Total lance les projets Ekofisk South et Eldfisk II en Norvège

Total annonce le lancement des projets offshore Ekofisk South et Eldfisk II dans le sud de la Mer du nord norvégienne, sur le permis de production (PL) 018. Le Groupe détient une participation de 39,90% dans ce permis. Le plan de développement et d’opération de chaque projet a été approuvé par les autorités norvégiennes. Le projet Ekofisk South prévoit l’installation d’une nouvelle plate-forme (Ekofisk 2/4Z) et d’une nouvelle infrastructure sous-marine (Ekofisk 2/4VB) sur le complexe Ekofisk. Dotée d’une capacité de production de 70 000 barils équivalent pétrole (bep), la plateforme a été conçue pour produire durant 40 ans. Ces nouvelles installations permettront de forer 35 puits de production et 8 puits d’injection d’eau et de poursuivre ainsi le développement du champ Ekofisk tout en améliorant le taux de récupération d’huile. La production devrait démarrer début 2014. Le projet Eldfisk II prévoit l’installation d’une nouvelle plate-forme (Eldfisk 2/7S) sur le complexe Eldfisk et d’importants travaux de modernisation des installations du champ d’Eldfisk. Elle sera elle aussi conçue pour produire pendant 40 ans avec une capacité de 70 000 bep par jour. Elle sera dotée de quartiers d’habitation, de nouvelles installations de traitement, et permettra le forage de 30 puits de production et de 9 puits d’injection d’eau, l’objectif étant, là aussi, de poursuivre le développement du champ et d’améliorer le taux de récupération d’huile. La production devrait démarrer en 2015. Ces deux projets permettront de développer environ 450 millions de barils équivalent pétrole de réserves. « Ces deux projets, qui représentent un investissement important pour Total, sont la preuve de l’engagement à long terme du Groupe en Norvège pour créer de la valeur », affirme Patrice de Viviès, directeur Europe du Nord au sein de la branche Exploration & Production de Total. Les champs Ekofisk et Eldfisk ont été respectivement découverts en 1969 et 1970. Ekofisk est entré en production en 1971 et Eldfisk en 1979. Ces deux champs ont produit environ 260 000 bep par jour en moyenne en 2010. Sur le permis de production PL 018, Total, qui détient une participation de 39,90%, a pour partenaires ConocoPhillips (35,11%, opérateur), ENI (12,39%), Statoil (7,60%) et Petoro (5,00%). Total en Norvège Depuis la fin des années 1960, le Groupe joue un rôle de premier plan dans le développement d’un grand nombre de gisements en Norvège. Total détient des intérêts dans 80 licences du plateau continental norvégien, dont 17 en tant qu’opérateur. La Norvège est le premier pays contributeur aux productions du Groupe avec des volumes de 310 000 bep par jour en moyenne en 2010. source

Déchets : usine de valorisation énergétique en Lombardie

Dynamis Energy et All Way ont mis sur pied une coentreprise pour construire et gérer une usine de valorisation énergétique des déchets fondée sur une technologie avancée de gazéification.

Selon l’accord signé, les deux entreprises vont concevoir et construire l’usine de valorisation énergétique des déchets en Lombardie (Italie). L’usine sera intégrée à une installation existante de gestion des déchets et traitera les déchets solides municipaux post-triés afin de générer de la vapeur et de l’électricité.

Tous les permis nécessaires à la construction de l’usine de valorisation énergétique des déchets ont été obtenus et le processus de conception de l’usine a déjà commencé. La phase de construction actuelle de l’usine de valorisation énergétique des déchets prendra environ 10 mois et est censée débuter en août 2011. La mise en route et l’exploitation de l’usine sont prévues pour la fin de l’été ou le début de l’automne 2012.

"Dynamis est fière de déployer sa technologie de pointe en Italie par le biais de notre partenariat avec All Way dans ce projet. Il s’agira de notre première usine en Europe, et elle servira de tremplin pour d’autres usines en Italie et dans l’Union européenne" a affirmé C. Lloyd Mahaffey, PDG de Dynamis Energy.

Avec la technologie Dynamis 3.0, l’usine de valorisation énergétique des déchets générera de l’électricité et de la chaleur pour un processus de séchage des boues. Le système modulaire de Dynamis Energy a ainsi la capacité de traiter une large gamme de flux de déchets, utilise très peu de carburant par cycle et traite les déchets de façon très efficace tout en maintenant de très faibles émissions.

source

Energie L’électronucléaire pèserait 410 000 emplois en France

C’est ce que précise une étude quantitative menée par PwC, pour le compte d’Areva. Dans le détail, le secteur compterait 125 000 emplois directs, soit 4% des emplois dans l’industrie. Au lendemain du référendum sur la sortie du nucléaire en Italie, ces chiffres ont un certain écho. Analyse et explications avec Jeanne Lubek, responsable de l’enquête et économiste chez PwC.

 

L’Usine Nouvelle - Après l’Allemagne, c’est l’Italie qui décide de sortir du nucléaire. Cela aura-t-il un impact sur l’industrie électronucléaire française ? Jeanne Lubek - Cela aura un impact mais nous ne pouvons commenter ces décisions souveraines. Il faudrait une enquête complémentaire pour quantifier les conséquences de ces décisions. Notre enquête actuelle ne prend pas en compte la période après Fukushima puisqu’elle a été construite en début d’année (avant le séisme du 11 mars, Ndlr). De plus, les chiffres utilisés sont ceux produits pour l’année 2009. Il s’agit d’une photographie à un instant T. Elle pourra être comparée ensuite d’une année sur l’autre.

Vous dites que le secteur représente 2% du Produit intérieur brut (PIB) si l’on prend en compte la valeur ajoutée directe*, indirecte et induite. Cela revient-il à dire que la fin du nucléaire amputerait le PIB de 2% ? Notre étude ne mène pas à cette conclusion. Elle dit simplement qu’en cas d’arrêt brusque du nucléaire, nous savons que 2% du PIB serait perdu. Mais cette énergie serait remplacée et la perte – au moins partiellement – compensée. Grâce à cette étude, nous savons déjà ce que nous risquons de perdre.

Renoncer aux EPR serait une perte d’emplois importante selon cette enquête. Pourquoi ? Il ne s’agit pas d’une perte d’emplois. Mais construire un EPR crée des emplois pérennes. 8530 emplois directs et indirect sont générés en France pendant la phase d’études et de construction d’un EPR sur le territoire national. 3 750 emplois s’il se construit à l’étranger. Puis 1 650 emplois sont ensuite générés pendant 80 ans, pour l’exploitation, l’alimentation en uranium et le démantèlement.

L’enquête annonce que 125 000 emplois directs sont créés par l’ensemble de la filière électronucléaire. Comment ce chiffre a-t-il été obtenu ? Nous avons choisi d’avoir une définition restrictive de ces emplois directs. Nous avons commencé par identifier les entreprises qui sont spécialisés dans l’électronucléaire. Puis, dans les comptes de ces 454 entreprises, nous avons regardé les chiffres d’affaires correspondant exactement à la filière afin d’établir les emplois directement lié au nucléaire. Avec les emplois indirects (achats liés à l’activité) et les emplois induits (associés aux dépenses des employés directs et indirects) le poids socioéconomique est de 410 000 emplois.

Quelles sont les entreprises que vous avez identifiées dans l’étude ? Les géants de l’atome sont-ils prédominants ? Il a bien sûr les grands donneurs d’ordre comme EDF et Areva. Puis des acteurs institutionnels comme le CEA qui représente 4 000 emplois dans le secteur de l’électronucléaire. Suivent les entreprises de taille importante comme Bouygues-chantiers nucléaires, ou Spie nucléaire. Puis viennent les PME qui ne sont pas négligeables puisqu’elles représentent le tiers représentent le tiers des entreprises spécialisées identifiées.

source

Après avoir innové, Atex System mise sur l’export, JOURNAL MATOT BRAINE N°7397

Innovation. Spécialisée dans la conception de solutions électriques antidéflagrantes, l’entreprise rémoise a collaboré avec le centre DINCCS de Charleville-Mézières, avec le soutien de l’agence Carinna, pour créer un logiciel 3D qui va faciliter son développement international. À la création d’Atex System en 2002, Yves Sinzot s’adressait surtout aux sucreries en concevant des coffrets destinés aux environnements à risque. Ensuite, Atex System (en référence à la réglementation Atex issue d’une directive européenne) a fait évoluer son activité pour répondre aux risques des atmosphères explosibles pour l’industrie du gaz et le secteur pétrolier. « C’est un marché de niche dans lequel nous avons une dizaine de concurrents dans le monde », explique-t-il. Pour autant, accéder aux marchés n’est pas facile. « Il faut travailler avec des sous-traitants qui travaillent avec des compagnies mondiales.Nous avons reçu également un agrément de Total qui peut nous ouvrir des portes », analyse le dirigeant de la société qui emploie 4 salariés et a généré un chiffre d’affaires de 1 M€ en 2010. Alors qu’elle avait connu jusqu’à +70 % de progression de son activité, la jeune entreprise a été marquée par la crise (-30 %) et génère à présent « une croissance moyenne de 12-13 % ». Les clés de la réussite pour Atex System : innovation et export. LA 3D, UN LANGAGE UNIVERSEL En plus de proposer des systèmes qui répondent aux normes en vigueur et aux besoins de ses clients industriels, la société a cherché à développer un nouvel outil : « Le logiciel designer 3D que nous mettons à disposition de nos clients leur permet de choisir le produit voulu avec une grande précision », présente Yves Sinzot. Il n’est donc plus nécessaire d’écrire les demandes car tous les paramètres imaginables ont été prévus dans le logiciel. « C’est un système de drag&drop qui fait gagner du temps à nos clients et à notre équipe ». Ce projet représente 3 ans de travail et près de 60 000 euros d’investissement pour la société. « Nous avons rencontré le centre DINCCS de Charleville lors du Forum Innovact », explique Yves Sinzot. La Prestation Technologique Réseau (PTR) de l’agence de l’innovation régionale Carinna a été le soutien financier et l’accompagnement nécessaire pour mener à bien cette collaboration. EXPORT ET MARKETING Déjà présente à l’international avec les missions réalisées par son dirigeant, dernièrement à Singapour, Atex System va passer à la vitesse supérieure en recrutant un directeur export. « Nos exportations représentent 15 % de notre activité car la France est en avance, mais les marchés commencent à s’ouvrir à l’étranger,notamment au Maghreb, en Afrique de l’ouest, au Moyen- Orient et en Asie du sud-est ». Et pour vanter ses produits, la société utilise les nouvelles technologies. « Nous sommes agressifs sur le plan marketing.Nous sommes très bien positionnés sur les moteurs de recherche. Notre site internet est disponible en sept langues étrangères et nous envoyons une newsletter mensuelle à 60 000 ingénieurs ». Présente sur les réseaux sociaux, Atex System montre même l’utilité de ses procédés sur des videos sur youtube. Philippe Demoor, Journal MATOT BRAINE N° 7397 Edition du 06 au 12 Juin 2011 Source: atex-system.com

La sécheresse aggrave la pénurie d’électricité en Chine

L’énergie hydraulique est la deuxième source d’énergie en Chine après le charbon. En proie à une période de sécheresse, le pays voit s’accentuer la pénurie d’électricité dont souffre régulièrement son économie. Depuis dimanche, les turbines du barrage des Trois Gorges sur le Yangtsé, ne peuvent plus tourner à pleine capacité. Le niveau du réservoir est tombé du plus grand barrage du monde est en effet tombé, a indiqué le China Daily. En avril déjà, la production de la plupart des centrales hydrauliques du Hubei avait fortement chuté, selon des chiffres de la Commission nationale au développement et à la réforme cités par le quotidien de langue anglaise. Depuis le mois de mars, des coupures d’électricité ont dû être organisées dans plusieurs des provinces les plus industrialisées du pays comme le Guangdong (sud), le Jiangsu et le Zhejiang (est), entre autres. La province du Hubei (centre) connaît sa plus grave sécheresse en un demi-siècle et près d’un demi-million de personnes y rencontrent actuellement des problèmes d’accès à l’eau potable, selon le China Business News. Cette situation "va probablement pousser à la hausse l’indice des prix à la consommation", estime le journal, citant des experts. Source

Moins de pétrole dans les transports : $400 Mds par an

"Les pays qui cherchent à réduire leur dépendance vis-à-vis du pétrole et les émissions issues du secteur des transports doivent soutenir le développement, la distribution et l’adoption de nouvelles technologies" indique un rapport publié par le Forum économique mondial et le cabinet de Conseil en stratégie Booz & Company. Cela passe par une approche politique structurée, des partenariats public-privé forts, une action de couverture des risques et une approche collaborative dans les financements. Les transports mondiaux et les énergies fossiles entretiennent des liens inextricables. Plus de 60 % des 87 millions de barils de pétrole consommés chaque année servent à alimenter les systèmes de transport du monde entier ; et les combustibles fossiles liquides représentent plus de 96 % de l’approvisionnement énergétique actuel pour le secteur des transports. L’étude Repowering Transports estime à 400 milliards de dollars le montant des investissement annuels nécessaires pour parvenir à une pénétration de 25 % des sources d’énergie alternatives (électricité, biocarburants, GNV/GPL) d’ici à 2030 et réduire la consommation totale de pétrole de 0,5 % par an dans les transports. Ces besoins en capitaux sont modérés si on les compare aux 740 milliards de dollars dépensés chaque année dans le monde en subventions pour le pétrole, ou encore au chiffre d’affaires mondial du secteur des transports (4 500 milliards de dollars US). L’étude montre que le manque de financement pour le développement des transports « verts » n’est pas lié à un problème de disponibilité des fonds, mais plutôt à l’incertitude de l’environnement réglementaire et aux difficultés dans l’évaluation des risques encourus. Pour parvenir à cette diversification énergétique, le rapport propose une approche politique en deux volets. D’une part la mise en place d’une réglementation (taxes carburant, taxes carbone). D’autre part des politiques spécifiques pour les différentes technologies, déployées en fonction des atouts concurrentiels de chaque pays. « La compréhension des opportunités et défis de l’offre énergétique pour l’ensemble des modes de transport est une entreprise très complexe. Ce rapport est le premier à proposer un tel cadre global pour identifier les facilitateurs de progrès et assurer le déploiement des technologies le plus large possible », explique Nick Pennell, vice-président de Booz & Company. A titre d’exemple, Repowering Transport aborde le cas de la Chine, dont le programme d’investissement de 15 milliards de dollars dans le secteur du véhicule électrique, relayé par une collaboration public-privé très forte, vise à mettre 5 à 10 millions de véhicules électriques en service d’ici à 2020. Le rapport met également en avant le Brésil, qui mène depuis 30 ans une politique de soutien au développement des biocarburants, une technologie qui alimente aujourd’hui plus de 20 % de l’ensemble de son transport national. Le Brésil continue à soutenir les biocarburants à ce jour, dépensant jusqu’à 2,5 milliards de dollars par an en allégements fiscaux et autres incitations à la consommation. « Selon les conclusions du rapport, le pétrole restera le carburant dominant pour le transport au cours des 20 prochaines années, mais des partenariats novateurs entre le secteur privé, le secteur public, le monde universitaire et la société civile sont en train d’accélérer le développement des technologies alternatives », explique John Moavenzadeh, chargé des questions liées aux industries de la mobilité au Forum économique mondial. Le rapport établit un cadre pour identifier les partenariats les plus utiles à chaque point du cycle de vie d’une technologie. Il contient en outre des études de cas portant sur des partenariats (nationaux et internationaux) réussis, avec notamment des exemples issus du Canada, de la Suède, du Royaume-Uni et des États-Unis. source

Pourquoi la France risque un "black-out" cet été ?

La sécheresse qui s’annonce très tôt cette année pourrait contraindre EDF à arrêter de nombreux réacteurs cet été, avec un risque de black-out électrique !

Ainsi, si la sécheresse se prolonge, 44 des 58 réacteurs situés en bord de rivière risquent d’être stoppés, menaçant alors la France de coupures électriques, prédit l’Observatoire du nucléaire dans une étude publiée la semaine dernière. "Seuls les 14 (réacteurs) situés en bord de mer sont à peu près assurés de pouvoir être refroidis correctement cet été."

En effet, les données dévoilées par le comité sécheresse montrent que les précipitations sont déficitaires par rapport aux normales saisonnières sur la majeure partie du pays, et que nous sommes dès à présent dans une situation de sécheresse. Pour le seul mois d’avril, les précipitations n’ont atteint que 29 % des normales. En conséquence, depuis hier, 28 départements ont déjà pris des arrêtés de limitation ou de suspension des usages de l’eau, pour adapter les prélèvements aux débits des cours d’eau et aux niveaux des nappes.

Alors que les pronucléaires font valeur l’argument de l’atome, "une arme de lutte contre le changement climatique", l’Observatoire indépendant présidé par Stéphane Lhomme affirme un point de vue diamétralement opposé : "le changement climatique induit des évènements naturels de plus en plus violents (tempêtes, froids intenses, canicules, etc) qui mettent en danger les installations nucléaires."

On l’a vu avec la centrale atomique de Fukushima, même mis à l’arrêt, les réacteurs ont toujours besoin d’un refroidissement liquide pour éviter une surchauffe de ces derniers. On peut donc se poser la question de la suffisance des barrages d’EDF, qui ont pour fonction d’assurer un débit minimal, en cas de sécheresse prolongée ?

Les principales centrales nucléaires menacées par un manque d’eau dans les rivières seraient les suivantes : Golfech (Tarn-et-Garonne, deux réacteurs), Civaux (Vienne, deux réacteurs), Belleville (Cher, deux réacteurs), Dampierre (Loiret, quatre réacteurs), Saint-Laurent (Loir-et-Cher, deux réacteurs), Chinon (Indre-et-Loire, quatre réacteurs), Chooz (Ardennes, deux réacteurs), Cattenom (4 réacteurs), soit 22 réacteurs au total.

D’autres centrales normalement approvisionnées en eau, ont (elles) l’obligation de respecter une certaine température dans les rivières, en dessous des 30° C. "Il existe des limites légales aux rejets d’eau chaude dans les rivières, afin de ne pas détruire irrémédiablement la faune et la flore." Si cette température est atteinte, la centrale doit réduire voire arrêter la puissance de ses réacteurs.

Toujours selon l’étude menée par l’Observatoire du nucléaire, sont concernées les centrales de Saint-Alban (Isère, deux réacteurs), Bugey (Ain, quatre réacteurs), Cruas (Ardèche, quatre réacteurs), Tricastin (Drôme, quatre réacteurs), Blayais (Gironde, quatre réacteurs), Nogent (Aube, deux réacteurs), soit 20 réacteurs au total.

Enfin, en temps normal, les centrales rejettent dans les rivières des effluents radioactifs et des éléments chimiques (zinc, phosphore, sulfates, sodium, chlorures, morpholine, cuivre, etc). En dessous d’un certain débit, les centrales doivent stocker leurs effluents dans des conteneurs, en attendant que le cours d’eau soit plus conséquent. Si rien ne change, (débit faible < 30 m3/s) les sites de stockages sont remplis et il faut alors stopper les réacteurs.

"Ces risques sont aggravés l’été du fait du moindre débit des rivières. Le problème est démultiplié en cas de sécheresse : ces produits chimiques sont rejetés dans des rivières au débit très faible, causant de fait de graves pollutions chimiques" conclut l’étude.

Source