année dernière, ExxonMobil a annoncé une alliance avec Synthetic Genomics portant sur la recherche et le développement de la prochaine génération de biocarburants à partir d’algues photosynthétiques, et au mois de juillet dernier nous avons inauguré une installation de culture sous serre en Californie qui va permettre de passer à l’étape suivante de recherche et de tests. Si nous passons les différentes étapes-clés avec succès, ExxonMobil pense investir plus de 600 millions de dollars dans ce programme de biocarburants, dont 300 millions seront alloués à Synthetic Genomics. Nous n’en sommes qu’aux prémices dans ce domaine de recherche et les obstacles que nous rencontrons sont considérables, mais le potentiel est énorme », a-t-il indiqué.

Les gains en efficacité énergétique d’ici à 2030 devraient réduire la croissance de la demande en énergie mondiale d’à peu près 65 %, et ainsi endiguer les émissions de CO2 qui en découlent. « Le moyen le plus sous estimé pour parvenir à un futur plein d’énergie et avec de faibles émissions de CO2 réside dans le domaine de l’efficacité énergétique. En produisant, fournissant et consommant du pétrole et du gaz naturel plus efficacement, non seulement nous ralentissons la demande et prolongeons la durée de vie des ressources mondiales d’hydrocarbures, mais nous réduisons aussi les émissions de CO2 », a expliqué Andy Swiger. (src : ExxonMobil).

Chimie verte : Vertichem reçoit 3 M$ de financement

La Startup canadienne Vertichem a annoncé mardi avoir reçu un financement de 3 millions de dollars de la part d’un fonds de capital-investissement dans l’objectif de développer un portefeuille innovant dans les produits technologiques verts.

Cet investissement permettra notamment à Vertichem de commercialiser ses brevets américains exclusifs concernant un processus d’utilisation de la biomasse ligneuse entrant dans la fabrication de produits chimiques à forte valeur ajoutée. En effet, la société a créé 3 produits chimiques constitués à partir de copeaux de bois : la lignine, le xylose et la cellulose.

« Cet investissement est une preuve de la confiance que les investisseurs ont placée dans la capacité de Vertichem à rester à la pointe de la recherche et du développement dans le secteur des technologies vertes », a déclaré David Milroy, PDG de Vertichem. « Ce financement nous permet de développer une gamme innovante d’envergure mondiale de produits technologiques verts qui pourront rendre “plus verts” les biens de consommation quotidiens ».

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Panorama 2011 - "De l’eau pour l’énergie ! Production de carburants et d’électricité"

27 janvier & 3 février 2011 Paris & Lyon

Eau et énergie sont indissociablement liées : si l’énergie est indispensable pour produire une eau de qualité accessible au plus grand nombre, l’eau est également présente à de nombreux stades de la production d’énergie. C’est ce 2e aspect que se propose d’aborder le colloque Panorama en 2011.

Fabriquer des carburants ou de l’électricité à partir d’énergies fossiles, d’uranium, de biomasse ou d’énergies solaire et géothermique fait intervenir de l’eau à différentes étapes du processus, depuis l’extraction des matières premières jusqu’à leur transformation. Cette eau peut être consommée dans les procédés, jouer le rôle d’une utilité plus ou moins recyclée et qu’il faut optimiser, ou encore être générée comme sous-produit des opérations. En outre, la qualité de l’eau disponible ou produite est rarement en adéquation avec les usages envisagés et il est souvent nécessaire de la traiter.

De nombreuses questions se posent face à l’intervention de l’eau dans la production d’énergie : comment les industriels gèrent-ils les eaux issues de leurs opérations ? Quelles sont les pistes envisagées pour améliorer le fonctionnement actuel ? Quelles limites techniques pour traiter l’eau ? Quelles implications économiques et environnementales ?

Avec l’énergie et l’alimentation, l’eau correspond à une priorité pour l’humanité comme l’a souligné la conférence internationale sur le développement durable de Johannesburg en 2002. C’est dans cette perspective qu’à travers son colloque Panorama 2011, IFP Energies nouvelles ouvrira le débat sur le rôle de l’eau dans la production de carburants et d’électricité. Avec vous, les intervenants réfléchiront sur les avancées techniques, environnementales, économiques et politiques qui façonneront le système énergétique de demain.

Panorama PARIS (27 janvier 2011)

Intervenants :

* Olivier Appert, Président, IFP Energies nouvelles * Yves Bamberger, Conseiller scientifique du Président, EDF * Michel Bénézit, Directeur général du Raffinage et Marketing, Total * Louis Herremans, Directeur technique de Veolia Eau, Veolia Environnement

Pour recevoir plus d’informations sur le colloque Panorama 2011 à Paris, télécharger le Flyer (PDF) en bas de page.

Panorama Lyon (3 février 2011)

Intervenants :

* Olivier Appert, Président, IFP Energies nouvelles * Patrick Sambarino, Directeur délégué à la Coordination de l’Eau "Alpes Méditerranée", EDF * Suez Environnement (à confirmer) * Jean-François Curci, Directeur des interventions, Agence de l’Eau Rhône-Méditerranée et Corse

Pour recevoir plus d’informations sur le colloque Panorama 2011 à Lyon, télécharger le Flyer (PDF) en bas de page.

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Les Rencontres Scientifiques d’IFP Energies nouvelles : International Conference on LES for Internal Combustion Engine Flows (LES4ICE)

La conférence LES4ICE vise à instaurer un forum d’échange international sur l’avancement de la recherche dans le domaine de la Simulation aux Grandes Échelles (SGE, en anglais LES - Large-Eddy Simulation) appliquée à l’écoulement, l’injection et la combustion dans les moteurs à piston.

L’objectif est de rassembler des ingénieurs motoristes et des chercheurs en SGE du monde entier pour comparer leurs points de vue sur l’état de l’art de la SGE appliquée aux moteurs à piston, et examiner les techniques expérimentales avancées visant à supporter et valider son développement

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Les principaux thèmes abordés seront :

* Engine aerodynamics * Engine combustion * LES modelling of sprays * Applying LES to engine sprays

18-19 novembre 2010 IFP Energies nouvelles/Rueil-Malmaison

source : ifpenergiesnouvelles.fr

Shell taps Oceaneering for BC-10 umbilicals

Shell as operator of the BC-10 Phase II development offshore Brazil in the Campos basin has contracted Oceaneering International Inc. to supply umbilicals for the project.

The order is for hybrid subsea pump and steel tube production control umbilicals totaling approximately 30 km (19 mi) in length and associated hydraulic flying leads. These umbilicals will support subsea development of the Argonauta O-North field consisting of seven production and four injection wells in water depths ranging from 4,900 to 6,500 ft (1,494 to 1,981 m).

BP Returns to Profit in Third Quarter with Strong Operating

BP announced today that a strong operating performance across the group helped it return to profit in the third quarter of 2010 despite an additional pre-tax charge of $7.7 billion in respect of the Gulf of Mexico spill.

Headline replacement cost profit for the third quarter was $1.8 billion, compared with a loss of $17.0 billion in the previous quarter and a profit of $5.0 billion in the third quarter of 2009.

On an underlying basis, after adjusting for non-operating items, third-quarter replacement cost profit was $5.5 billion, an increase of 18 per cent on the year-ago quarter.

“These results demonstrate that BP is well on track for recovery after the tragic accident on the Deepwater Horizon drilling rig and subsequent oil spill,” commented group chief executive Bob Dudley. “We have made good progress during the quarter. This strong operating performance shows the determination of everyone at BP to move the company forward and rebuild confidence after the terrible events of the past six months. “We have also begun to make important changes in the way we operate across the Group – including creating a powerful Safety and Operational Risk function and restructuring the upstream segment – to ensure that safety and risk management are embedded as the absolute priority for every operation, for every person, throughout BP.”

The company said its Exploration & Production segment, now being restructured into separate functional Exploration, Development and Production divisions, recorded lower production volumes as a result of normal seasonal turnaround activities and as a consequence of the Gulf of Mexico oil spill. But its financial result was stronger than in both the previous quarter and a year ago, thanks to the improved price environment and lower depreciation. Refining & Marketing recorded another good quarter, with refining availability remaining high and petrochemicals maintaining high production and utilisation rates. The US downstream business was profitable for the second successive quarter.

The additional pre-tax charge of $7.7 billion for the Gulf of Mexico spill followed a charge of $32.2 billion in the second quarter and was due principally to higher spill response costs. This reflected a delay in completing the relief well that finally sealed the Macondo well in September, additional mandated costs for decontaminating and demobilising vessels involved in the response, claims centre administration costs and additional legal costs.

BP said the total charge of $39.9 billion for the incident to the end of the third quarter represented its current best estimate of those costs that can be reliably measured at this time. The company said its previously-announced divestment programme was making good progress, with sales agreements in place totalling around $14 billion compared with a target of $25 to $30 billion by the end of 2011. Cash held at the end of the third quarter was nearly $13 billion.

The company described its improving financial condition and the strength of disposal proceeds as “encouraging” and reaffirmed the Board’s intention to review future dividends with the full-year results in early 2011.

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Foster Wheeler Awarded Contract for Floating LNG Receiving Terminal in Indonesia

Foster Wheeler AG announced that its Global Engineering and Construction Group has been awarded a contract by Perusahaan Gas Negara (PGN) a leading state owned enterprise and public listed company in natural gas business in Indonesia for the provision of project management consultancy (PMC) services for a new floating LNG receiving terminal (the "Medan Floating LNG Terminal" facility) to be built in Medan, North Sumatra, Indonesia.

The Foster Wheeler contract value for this project was not disclosed. The contract will be included in the company’s third quarter 2010 bookings.

Foster Wheeler’s scope of work includes technical assistance through the initial phase of the development of the project, conceptual design of the terminal, basic design of the subsea and onshore pipeline as well as the preparation and issue of an invitation to bid for engineering, procurement and construction (EPC), EPC bid evaluations, preparation of the EPC contract and support to PGN in EPC contract negotiation. Foster Wheeler will fulfil the role of owner’s engineer during the EPC phase of the project through to start-up of the terminal.

"This award constitutes a strong vote of confidence in our project management and technical skills in floating LNG terminals and pipelines," said Umberto della Sala, President and Chief Operating Officer of Foster Wheeler AG.