Ανατέθηκαν τα συμβόλαια για κατασκευή του αγωγού ΤΑΡ σε Ελλάδα και Αλβανία. Εντός του έτους ξεκινούν οι εργασίες (in.gr 5-3-2016)

 

 (Φωτογραφία: Reuters )

Αθήνα
Η κοινοπραξία της ιταλικής Bonatti με την J&P AVAX και η γαλλική SPIECAPAG κέρδισαν τον διαγωνισμό για την κατασκευή του χερσαίου τμήματος του αγωγού ΤΑΡ, όπως ανακοινώθηκε σήμερα, Παρασκευή.

Πρόκειται για τη μεγαλύτερη εργολαβία του έργου, η οποία αφορά την κατασκευή αγωγού μήκους 760 χιλιομέτρων (από τα ελληνοτουρκικά σύνορα μέχρι τις ακτές της Αλβανίας) και «έσπασε» σε 5 κομμάτια, τρία στην Ελλάδα και δύο στην Αλβανία.

Η κοινοπραξία Bonatti-AVAX αναλαμβάνει το τμήμα από την Καβάλα μέχρι τα ελληνοαλβανικά σύνορα (Ιεροπηγή), μήκους 360 χιλιομέτρων, ενώ η SPIECAPAG θα κατασκευάσει τα 185 χιλιόμετρα του αγωγού από τους Κήπους μέχρι την Καβάλα καθώς και τα δύο τμήματα στην Αλβανία (συνολικά 215 χλμ.) μεταξύ των σημείων Bilisht και Topoje.

Η ίδια εταιρεία θα αναλάβει και την διάβαση στον ποταμό Έβρο, όπου ο ΤΑΡ θα διασυνδεθεί με τον αγωγό ΤΑΝΑΡ που ξεκινά από το Αζερμπαϊτζάν και καταλήγει στα ελληνοτουρκικά σύνορα.

Ο αγωγός θα έχει διάμετρο 48 ίντσες (1,2 μέτρα) και μεταφορική ικανότητα 10 δισ. κυβικών μέτρων αερίου ετησίως, σε πρώτη φάση.

Οι κατασκευαστικές εργασίες αναμένεται να ξεκινήσουν στα μέσα του 2016 ενώ συγκεκριμένες εργασίες θα ανατεθούν σε υπεργολάβους.

Ο διευθύνων σύμβουλος του ΤΑΡ, Ian Bradshaw, συνεχάρη με δηλώσεις του τις εταιρείες που κέρδισαν τα συμβόλαια. Η κοινοπραξία του αγωγού έχει ήδη αναθέσει τα συμβόλαια για την κατασκευή των σωλήνων, συμπιεστών και βαλβίδων του αγωγού καθώς και οδικών έργων στην Αλβανία.

Χθες, υπενθυμίζεται, η Ευρωπαϊκή Επιτροπή ενέκρινε την Συμφωνία Φιλοξενούσας Χώρας που υπεγράφη το 2013 μεταξύ της κοινοπραξίας του αγωγού και των υπουργείων Οικονομικών και Ενέργειας, κρίνοντας ότι είναι συμβατή με τους κανόνες της εσωτερικής αγοράς της Ευρωπαϊκής Ένωσης.




Newsroom ΔΟΛ, με πληροφορίες από ΑΠΕ-ΜΠΕ

Εξομάλυνση της αγοράς πετρελαίου το 2017 βλέπει ο Διεθνής Οργανισμός Ενέργειας

(Φωτογραφία: Associated Press )

Παρίσι, Γαλλία
Η ισορροπία στην αγορά πετρελαίου θα αρχίσει να αποκαθίσταται το 2017 χάρη στη μείωση της αμερικανικής παραγωγής, αλλά αυτή η πτώση θα αποδειχθεί βραχύβια, καθώς η βελτίωση σε επίπεδο αποδοτικότητας θα οδηγήσει την αμερικανική παραγωγή σε νέα υψηλά επίπεδα έως τις αρχές της επόμενης δεκαετίας, ανέφερε ο Διεθνής Οργανισμός Ενέργειας.

«Μόνο το 2017 θα δούμε τελικά την παραγωγή και τη ζήτηση πετρελαίου να ευθυγραμμίζονται, αλλά τα τεράστια αποθέματα που συσσωρεύονται θα λειτουργήσουν μετριαστικά στον ρυθμό ανάκαμψης των τιμών πετρελαίου όταν η αγορά, έχοντας εξομαλυνθεί, αρχίσει να αντλεί από αυτά τα αποθέματα», ανέφερε ο Διεθνής Οργανισμός Ενέργειας (IEA) στις μεσοπρόθεσμες προβλέψεις του.

«Οι συνθήκες στη σημερινή αγορά πετρελαίου δεν υποδηλώνουν ότι οι τιμές μπορούν να ανακάμψουν σημαντικά στο άμεσο μέλλον», πρόσθεσε o IEA.

Κατά την περίοδο 2015-2021, η αμερικανική παραγωγή αναμένεται να ανέλθει στο επίπεδο ρεκόρ των 14,2 εκατ. βαρελιών την ημέρα, ύστερα από μείωσή της φέτος και την επόμενη χρονιά, ανέφερε ο IEA.

Η παραγωγή του αμερικανικού σχιστολιθικού πετρελαίου (LTO) αναμένεται να μειωθεί κατά 600.000 βαρέλια την ημέρα φέτος και περαιτέρω κατά 200.000 βαρέλια την ημέρα το 2017, πριν ανακάμψει σταδιακά.

«Έως το τέλος των προβλέψεών μας το 2021, η συνολική αμερικανική παραγωγή θα έχει αυξηθεί κατά 1,3 εκατ. βαρέλια την ημέρα σε καθαρή βάση συγκριτικά με το 2015», ανέφερε ο ΙΕΑ.

Συνολικά, η παγκόσμια προσφορά πετρελαίου αναμένεται να αυξηθεί κατά 4,1 εκατ. βαρέλια την ημέρα μεταξύ του 2015 και του 2021, συγκριτικά με αύξηση κατά 11 εκατ. βαρέλια την ημέρα μεταξύ του 2009 και του 2015, ανέφερε η IEA.

Η έκθεση προβλέπει ότι η παραγωγική δυναμικότητα του ΟΠΕΚ θα αυξηθεί κατά 800.000 βαρέλια την ημέρα έως το 2021 καθώς οι χαμηλότερες τιμές πετρελαίου οδηγούν την επανεξέταση των αναπτυξιακών έργων στις αρχές της περιόδου των προβλέψεων.

«Το Ιράν, που τώρα έχει απαλλαχθεί από τις κυρώσεις, εμφανίζεται ως η μεγαλύτερη πηγή ανάπτυξης εντός του ΟΠΕΚ κατά την εξαετή περίοδο προβλέψεων. Η υψηλότερη δυναμικότητα, ωστόσο, δεν θα επιτρέψει στο Ιράν να ανακτήσει τη θέση του ως ο δεύτερος μεγαλύτερος παραγωγός αργού μετά τη Σαουδική Αραβία. Αυτή η θέση διατηρείται από το Ιράκ έως το 2021 παρά τη σημαντική επιβράδυνση στην αύξηση της παραγωγικής του ικανότητας», ανέφερε η IEA.



Newsroom ΔΟΛ, με πληροφορίες από ΑΠΕ/Reuters/Γαλλικό

L’Agence internationale de l’énergie met en garde contre le sous-investissement pétrolier (Le Monde.fr, 22.02.2016)

 

Le directeur exécutif de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a prévenu des dangers du sous-investissement pétrolier, lundi 22 février, lors de la conférence IHS CERAWeek qui se tient à Houston (Texas). « Il est confortable pour les consommateurs de se laisser bercer par les stocks importants et les prix bas d’aujourd’hui, a souligné Fatih Birol en ouvrant ce « Davos de l’énergie » organisé, chaque année, dans la capitale américaine du pétrole. Mais ils devraient voir ce qui est écrit sur le mur : la réduction historique des investissements nous prépare à de mauvaises surprises dans un avenir pas si lointain. » 

Après avoir reculé de 24 % en 2015, les capitaux investis (« capex ») dans l’exploration-production d’hydrocarbures devraient encore baisser de 17 % en 2016. Ces deux années de baisse consécutive sont « une première » depuis l’effondrement des prix en 1986, prévient l’agence dépendant de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) dans son rapport sur le marché du pétrole à moyen terme lancé au cours de la conférence de Houston.

Déplétion naturelle des champs « matures »

L’investissement est en partie consacré à maintenir la production dans les champs matures, dont la déplétion est naturelle et rapide (– 6 % par an en moyenne), notamment en mer du Nord ou au Moyen-Orient. Or, au rythme actuel de la progression des capex, seulement 4,1 millions de barils s’ajouteront chaque jour à l’offre globale en 2015-2021 grâce aux Etats-Unis et à l’Iran, contre 11 millions en 2009-2015, calcule l’AIE. Même si la Chine n’a plus la soif d’or noir du début de la décennie, cette offre additionnelle sera insuffisante pour répondre à la demande, ce qui va entraîner une remontée des prix.
Pour l’heure, les puits de pétrole donnent à plein et les réservoirs débordent. Comme les compagnies et les grandes banques, l’AIE table donc sur la persistance de prix bas en 2016 en raison d’une offre toujours excédentaire, « à moins d’un événement géopolitique majeur », nuance-t-elle.
« Ce n’est qu’en 2017 que nous observerons enfin un alignement de l’offre et de la demande, mais les stocks énormes accumulés freineront le rythme du redressement des prix. » Avec 3 milliards de barils, ils sont à leur plus haut niveau depuis les années 1930. Et « d’importantes innovations techniques », comme la fracturation hydraulique et les puits horizontaux, permettent d’extraire un brut en grande quantité naguère inexploitable.

Hausse de la consommation

La politique des vannes ouvertes de l’Arabie saoudite, qui a fait plonger les prix, a lourdement pénalisé de petits producteurs américains de pétrole de schiste. Leur production devrait décliner de 600 000 barils par jour (sur 4,5 millions) en 2016 et de 200 000 barils par jour en 2017, avant de se redresser pour atteindre 5 millions d’ici à 2021.

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A cet horizon, les Etats-Unis pomperont 14,2 millions de barils, un niveau sans précédent dans leur histoire, avance l’AIE. Ces chiffres doivent être pris avec beaucoup de précaution. Il demeure que si les cours remontent à 50, voire 60 dollars à la fin de la décennie, les shale oil redeviendront rentables. Et les Américains assureront alors les deux tiers du surplus de production des pays non-OPEP.
En 2021, la production quotidienne des pays de l’OPEP devrait s’élever à 36,4 millions de barils, celle des autres producteurs à 59,7 millions. Soit un total de 96,1 millions. Parallèlement, la consommation d’or noir continuera à augmenter pour atteindre 101,6 millions de barils. Il manquera 5 millions de barils à l’appel. C’est dire si l’avertissement de l’AIE sur l’investissement est à prendre en considération.

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Jean-Michel Bezat
Journaliste au Monde

Μελέτη της Deloitte: Σχεδόν το 1/3 των πετρελαϊκών εταιρειών αντιμετωπίζει κίνδυνο χρεοκοπίας (in.gr, 16-2-2016)

Η μελέτη βασίζεται στην εξέταση περισσότερων από 500 εταιρειών εξόρυξης και παραγωγής πετρελαίου και φυσικού αερίου (Φωτογραφία: Reuters )

Σχεδόν το 1/3 των εταιρειών παραγωγής πετρελαίου αντιμετωπίζουν υψηλό κίνδυνο χρεοκοπίας το 2016, καθώς οι χαμηλές τιμές των πρώτων υλών πιέζουν την πρόσβασή τους σε ρευστότητα και την ικανότητα να μειώσουν το χρέος τους, σύμφωνα με μελέτη της λογιστικής και συμβουλευτικής εταιρείας Deloitte.

Η μελέτη, που βασίζεται στην εξέταση περισσότερων από 500 εισηγμένων σε χρηματιστήρια εταιρειών εξόρυξης και παραγωγής πετρελαίου και φυσικού αερίου σε όλο τον κόσμο, τονίζει τη βαθιά ανησυχία που διακατέχει τον ενεργειακό τομέα, καθώς οι τιμές του αργού βρίσκονται στα χαμηλότερα επίπεδα εδώ και περισσότερο από μία δεκαετία, διαβρώνοντας τα περιθώρια κέρδους και εξαναγκάζοντας σε μειώσεις δαπανών και χιλιάδες απολύσεις.

Οι περίπου 175 εταιρείες που κινδυνεύουν με χρεοκοπία έχουν χρέη άνω των 150 δισ. δολαρίων, ενώ οι μειωμένες τιμές έκδοσης μετοχών και πώλησης περιουσιακών στοιχείων τους εμποδίζουν περαιτέρω την ικανότητά τους να αποκτούν ρευστότητα, αναφέρει η Deloitte στην έκθεσή της.

«Οι εταιρείες αναβάλλουν τις αναγκαίες αποφάσεις όσο μπορούν και τώρα βρίσκονται σε κίνδυνο να πεθάνουν», δήλωσε ο William Snyder, επικεφαλής του τμήματος αναδιάρθρωσης επιχειρήσεων της Deloitte, προσθέτοντας: «Η ρευστότητα είναι τα πάντα».

Αν και το 95% των παραγωγών πετρελαίου μπορούν να παράγουν αργό με κόστος μικρότερο από 15 δολάρια το βαρέλι, αυτό μπορεί να μην αρκεί για κάποιες επιχειρήσεις, σύμφωνα με τη Deloitte.

Οι παραγωγοί είναι σε τροχιά να μειώσουν και φέτος τους προϋπολογισμούς τους, αλλά πολλοί δηλώνουν ότι πρέπει να αυξηθούν οι τιμές για να ενισχυθεί η κερδοφορία τους. Ορισμένοι πετρελαιοπαραγωγοί επιλέγουν τη ρευστοποίηση θέσεων αντιστάθμισης κινδύνων για μία γρήγορη ένεση ρευστότητας, κάτι που αποτελεί ριψοκίνδυνο στοίχημα.

Η μελέτη της Deloitte διαπίστωσε ότι οι πάροχοι υπηρεσιών σε περιοχές με πετρελαιοπηγές, που προσφέρουν το προσωπικό και τον αναγκαίο εξοπλισμό για την εξόρυξη αργού, έχουν μικρότερο αριθμό χρεοκοπιών από τους παραγωγούς.

Αυτό πιθανόν οφείλεται στο μεγαλύτερο κόστος κεφαλαίου -και συνεπώς χρέος- για τους παραγωγούς. Από τις 53 αμερικανικές ενεργειακές εταιρείες, που έκαναν αίτηση χρεοκοπίας το προηγούμενο τρίμηνο, μόνο οι 14 ήταν πάροχοι υπηρεσιών, μία τάση που αναμένεται να συνεχισθεί βραχυπρόθεσμα, σύμφωνα με τη Deloitte.



Newsroom ΔΟΛ, με πληροφορίες από ΑΠΕ/Reuters

L’Iran recommence à exporter son pétrole vers l’Europe (Le Monde, 15-2-2016)

Par Jean-Michel Bezat

 

Total avait été la dernière grande compagnie pétrolière occidentale à cesser toute activité en Iran ; elle sera la première à relancer ses affaires avec la République islamique, où elle avait maintenu une représentation à Téhéran depuis 2012.

Après plus de trois ans d’embargo renforcé – levé après l’accord sur le nucléaire iranien du 14 juillet 2015 –, un tanker devait quitter le terminal de Kharg, dans le golfe Persique, lundi 15 février, pour acheminer sa cargaison de brut vers l’Europe, a annoncé Rokneddin Javadi, le vice-ministre iranien du pétrole. Deux autres suivront, affrétés par le raffineur espagnol Cepsa et par la société Litasco, filiale du pétrolier russe Lukoil.

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Total a préféré ne pas confirmer l’information. Mais fin janvier, lors de la visite en France du président iranien, Hassan Rohani, le PDG du groupe tricolore, Patrick Pouyanné, s’était entretenu avec lui des perspectives de l’entreprise en Iran.

Cet entretien avait été suivi de la signature d’un accord-cadre pour l’achat de brut destiné aux raffineries françaises et européennes, ainsi que d’une lettre d’intention entre la National Iranian Oil Company (NIOC) et la major française permettant à celle-ci d’accéder à des données techniques pour apprécier le potentiel de développement de champs d’hydrocarbures en Iran.

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Dès la levée des sanctions, mi-janvier – après inspection des sites nucléaires de la République islamique par l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) –, l’Iran a tout fait pour reprendre ses exportations au plus vite, en dépit de l’engorgement du marché et d’un prix du baril tombé sous les 30 dollars. Vers l’Asie où le pays continuait à vendre du brut, et surtout vers l’Europe, avec laquelle un embargo empêchait tout acheminement d’hydrocarbures depuis quatre ans.

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La production iranienne aurait déjà augmenté de 400 000 barils par jour, et son objectif affiché est de 500 000 barils à court terme pour une production supplémentaire d’1 million d’ici à la fin de l’année. Le pays retrouverait ainsi la production quotidienne qui était la sienne avant le renforcement des sanctions occidentales (soit 3,8 millions de barils).
« Un potentiel considérable »

L’exportation n’a pu commencer qu’une fois la certitude acquise par la NIOC et ses clients que ces cargaisons pétrolières étaient bien assurées. Et que les compagnies d’assurances ne tomberaient pas sous le coût des sanctions américaines. Les Etats-Unis en ont, en effet, maintenu de nombreuses sur les transactions financières avec la République islamique. Washington a autorisé, à la mi-janvier, de telles couvertures pour les transporteurs non-américains, a indiqué The American Club, l’association d’assureurs couvrant les propriétaires de navires.

« L’Iran dispose d’un potentiel considérable », rappelle Olivier Appert, senior advisor à l’Institut français des relations internationales (IFRI) ex-PDG de l’Institut français du pétrole Energies Nouvelles (Ifpen). L’embargo a, selon lui, entraîné une baisse des exportations d’1 million de barils par jour depuis 2011, par ailleurs réduites par l’accroissement de la consommation intérieure (+ 30 % en dix ans). « L’augmentation passera, dans l’immédiat, par la mise sur le marché de stocks existant [estimés à 50 millions de barils], puis par l’augmentation de la production des gisements existants. »
Nombreuses hypothèques

A moyen-long terme, les gisements d’Ahvaz, de Yadaravan et surtout d’Azadegan peuvent permettre à Téhéran de retrouver le niveau de près de 6 millions de barils par jour atteint à la veille de la Révolution islamique de 1979.

Mais il faudra pour cela lever bien des hypothèques, souligne M. Appert : la nature des contrats proposés aux compagnies internationales, jusqu’à présent peu rémunérateurs, la fragilité du système bancaire iranien, le maintien de certaines sanctions américaines, une relative instabilité politique intérieure – le président Rohani étant très contesté par les conservateurs –, et l’incertitude sur une relance toujours possible du programme nucléaire, qui entraînerait un retour des sanctions (mais pas sur les contrats signés).

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Reste le gaz, dont l’Iran possède les deuxièmes réserves mondiales, juste derrière la Russie. Il sera d’abord utilisé pour la consommation intérieure (ménages, transports, industrie) avant d’être exporté. Le produit de ces ressources, notamment vendues à l’étranger sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL), ne viendra pas remplir les caisses de l’Etat islamique avant la prochaine décennie. Car Téhéran a, là aussi, un grand besoin des technologies des spécialistes comme Shell, Total, ENI ou Statoil.
Dumping

Dans la guerre sans merci que se livrent les pays producteurs pour gagner ou conserver des parts de marché, l’Iran a consenti des rabais sur son brut. Un dumping déjà pratiqué par l’Arabie saoudite et la Russie, les deux plus grands exportateurs mondiaux d’or noir.

Son pétrole va s’ajouter aux productions des douze autres membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) et de la Russie, qui pompent le brut de manière effrénée malgré une surproduction journalière estimée à 2 millions de barils. Les stocks mondiaux ont atteint des niveaux historiquement hauts, et il faudra d’abord les écouler pour rééquilibrer l’offre et la demande – et donc les prix – sur le marché. Un rééquilibrage que les dirigeants des compagnies et les experts pétroliers ne voient pas avant le quatrième trimestre 2016.

Il y a quelques jours, les Emirats arabes unis ont indiqué qu’une baisse de la production de l’OPEP était possible. Cette ouverture d’un pays proche de l’Arabie saoudite, le chef de file du cartel, a entraîné une remontée des prix, qui sont vite retombés. Car peu d’experts croient en une telle décision de l’OPEP – en fait des Saoudiens – ni en une action coordonnée entre le cartel et les autres pays producteurs pour resserrer les vannes. Après leur rebond de vendredi, les cours sont repartis à la baisse, lundi, en Asie.

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Les points-clés de l’accord de Vienne sur le nucléaire iranien (Le Monde, 14-7-2016)

Par Yves-Michel Riols (Vienne, envoyé spécial)

L’Agence internationale de l’énergie atomique a donné son feu vert, samedi 16 janvier, à la levée des sanctions contre Téhéran, six mois après l’accord signé sur le nucléaire iranien. L’institution constate que les régime iranien a tenu les premiers engagements pris dans le cadre de l’accord de Vienne, conclu mardi 14 juillet, dont voici les principaux éléments.
Limiter l’enrichissement d’uranium

L’objectif principal du « P5 + 1 » (Etats-Unis, Russie, Chine, France, Royaume-Uni et Allemagne) est de mettre en place de sévères restrictions pour garantir que le breakout, le temps nécessaire pour produire assez d’uranium enrichi permettant de fabriquer une arme atomique, soit d’au moins un an pendant une durée de dix ans. Cette mesure est destinée à permettre aux Occidentaux de réagir au cas où l’Iran déciderait de se lancer dans une course à la bombe.

Pour atteindre cet objectif, l’accord de Vienne plafonne le nombre de centrifugeuses enrichissant l’uranium, qui doit être porté à 90 % pour une utilisation militaire.

L’Iran ne pourra enrichir l’uranium qu’à 3,67 % pendant quinze ans et sur le seul site de Natanz. Pendant dix ans, le nombre de centrifugeuses passera de 19 000 à 5 060, et seuls les modèles les plus anciens (IR-1) pourront être utilisés. Les centrifugeuses en excès seront stockées sur le site de Natanz sous scellés de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA).

Le site souterrain de Fordow sera transformé en centre de physique et de technologie nucléaires. L’Iran ne pourra y mener d’activités relatives à l’enrichissement. Il conservera 1 044 centrifugeuses IR-1 dans cette installation.

Les stocks d’uranium enrichi de l’Iran seront strictement limités. Tout l’uranium enrichi au-delà de 3,67 % devra être expédié hors d’Iran ou dilué, à l’exception de l’uranium contenu dans le combustible du réacteur de recherche de Téhéran. Pendant quinze ans, l’Iran ne pourra pas conserver sur son territoire plus de 300 kilogrammes d’uranium enrichi à moins de 3,67 % sous forme d’UF6 (hexafluorure d’uranium, la forme gazeuse de l’uranium avant enrichissement). L’excédent devra être exporté ou dilué.
Limiter la production de plutonium

Le plutonium est, avec l’uranium, l’autre matière fissile qui peut être utilisée en vue de la fabrication d’une bombe atomique. L’accord de Vienne stipule que le réacteur de la centrale à eau lourde d’Arak sera modifié pour ne pas pouvoir produire du plutonium à vocation militaire.

Cette conversion du réacteur sera menée sous le contrôle du « P5 + 1 » et de l’AIEA. Le combustible usé sera transféré hors d’Iran, et Téhéran s’engage à ne pas développer d’autres réacteurs à eau lourde pendant quinze ans et à transférer hors du pays le combustible usé de tous ses futurs réacteurs.
Renforcer les inspections

C’était l’un des points les plus délicats de la négociation. Un régime renforcé d’inspections sera appliqué pendant toute la durée de l’accord, et même au-delà pour certaines activités. L’AIEA pourra ainsi vérifier pendant vingt ans le parc de centrifugeuses et pendant vingt-cinq ans la production de concentré d’uranium (« yellow cake »).

L’Iran s’engage à mettre en œuvre, puis à ratifier, le Protocole additionnel (PA) de l’AIEA qui permet des inspections intrusives. Il s’engage aussi à appliquer le code modifié 3.1 de l’AIEA, qui l’oblige à déclarer toute installation dans laquelle est utilisé de l’uranium, six mois au minimum avant le début de son fonctionnement. Selon le texte de Vienne, le PA permet notamment aux inspecteurs de l’AIEA d’accéder aux sites militaires, « si nécessaire et sous certaines conditions », au terme d’une procédure « de dialogue entre le “P5 + 1” et l’Iran ». Par ailleurs, Téhéran autorisera une enquête sur son programme nucléaire passé.
Lever les sanctions

L’objectif majeur des Iraniens était d’obtenir la levée des multiples sanctions (de l’Organisation des Nations unies, des Etats-Unis et de l’Europe) qui freinent le développement du pays. Les sanctions adoptées par l’UE et les Etats-Unis visant les secteurs de la finance, de l’énergie et du transport iraniens seront levées dès la mise en œuvre par l’Iran de ses engagements, attestée par un rapport de l’AIEA. Cela devrait être fait au début de 2016.

La même procédure sera suivie pour lever les six résolutions adoptées par le Conseil de sécurité des Nations unies contre l’Iran depuis 2006. En revanche, les mesures liées à la lutte contre la non-prolifération nucléaire contenues dans ces résolutions (interdiction d’importation de certains matériaux, etc.) seront maintenues pendant dix ans ou jusqu’à ce que l’AIEA ait attesté du caractère exclusivement pacifique du programme nucléaire iranien.

En cas de violation par l’Iran de ses obligations, les sanctions pourront être réintroduites par un mécanisme dit de « snap back ». Celui-ci restera en vigueur pendant dix ans, mais les cinq membres permanents du Conseil de sécurité se sont engagés par écrit à le prolonger pour une durée de cinq ans.
Maintenir l’embargo sur les armes

Les sanctions relatives aux missiles balistiques et aux importations d’armes offensives sont maintenues. Le transfert de matériels sensibles pouvant contribuer au programme balistique iranien sera interdit pendant huit ans, sauf autorisation explicite du Conseil de sécurité de l’ONU. Idem pour la vente ou le transfert de certaines armes lourdes de et vers l’Iran, qui resteront interdits pendant cinq ans.

Le Conseil de sécurité de l’ONU pourrait examiner une résolution destinée à valider cet accord dès la semaine prochaine, a fait savoir mardi un responsable américain.

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Yves-Michel Riols (Vienne, envoyé spécial)
Journaliste au Monde

Σ. Αραβία και Ρωσία συμφώνησαν σε πάγωμα της παραγωγής πετρελαίου (Καθημερινή, 16-2-2016)

ΑΠΕ - ΜΠΕ, REUTERS



Η Σαουδική Αραβία και η Ρωσία, οι δύο μεγαλύτερο παραγωγοί αργού πετρελαίου στον κόσμο, συμφώνησαν σε πάγωμα της παραγωγής στα επίπεδα του Ιανουαρίου.

Η απόφαση ελήφθη κατά την διάρκεια συνομιλιών στο Κατάρ, στις οποίες μετείχαν οι υπουργοί πετρελαίου της Ρωσίας, της Σαουδικής Αραβίας, του Κατάρ και της Βενεζουέλας. Οι δύο τελευταίοι συμφώνησαν να συμμετέχουν στο πάγωμα κι όπως δήλωσε ο υπουργός της Σαουδικής Αραβίας, Άλι αλ-Ναΐμι, η συμφωνία εξαρτάται και από τους άλλους παραγωγούς, με το Ιράν να απουσιάζει από τη συνάντηση και να σχεδιάζει να αυξήσει την προσφορά του αργού.

Οι υπουργοί βρέθηκαν στην Ντόχα του Κατάρ για μια συνάντηση που δεν είχε γίνει γνωστή – με τις συζητήσεις να διεξάγονται στο υψηλότερο επίπεδο των τελευταίων μηνών – σχετικά με την ανάληψη κοινής δράσης προκειμένου να βοηθήσουν τις τιμές να ανακάμψουν από τα χαμηλότερα επίπεδα της τελευταίας τουλάχιστον δεκαετίας.

Ο υπουργός της Σαουδικής Αραβίας Άλι αλ-Ναΐμι είπε ότι το πάγωμα της παραγωγής στα επίπεδα του Ιανουαρίου ήταν επαρκές μέτρο και ότι θα μπορούσαν να εξετασθούν νέα μέτρα για τη σταθεροποίηση της αγοράς τους επόμενους μήνες. Πρόσθεσε ότι ελπίζει πως και άλλοι παραγωγοί θα υιοθετήσουν την πρόταση, ενώ ο υπουργός Πετρελαίου της Βενεζουέλας Εουλόχιο Ντελ Πίνο δήλωσε πως την Τετάρτη θα υπάρξουν νέες συνομιλίες με το Ιράν και το Ιράκ.

Οι τιμές του πετρελαίου ανήλθαν νωρίτερα στα 35,55 δολάρια το βαρέλι, αλλά στη συνέχεια μετρίασαν τα κέρδη τους υποχωρώντας κάτω από τα 34 δολάρια καθώς εξασθένησαν οι προσδοκίες για άμεση συμφωνία.

Το Ιράν έχει δεσμευθεί να αυξήσει σημαντικά την προσφορά του αργού τον επόμενο μήνα καθώς προσπαθεί να ανακτήσει το μερίδιο αγοράς που έχασε μετά από χρόνια διεθνών κυρώσεων, οι οποίες ήρθησαν τον Ιανουάριο.

Η συνάντηση στη Ντόχα έγινε ύστερα από τουλάχιστον 18 μήνες πτώσης των τιμών του πετρελαίου, με την τιμή του αργού να υποχωρεί κάτω από τα 30 δολάρια το βαρέλι για πρώτη φορά εδώ και τουλάχιστον 10 χρόνια.

Εντός του Οργανισμού Πετρελαιοεξαγωγικών Κρατών (ΟΠΕΚ) υπάρχει αυξανόμενη συναίνεση ότι πρέπει να ληφθεί μια απόφαση για το πώς θα ενισχυθούν οι τιμές, δήλωσε την περασμένη εβδομάδα στο Reuters ο Νιγηριανός υπουργός Πετρελαίου Εμάνουελ Ίμπε Κατσίκου.

Βρετανία: Μετριάζει την άνοδό του το μπρεντ μετά τις δηλώσεις

Τα συμβόλαια μελλοντικής εκπλήρωσης για το πετρέλαιο μπρεντ μετρίαζαν σήμερα τα κέρδη τους μετά τις δηλώσεις του υπουργού Ενέργειας του Κατάρ ότι η χώρα του συμφώνησε να παγώσει την παραγωγή στα επίπεδα του Ιανουαρίου μαζί με τη Σαουδική Αραβία, τη Ρωσία και τη Βενεζουέλα.

Στις 11:07 ώρα Ελλάδας, τα συμβόλαια μελλοντικής εκπλήρωσης ενισχύονταν κατά 48 σεντς στα 33,87 δολάρια το βαρέλι, έχοντας νωρίτερα ανέλθει από τα 35,55 δολάρια.

Ο υπουργός Ενέργειας του Κατάρ Μοχάμεντ μπιν Σάλεχ αλ-Σάντα είπε ότι η κοινή απόφαση εξαρτάται από το αν θα ακολουθήσουν και άλλοι μεγάλοι παραγωγοί.

Ένα βαρέλι αργό πετρέλαιο μας δίνει... (αργό πετρέλαιο και προϊόντα της διύλισής του)

Να τι δίνει ένα βαρέλι αργού πετρελαίου:
43% βενζίνη, 21.5% απόσταγμα πετρελαίου, 11.5% υπολείμματα
πετρελαίου, 6.9% καύσιμο κινητήρα αεροσκαφών,
4.7% πρώτες ύλες για την παρασκευή προιόντων γενικής χρήσης
(π.χ.καθαριστικα, πλαστικά, υφαντικές ίνες κτλ ),
3.8% φυσικό αέριο, 3.1% άσφαλτος, 2.6% κοκ, 2.3% υγραέριο(LPG), 1.3%κηροζίνη,1.3% λιπαντικά, 0.67% άλλα


Σε ένα βαρέλι αναλογούν 159 λίτρα (42 αμερικανικά γαλόνια) πετρέλαιο. Αφού επεξεργαστεί ένα βαρέλι πετρελαίου προσφέρει περίπου 72 λίτρα (19 αμερικανικά γαλόνια) βενζίνης.


Η τρέχουσα κατανάλωση παγκόσμιου αργού πετρελαίου είναι 85 εκατομμύρια βαρέλια ανά ημέρα. Κατά τη διάρκεια των προηγούμενων πέντε ετών η κατανάλωση πετρελαίου έχει αυξηθεί κατά 2% ετησίως. Οι εκτιμήσεις δείχνουν ότι η καθημερινή κατανάλωση πετρελαίου θα ανέρθει σε 118 εκατομμύρια βαρέλια ανά ημέρα μέχρι το 2030, ενώ μόνο η Κίνα και η Ινδία θα ευθύνονται για την αύξηση στο 43% της συνολικής χρήσης παγκόσμιου πετρελαίου.


Το αργό πετρέλαιο είναι ένα μίγμα εκατοντάδων των διαφορετικών ενώσεων υδρογονανθράκων που παγιδεύονται στο υπέδαφος.
Χωρίζεται στις εξής κατηγορίες ανάλογα με τη χώρα παραγωγής:

1. Αργό πετρέλαιο Brent - εξάγεται από τη Βόρεια Θάλασσα, είναι ελαφρύ μείγμα αργού πετρελαίου(38.06 βαθμοί της κλίμακας ΑΡΙ), περιέχει περίπου 0.37%θείο, ενώ είναι ιδανικό για παραγωγή βενζίνης και αποστάγματα πετρελαίου.

2. Αργό πετρέλαιο OPEC Basket - προερχεται από τις χώρες που ανήκουν στον Οργανισμό OPEC (Αλγερία, Ινδονησία, Ιράν, Ιράκ, Κουβέιτ, Kατάρ, Λιβύη, Νιγηρία, Σ.Αραβία, Αραβικά Εμιράτα, Βενεζουέλα, Εκουαδόρ )ενώ θεωρείται βαρύ ως πετρέλαιο( κάτω από 22.03 βαθμούς κλίμακας ΑΡΙ).

3. Αργό Dubai Crude - εξάγεται από το Ντουμπάι, έχει περιεκτικότητα σε θείο 2%, ενώ φτάνει στους 31 βαθμούς της κλίμακας ΑΡΙ.

4. Αργό West Texas Intermediate (WTI) - πετρέλαιο ελαφρύτερο από το Brent (με 39.6 βαθμούς της κλίμακας ΑΡΙ), περιεκτικότητας σε θείο 0.24% ενώ η τιμή του βαρελιού ξεπερνά περίπου κατά $1 του Brent και κατά $2 του ΟPEC Basket.

Πηγή:
Μαύρος Χρυσός - Ο καταραμένος πλούτος http://oil-evolution.blogspot.gr/2007/11/blog-post_23.html

Rebond du pétrole sur le marché asiatique (Le Figaro, 12-2-2016)

Les cours du pétrole rebondissaient vendredi en Asie sous l'effet d'achats à bon compte et de nouvelles spéculations sur une éventuelle volonté de l'Opep de réduire sa production, après être tombés à des plus bas de presque 13 ans.

Dans les échanges électroniques en Asie, le baril de «light sweet crude» (WTI) pour livraison en mars prenait 1,47 dollar, à 27,68 dollars, vers 04h00 GMT.

Le baril de Brent de la mer du Nord, la référence européenne du brut, pour livraison en avril, gagnait quant à lui 1,68 dollar, à 31,74 dollars.

Le Wall Street Journal, qui cite le ministre émirati de l'Energie, Souhail al-Mazrouei rapporte que l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep) serait prête à se concerter avec d'autres producteurs pour tenter de limiter les niveaux de productions.

Les analystes doutent toutefois que ces spéculations puissent soutenir durablement les cours alors que le marché est frappé par une conjoncture adverse, surabondance des cours et morosité de la demande.

Trois raisons pour lesquelles les marchés financiers tremblent (Le Monde, 9-2-2016)

Le Monde.fr | 09.02.2016 à 12h45
Par Isabelle Chaperon et Audrey Tonnelier



« Serions-nous entrés dans une troisième crise financière mondiale ? », après celle des subprimes en 2008 et des dettes souveraines en 2011 : les économistes de Capital Economics se posent ouvertement la question, alors qu’en ce début de semaine les marchés financiers connaissent une nouvelle déprime. Lundi a été une journée noire et, en l’espace d’un mois, ils ont perdu plus de 10  %. « Nous n’en sommes pas là  », considère, pour sa part, Frédérik Ducrozet, économiste chez Pictet, qui souligne néanmoins le fait qu’habituellement les investisseurs vendent certains produits financiers pour en préférer d’autres, alors que depuis le début de l’année c’est toute la planète finance qui convulse à l’unisson  : actions, obligations souveraines, valeurs bancaires, dettes d’entreprise…

Lire aussi : La tempête persiste sur la planète financière

Petit tour d’horizon de ce qui suscite les craintes des investisseurs.
La panne de l’économie chinoise

C’est l’un des sujets d’interrogation qui pèse sur les marchés. D’autant qu’une nouvelle statistique est venue raviver l’inquiétude des investisseurs, dimanche 7 février. Les réserves de devises du pays ont baissé de 99,5 milliards de dollars (86 milliards d’euros) en janvier pour s’établir à 3 200 milliards de dollars, soit leur plus bas niveau depuis mai 2012. Pékin vend des dollars pour soutenir le yuan, qui pâtit du ralentissement économique et de la mauvaise communication des autorités financières.
Le risque de récession aux Etats-Unis

L’audition de Janet Yellen, la patronne de la Fed (réserve fédérale américaine), devant le Congrès américain mercredi 10 et jeudi 11 février sera particulièrement scrutée. Car les craintes d’un ralentissement économique plus marqué que prévu aux Etats-Unis sont vives. Au point que «  certains commencent à estimer que la Fed pourrait avoir commis une grave erreur en relevant ses taux directeurs le 16 décembre, alors que le risque que l’économie entre en récession leur semble avoir augmenté  », expliquent les analystes d’Aurel BGC.
Les banques dans la tourmente

A l’épicentre du séisme boursier figurent les valeurs bancaires. Le phénomène est pour le moment centré sur l’Europe : depuis l’été 2015, les actions des grandes banques européennes sont dans la tourmente. Elles doivent notamment faire face à la montée des risques liée aux engagements pris sur les pays émergents ou sur le secteur de l’énergie. Or, avec un prix du baril en chute libre, de nombreux montages ayant permis de financer des investissements de production, en particulier dans le gaz de schiste aux Etats-Unis, ne passent plus et vont devoir être renégociés.

Lire aussi : Trop exposées au secteur pétrolier, les banques européennes sont attaquées

De là à craindre un remake de la crise des subprimes (crédits à risques) de 2007 ? « En dépit d’une large exposition des banques au secteur de l’énergie, cette crise est gérable », estiment les analystes de Kepler-Cheuvreux, dans une étude parue le 3 février. « En Europe, la situation n’a rien de comparable avec 2008 : les banques ont davantage de liquidités, et sont plus solvables », assure M. Ducrozet.


 

Isabelle Chaperon
Journaliste au service Economie Suivre Aller sur la page de ce journaliste Suivre ce journaliste sur twitter

Audrey Tonnelier
Journaliste au Monde

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Total met en production un nouveau champ gazier en Ecosse (Le Monde, 8-2-2016)

Le Monde.fr | 08.02.2016 

Par Jean-Michel Bezat

Les compagnies pétrolières ont besoin de grands projets – même coûteux en cette période d’effondrement des cours – pour maintenir leur production d’hydrocarbures. Celui dont Total a annoncé le lancement au large des îles Shetland (Ecosse), lundi 8 février, est de ceux-là. Laggan-Tormore, en mer du Nord britannique, qui produira du gaz et des condensats (gaz liquides), est « un projet clé pour la croissance de notre production en 2016, et au-delà », a commenté Arnaud Breuillac, directeur général exploration-production du groupe.

Développé depuis 2010 pour un coût global de 4,5 milliards d’euros, Laggan-Tormore est un des projets structurants de Total, notamment dans le gaz. Ses gisements, enfouis à 4 000 mètres (dont 600 mètres de profondeur d’eau), produiront 90 000 barils par jour d’équivalent pétrole. Total en est l’opérateur avec 60 % du projet, associé au danois Dong Energy (20 %) et au britannique Scottish and Southern Energy (20 %).
Un pipeline de 140 kilomètres

La production de ses quatre puits sous-marins, raccordés par un pipeline de 140 kilomètres à une nouvelle usine de traitement de gaz sur les îles Shetland, sera ensuite acheminée par gazoduc vers les îles britanniques.

Lire aussi : Le nouvel ordre pétrolier mondial

Proches de cette zone difficile en raison de conditions météorologiques extrêmes, deux autres gisements seront mis en production dans un proche avenir : Edradour (2017) et Glenlivet (2018). La mer du Nord, en déclin jusqu’à présent, redevient un terrain de conquête pour Total et d’autres majors, qui bénéficient de certains avantages fiscaux. Le groupe français doit y porter sa production quotidienne de 105 000 barils à 260 000 au cours de l’année.
La production de brut des majors décline

Le projet écossais confirme la stratégie gazière de Total. Son PDG, Patrick Pouyanné, rappelle qu’au début des années 2000 le gaz ne pesait que 35 % de la production du groupe. Il en représente environ la moitié aujourd’hui et dans un avenir proche, la compagnie en produira plus que de pétrole, notamment parce qu’il est plus facile de trouver des gisements de gaz. Depuis plus de dix ans, la production de brut des majors ne cesse de décliner, et leur production d’hydrocarbures ne s’est maintenue que grâce à celle du méthane.

Total est engagé dans un projet géant de gaz naturel liquéfié (GNL) dans le Grand Nord russe : Yamal LNG. Il en détient 20 %, associé au producteur russe Novatek (60 %) et à China National Petroleum Corporation (CNPC). Pour l’heure, ses dirigeants doivent en boucler le financement, rendu plus difficile par les sanctions économiques contre la Russie, qui interdisent notamment de le financer en dollars. Une grande partie du gaz de Yamal est destiné au marché asiatique.

Lire aussi : La baisse du prix du pétrole aura un impact sur les résultats de Total, prévient son PDG

En 2017-2018, les cargaisons seront aussi dirigées vers le terminal méthanier de Dunkerque. Cette usine de regazéification, qui doit être inaugurée dans les prochains mois, est détenue à 10 % par Total, 65 % par EDF et 25 % par le belge Fluxys. Elle doit aussi permettre de traiter les cargaisons de GNL en provenance du Yemen. Mais la production yéménite a été suspendue en avril 2015 en raison de la guerre qui frappe le pays.

M. Pouyanné estime que le gaz est le complément idéal des énergies renouvelables (éolien, solaire…) pour prendre rapidement le relais des éoliennes et des parcs solaires, dont la production d’électricité est intermittente. Moins émetteur de gaz à effet de serre que le charbon, c’est un des instruments de la transition énergétique défendus par tous les grands pétroliers européens. Les sept plus grands (Shell, BP, Total, ENI, BG, Statoil et Repsol) ont fait un lobbying intense en faveur du gaz (et d’une taxe carbone), à la fin de 2015, lors du sommet mondial de Paris sur le climat (COP21).



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Journaliste au Monde
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Grâce au pétrole, le déficit commercial de la France s’est réduit (Le Monde 5-2-2016)

Grâce au pétrole, le déficit commercial de la France s’est réduit

LE MONDE ECONOMIE | 05.02.2016 à 10h53 • Mis à jour le 05.02.2016 à 12h14 | Par Audrey Tonnelier

C’est une bonne nouvelle pour la France. En 2015, le déficit commercial français s’est réduit pour la quatrième année consécutive. Il est ressorti à 45,7 milliards d’euros, en amélioration de 21,6 % par rapport à 2014, selon les chiffres publiés vendredi 5 février par les Douanes.

« Nos exportations ont progressé plus vite que le commerce mondial (+ 4,3 % contre + 2,6 %). Pour la première fois en une décennie, le nombre d’entreprises françaises exportatrices a augmenté, passant de 121 000 à 125 000, ce qui est une très bonne nouvelle. Toutefois, avec un déficit de plus de 45 milliards d’euros, la France n’a pas de quoi fanfaronner », a expliqué au Monde Matthias Fekl, le secrétaire d’Etat au commerce extérieur.
Dans le détail, les exportations ont été soutenues par les livraisons aéronautiques et la reprise du marché automobile, particulièrement dans les pays du Sud de l’Europe. Les importations, qui ont augmenté « modérément » selon les Douanes (+ 1,2 %) ont été « tirées vers le bas par la chute des approvisionnements énergétiques due au reflux du prix du pétrole ». Leur hausse, alors qu’elles avaient reculé de 0,6 % en 2014, reflète toutefois le regain de dynamisme de la croissance française (+ 1,1 %), tirée par la consommation.
« Jamais, dans les années précédentes, on n’avait observé une telle amélioration [du solde commercial] », se réjouit Hélène Baudchon, économiste France chez BNP Paribas.

Facteurs extérieurs

C’est que la France revient de loin. Après une dégradation continue entre 2002 et 2011, où il avait atteint un point bas à – 74,5 milliards d’euros, le solde commercial tricolore se redresse depuis quatre ans. Mais ce bon score tient largement à des facteurs extérieurs, et d’abord à la chute du pétrole. Divisé par deux en 2015, le prix du baril a permis un allégement de 14,6 milliards d’euros de la facture énergétique.

Lire aussi : Pourquoi le pétrole a atteint son niveau le plus bas depuis 2004

La dépréciation de l’euro face au dollar, en rendant moins chers les produits européens, a aussi favorisé les exportateurs français. « Mais cela a essentiellement joué sur les marchés en dollar, car de nombreuses autres monnaies [asiatiques, sud-américaines] se sont dépréciées plus vite que l’euro », explique Ludovic Subran, chef économiste chez Euler Hermès.
Dernier facteur extérieur, la vigueur de la reprise européenne. « On oppose régulièrement la France à ses voisins en matière de compétitivité, mais si nous allons mieux, c’est parce que l’Allemagne, l’Espagne, l’Italie vont mieux ! L’Europe constitue un véritable filet de sécurité, notamment face aux turbulences des pays émergents », résume M. Subran.
Les efforts internes de la France, notamment en termes de coût du travail, semblent aussi commencer à payer. La mise en œuvre du pacte de responsabilité et du crédit d’impôts compétitivité emploi (CICE) ont produit leurs premiers effets en 2015 sur le coût salarial et les marges des entreprises. Dans l’industrie, la progression du coût salarial tricolore est devenue moins importante qu’en Allemagne.

Lire aussi : CICE : Bercy a versé 18,6 milliards d’euros aux entreprises

« Au total, le coût horaire de la main-d’œuvre française dans l’industrie manufacturière se situe en dessous du niveau allemand (37,3 euros en France contre 39,1 euros en Allemagne), alors que les niveaux étaient comparables en 2012. Dans l’ensemble des secteurs marchands, la France conserve en revanche un coût horaire du travail nettement supérieur (6 % environ) à l’Allemagne », détaille l’institut de conjoncture Coe-Rexecode dans son rapport sur la compétitivité française, publié jeudi 4 février.
Reste que le CICE est régulièrement accusé de manquer sa cible. Il concerne les salaires jusqu’à 2,5 fois le smic, alors que les rémunérations dans les secteurs industriels, principaux exportateurs, se situent souvent au-dessus. « Dans la chimie, le raffinage et la pharmacie, moins de 40 % de la masse salariale est éligible au CICE », indique Paul Chollet, en charge de la France chez Coface.

Faiblesses structurelles

Au-delà de la stricte question des coûts, tout l’enjeu pour la France consiste à s’améliorer en matière de qualité, d’innovation et de montée en gamme - ce que les économistes nomment, dans leur jargon, la « compétitivité hors coûts ».
« Les faiblesses du commerce extérieur français se situent autant du côté des exportations (à développer) que des importations (à modérer). Pour accroître les exportations, il nous faut apprendre à nous démarquer davantage par la qualité, un service après vente performant, une marque (comme dans le luxe), un haut niveau de technicité (aéronautique). Mais aussi développer la taille des entreprises et mieux les accompagner à l’export », détaille M^me Baudchon.
De fait, les parts de marché de la France à l’export, passées de près de 5,7 % fin 1992 à 3,3 % fin 2011, ont beau rester au-dessus de 3 % depuis 2012, elles ne progressent pas. Surtout, en dépit d’un déficit commercial qui se résorbe, « le solde des échanges industriels poursuit sa dégradation régulière (– 31 milliards d’euros en 2015 [estimation] contre – 6,7 milliards d’euros en 2005) », souligne Coe-Rexecode.
Conscient du problème, M. Fekl avait remis en décembre 2015 devant les députés un rapport du Quai d’Orsay pointant les faiblesses structurelles du commerce extérieur tricolore, et sa trop grande dépendance à la réduction de la facture énergétique. Parmi les chantiers menés par M. Fekl, un meilleur accompagnement des PME-ETI à l’export, des efforts pour associer PME et grands groupes à l’international et la création d’un guichet unique regroupant Business France, Coface et Bpifrance. Avec l’idée, partagée par tous les observateurs, qu’au-delà des barrières tarifaires et réglementaires, l’export est une véritable culture à insuffler aux entreprises tricolores. La France compte aujourd’hui deux fois moins d’exportateurs que l’Italie, et trois fois moins que l’Allemagne.?

Optimisme pour 2016

« Aujourd’hui, 1 % des entreprises françaises concentrent 97 % des exportations. Et sur dix entreprises qui se lancent à l’international, seules trois recommenceront en 2017 », explique M. Subran. Il souligne qu’au-delà des craintes réglementaires et des difficultés d’organisation, les entreprises insistent sur la méconnaissance des outils à leur disposition pour sauter le pas de l’export.
Pour 2016, les experts se veulent cependant plutôt optimistes. « L’effet pétrole devrait perdurer », estime Xavier Timbeau, directeur de l’Observatoire français des conjonctures économiques. De plus, « le ralentissement du commerce extérieur, qui concerne en priorité les pays asiatiques, devrait avoir peu d’effet sur la demande adressée à la France, au contraire soutenue par l’accélération du commerce à l’échelle européenne », estime-t-il. Seul bémol : « la question du tourisme, avec les conséquences des attentats qui pourraient durer dans le temps », prévient M. Timbeau. Moins ouverte, la France est plus protégée en cas de soubresauts mondiaux : les exportations représentent 30 % du produit intérieur brut (PIB) en France contre 45 % en Allemagne.

Lire aussi : « L’Allemagne reste la locomotive des exportations européennes »

« En 2016, la demande adressée à la France devrait permettre des exportations additionnelles de 21 milliards d’euros, à peu près l’équivalent de 2015 », calcule M. Subran. Selon lui, « 2016 devrait être l’année de l’investissement plus que de l’export : les entreprises auront intérêt à profiter de la dévaluation de nombreuses monnaies par rapport au dollar pour réaliser des acquisitions dans des pays devenus plus compétitifs, comme le Brésil. »

image: http://s2.lemde.fr/image/2016/02/05/534x0/4860019_6_0863_2016-02-05-4e6d4ad-29635-q2a96q_e7d7b046b44144288936e83fc7cfa707.png

• Audrey Tonnelier
  Journaliste au Monde

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Αυξάνεται η ισχύς των θαλάσσιων αιολικών πάρκων (Ανιχνεύσεις, 6-2-2016)

Ενας από τους πιο δυναμικά αναπτυσσόμενους κλάδους των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στην Ευρώπη είναι οι υπεράκτιες αιολικές εγκαταστάσεις. Οι επενδύσεις σε ανεμογεννήτριες μέσα στη θάλασσα διπλασιάστηκαν το 2015, φτάνοντας τα 13,3 δισεκατομμύρια ευρώ, σύμφωνα με τα στοιχεία που έδωσε την Τρίτη στη δημοσιότητα η Ευρωπαϊκή Ενωση Αιολικής Ενέργειας (ΕΕΑΕ).

Το 2015 τα θαλάσσια αιολικά προσέφεραν επιπλέον 3.019 MW, από τη λειτουργία 754 νέων ανεμογεννητριών, υπερδιπλάσια απ’ όσα είχαν τεθεί σε λειτουργία το 2014 και αριθμό ρεκόρ για κάθε χρονιά στην ευρωπαϊκή αιολική πορεία. Η συνολική ισχύς των ευρωπαϊκών θαλάσσιων αιολικών πάρκων φτάνει πλέον τα 11.027 MW. Μάλιστα, όπως μας πληροφορεί η Ευρωπαϊκή Ενωση Αιολικής Ενέργειας, είναι έτοιμη να ξεκινήσει η δημιουργία ακόμα δέκα μεγάλων θαλάσσιων εγκαταστάσεων αιολικής ενέργειας, τα οποία θα δώσουν ακόμα 3.034 MW στο σύστημα. Για τα συγκεκριμένα δέκα έργα έχουν παρθεί οι επενδυτικές αποφάσεις (και είναι επίσης διπλάσια από τα αντίστοιχα του 2014).

Το μεγάλο μπαμ το 2015 πραγματοποιήθηκε από τη Γερμανία, όπου τέθηκαν σε λειτουργία εγκαταστάσεις ισχύος 2,282 MW. Αρκετά πιο πίσω το Ηνωμένο Βασίλειο με 556 MW και η Ολλανδία με 180 MW. Στις τρεις αυτές χώρες ολοκληρώθηκαν το 2015, 14 έργα, ενώ βρίσκονται σε εξέλιξη ακόμα έξι έργα, τα οποία συνολικά θα προσθέσουν 1.900 ΜW στο δίκτυο.

Ο συνολικός αριθμός των ανεμογεννητριών που έχουν εγκατασταθεί σε ευρωπαϊκές θάλασσες και συνδεθεί με το ηλεκτρικό δίκτυο είναι πλέον 3.230. Εάν υπολογίσουμε και τις εγκαταστάσεις που βρίσκονται υπό κατασκευή σήμερα, υπάρχουν σε 11 ευρωπαϊκές χώρες 84 υπεράκτια αιολικά πάρκα.

Δεν είναι μόνο ο αριθμός των ανεμογεννητριών που αυξάνεται, αλλά και το μέγεθός τους, μαζί και η ενεργειακή δυναμικότητά τους. Σύμφωνα με την ΕΕΑΕ κατασκευάζονται ολοένα μεγαλύτερες γεννήτριες, με αποτέλεσμα ο μέσος όρος ανά γεννήτρια να έχει ανέβει από τα 3,7 MW στα 4,2 MW.

Ο Giles Dickson της ΕΕΑΕ σχολίασε τα στοιχεία του 2015, λέγοντας πως το 2020 τα υπεράκτια αιολικά πάρκα θα έχουν ξεπεράσει τα 20 GW, παρότι εκτίμησε πως οι νέες θαλάσσιες ανεμογεννήτριες το 2016 θα είναι λιγότερες. «Το σημαντικό ερώτημα είναι τι θα γίνει μετά το 2020. Η βιομηχανία πραγματοποιεί πραγματική πρόοδο στη μείωση του κόστους. Αλλά χρειαζόμαστε οι κυβερνήσεις να μας δώσουν μια καθαρή εικόνα για τις ποσότητες που οραματίζονται να λάβουν από τον συγκεκριμένο τομέα. Η ενεργή συνεργασία μεταξύ των κυβερνήσεων είναι επίσης το κλειδί για να αναπτυχθεί ο κλάδος στη Βόρεια Θάλασσα και τη Βαλτική.

ΓΙΑΝΝΗΣ ΕΛΑΦΡΟΣ

kathimerini.gr

Για τρεις περιοχές. Κατακυρώθηκε ο διαγωνισμός για τις έρευνες υδρογονανθράκων στη Δυτ. Ελλάδα (in.gr, 5-2-2016)

 (Φωτογραφία: Associated Press )

Αθήνα

Την κατακύρωση των διαγωνισμών για τις έρευνες υδρογονανθράκων στις τρεις χερσαίες περιοχές της Δυτικής Ελλάδας ανακοίνωσε σήμερα, Πέμπτη, το υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας, ύστερα από τον διεθνή διαγωνισμό που προηγήθηκε.

Ο υπουργός Περιβάλλοντος και Ενέργειας, Πάνος Σκουρλέτης, υπέγραψε τις αποφάσεις, με τις οποίες οι εταιρίες που επιλέγονται είναι:
Για την περιοχή «Αρτα - Πρέβεζα» τα Ελληνικά Πετρέλαια.
Για την Αιτωλοακαρνανία, η εταιρεία ENERGEAN OIL & GAS SA.
Για την Βορειοδυτική Πελοπόννησο επίσης τα ΕΛΠΕ.

Όπως σημειώνει το υπουργείο, η αρμόδια επιτροπή αξιολόγησης θα καλέσει τις εταιρείες προκειμένου να οριστικοποιηθούν οι συμβάσεις.

Είχε προηγηθεί η παραχώρηση των περιοχών Ιωαννίνων και Κατάκολου στην ENERGEAN (η οποία εκμεταλλεύεται και τα κοιτάσματα της περιοχής Πρίνου - Καβάλας) και του Πατραϊκού Κόλπου στα ΕΛΠΕ.

Εκκρεμεί η αποσφράγιση και αξιολόγηση των προσφορών που υπεβλήθησαν στο πλαίσιο του διαγωνισμού για τις 20 θαλάσσιες περιοχές στο Ιόνιο και το Νότιο Κρητικό Πέλαγος.

Newsroom ΔΟΛ, με πληροφορίες από ΑΠΕ

"Ce que nous dit la science sur l'éolien et le photovoltaïque" (in Ce que nous dit la science)

Le 05 juin 2011 à 17h10

1- Ce que nous dit la science sur l'éolien et le photovoltaïque

L'éolien et le photovoltaïque sont des énergies dites "renouvelables", intermittentes, dont la production varie fortement sans que cette variation puisse s'ajuster à celle de la demande. La production d'une éolienne tombe à zéro quand le vent devient trop faible ou trop fort, la production d'un panneau photovoltaïque tombe à zéro la nuit. Bien que le discours laudateur d'un certain lobby passe sous silence cette caractéristique, elle n'en est pas moins fondamentale par ses conséquences. Même si la météo permet de les prévenir à l'avance, les consommateurs n'accepteront pas que le courant soit coupé quand le vent tombe. L'adaptation des consommateurs à l'intermittence de la production étant inacceptable, l'éolien et le photovoltaïque sont nécessairement couplés, avec la même capacité de réponse à la demande, à un mode de stockage ou à une énergie de relais. Deux investissements différents sont donc nécessaires pour l'éolien, deux également pour le photovoltaïque.
Le qualificatif de "renouvelable" relève d'un jargon qui n'a rien de scientifique. Pour un physicien, l'énergie se conserve, une part se dégradant en chaleur, mais l'énergie ne saurait se "renouveler". Que je renouvelle la nourriture dans mon assiette ne confère pas à cette nourriture une miraculeuse propriété qui en ferait une "nourriture renouvelable". Ce jargon, à lui seul, pointe déjà son idéologie. L'énergie solaire n'est pas renouvelable, c'est par contre une énergie nucléaire, plus précisément une énergie de fusion nucléaire.

Couplage au réseau électrique
Les installations domestiques ou les petites unités de production sont, la plupart du temps, reliées au réseau : la production est vendue, la consommation est achetée sur le réseau comme d'habitude. Dans le discours du lobby qui défend ce système, il y a un déni de réalité à présenter comme autosuffisante une production qui ne l'est pas, la consommation étant faite sur le réseau comme d'habitude. L'entreprise EDF serait détestable quand elle subventionne la Fondation Nicolas Hulot, mais serait parée de vertus quand elle paie à prix d'or les particuliers...
Ce système ne peut plus fonctionner dès lors que le nombre d'installations raccordées croît et n'est plus marginal : il devient impossible d'acheter la production à un cours artificiellement élevé, il devient impossible au réseau d'encaisser des variations de production importantes non corrélées à la demande.

Modes de stockage de la production
Pour les toutes petites productions, il existe un mode de stockage commode et parfaitement adapté : les batteries. Une batterie fournit l'électricité nécessaire à l'éclairage familial le soir, à condition d'utiliser des ampoules basse consommation.
Le stockage électrique par batteries devient cependant ingérable (poids, prix, quantité de plomb, quantité d'acide sulfurique) à grande échelle (une batterie commune sous 12V stocke 100Ah, pèse 22kg et coûte 100€, elle fournit tout au plus 100Ax12V=1,2kW pendant 1 heure et sa durée de vie n'est que de 5 ans).

Le stockage sous forme d'hydrogène se heurte aux propriétés peu sympathiques de l'hydrogène gazeux (fâcheuse tendance à exploser, faible densité du gaz, donc nécessité de gros volumes de stockage). Sous forme liquide, le stockage nécessite de la cryogénie, sous forme solide il n'est possible qu'avec une chimie très élaborée. L'échec actuel de la pile à hydrogène a pour cause principale, outre le coût des catalyseurs, l'inextricable difficulté du stockage de l'hydrogène.

À grande échelle, seul le jumelage à l'hydroélectrique fonctionne, et il donne satisfaction. Il consiste à accumuler l'eau dans les barrages, éventuellement en la pompant, la seule difficulté étant qu'il faut une très grande quantité d'eau : l'ensemble des barrages en France produit au mieux 15% de l'électricité, stocker 15% de la production nécessite donc une quantité d'eau équivalente à l'ensemble des barrages en France. En effet, ainsi que l'explique fort bien Jean-Marc Jancovici dans « Changer le monde. Tout un programme! », une petite quantité d'énergie suffit à fournir un très grand travail mécanique (comparer la quantité d'essence utilisée pour faire avancer une voiture sur 1km, avec la fatigue du conducteur s'il doit pousser sa voiture sur la même distance). Pour cette raison, il faut donc un très grand travail mécanique pour parvenir à stocker une petite quantité d'énergie.

Développement de l'éolien offshore en France
La puissance fournie par une éolienne étant proportionnelle au cube de la vitesse du vent (puissance 2 pour l'énergie cinétique, multipliée par puissance 1 pour le débit), un site avec des vents d'environ 30 km/h de moyenne sera environ huit fois plus productif qu'un autre site avec des vents de 15 km/h de moyenne. Une éolienne fonctionne d'autant mieux que les vents sont réguliers et fréquents. Le vent diminuant près du sol, où il est freiné, une éolienne fonctionne d'autant mieux que son mât est plus haut. L'implantation des éoliennes en France s'étant faite jusqu'ici sur des critères idéologiques, malheureusement dans les régions moins ventées, l'appel d'offre annoncé par Nathalie Kosciusco-Morizet remet heureusement les choses à leur place selon les lois de la physique.
Cet appel d'offre porte sur 3GW, alors que l'ensemble de l'éolien offshore mondial représentait 3,1GW fin 2010 : il s'agit donc d'une opération de très grande envergure, pour laquelle parler de retard considérable de la France, comme on l'entend beaucoup, est un peu vite dit.
Avec la totalité des barrages en France, la capacité installée est de 25GW, elle est donc suffisante pour relayer les 6kW d'éolien offshore des deux tranches que le projet actuel prévoit. Mais un développement démesuré des éoliennes, tel que certains idéologues le pronent, nécessiterait la construction à grande échelle de centrales thermiques, avec un impact catastrophique sur l'effet de serre, alors même que la communauté scientifique réclame d'ici 2050 la division par 3 du CO2 émis.

Nécessité de doubler la capacité de l'éolien et du photovoltaïque par une énergie non intermittente
Il y a un déni de réalité à parler de l'éolien comme s'il s'agissait d'un mode de production d'énergie à part entière, alors que l'intermittence de ce mode nécessite le doublement de la capacité de production par un autre mode de production non intermittente. Même chose pour le photovoltaïque.
En France, la politique actuelle vise un développement de l'éolien et du photovoltaïque dans des proportions raisonnables, compatibles avec la capacité de production hydroélectrique des barrages existants.
 Le parc éolien offshore de l'Allemagne, premier du monde et souvent cité en exemple, tourne au mieux 3000 heures par an (contre 365x24=8760 heures pour une énergie non intermittente). Le reste du temps, ce sont les centrales au lignite et les centrales à charbon qui prennent le relais. En Allemagne, où 25% de la production électrique vient des centrales à lignite et 18% des centrales à charbon, le relais de l'éolien est pris par ces centrales, très polluantes en gaz carbonique CO2. Pour 1 an, en 2008, l'Allemagne a émis 0,787 millions de tonnes de CO2, soit 2,61% des émissions mondiales de CO2, la France a émis 0,377 millions de tonnes de CO2, soit 1,25% des émissions mondiales de CO2 (source http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_countries_by_carbon_dioxide_emissions) :

L'Allemagne, sixième plus gros pollueur mondial en CO2, a donc été, en 2008, un pays 2,1 fois plus pollueur en CO2 que la France. Rapporté au nombre d'habitants (81,802 millions d'Allemands et 65,822 millions de Français, http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_countries_by_population), pour 2007, en termes de CO2, un Allemand a émis une pollution 1,7 fois plus importante qu'un Français.
L'Espagne, qui a installé 15GW d'éolien en le doublant par 15GW de centrales à gaz, est devenue un pays importateur de gaz.

Pollution au CO2 d'un panneau photovoltaïque chinois
Si la construction d'une éolienne reste relativement économe en termes de dépense énergétique, il n'en est pas du tout de même avec un panneau photovoltaïque. Il faut, en effet, une quantité importante d'électricité pour fondre la silice et la fabrication d'un panneau anticipe 3 ans de production électrique qu'aura, dans de bonnes conditions, ce panneau une fois installé (source Jean-Marc Jancovici , "Changer le monde. Tout un programme!", p.142). Le comble de la stupidité, pour un Français, c'est d'acheter un panneau photovoltaïque fait en Chine, où 3 ans de sa production électrique future a été utilisée pour le fabriquer, électricité produite dans des centrales à charbon fortement émettrices de CO2, alors que le panneau est censé remplacer de l'électricité provenant des centrales nucléaires, qui, elles, ne produisent pas de CO2!

Négawatt sait transformer l'électricité en molécules
Négawatt se présente comme une association dirigée par 24 « praticiens de l’énergie, tous impliqués à titre professionnel dans la maîtrise de la demande d’énergie ou le développement des énergies renouvelables ».  Une telle association, dans les idées qu'elle promeut, ne peut faire abstraction des intérêts financiers de ses promoteurs : on ne confie pas aux représentants des groupes pharmaceutiques la classification des médicaments les plus utiles.
L'association fait du tapage médiatique sur son "scénario 2011", auquel EELV assurent une publicité, depuis qu'ils ont mis quelque peu en veilleuse leur modèle allemand.
Il y a, cependant, quelque abus à argumenter la "sortie du nucléaire" sur ce scénario Négawatt. En effet, la "sortie du nucléaire" concerne la production électrique, alors que ledit scénario concerne l'énergie, globalement. La filière électricité y est noyée dans un flot de considérations sans rapport avec l'électricité, rendant possibles quelques tours de passe-passe.
Ainsi, l'accent est mis sur un vaste programme d'isolation des bâtiments, certainement très défendable. Mais, les habitations utilisant le chauffage électrique sont, justement, dans leur grande majorité, équipées d'une excellente isolation thermique. Un tel programme, donc, ne peut qu'avoir un impact négligeable sur la consommation électrique, ce que le scénario se garde bien de signaler.
Concernant la filière de l'électricité, le tour de passe passe le plus grossier consiste à escamoter l'obstacle, majeur, de l'absence de possibilité de stocker l'électricité à grande échelle. Prétendre assurer 90% de l'électricité en 2050 au moyen d'énergies qui sont intermittentes, variant sans aucune corrélation avec les besoins de consommation, n'a de sens que dans 3 cas :
1- Les consommateurs acceptent de se plier aux variations de la production (aléas climatiques sur le vent et sur le Soleil). Ils acceptent de réduire à zéro leur consommation électrique quand, par malchance, le vent tombe partout et qu'il fait nuit. Le scénario se garde bien d'en dire un seul mot.
2- Des centrales thermiques sont construites à capacité égale à l'ensemble des énergies intermittentes, afin de les relayer quand, par malchance, le vent tombe partout et qu'il fait nuit. L'investissement est colossal, pas un mot n'en est dit dans le scénario.
3- Le Saint-Esprit, dans sa grande bonté, fournit un miraculeux moyen de stockage de l'électricité d'ici 2050. Le scénario ne s'appesantit pas sur cette question.
Noyer la filière électricité au milieu d'autres énergies permet de tromper les lecteurs non spécialistes. Ainsi, au beau milieu de considérations sur la production électrique, le texte inclut des considérations sur la géothermie. Or, si la géothermie est effectivement intéressante pour le chauffage, elle ne l'est pas du tout pour la production électrique (la thermodynamique nous enseigne que le rendement s'effondre quand la source chaude n'est pas vraiment très chaude).
Cela tourne au grand n'importe quoi quand, p.19, le rapport présente la méthanisation comme un mode de stockage de l'électricité : « L’électricité non stockable est ainsi « transformée » en molécules qui, elles, le sont parfaitement. » Ainsi, Négawatt saurait transformer l'électricité en molécules, fichtre!!! Je rappelle que la méthanisation est un processus assuré grâce à l'action de micro-organismes, ce qui n'a strictement aucun rapport avec l'électricité (voir http://fr.wikipedia.org/wiki/M%C3%A9thanisation).


Πηγή:  http://cequenousditlascience.blogs.nouvelobs.com/tag/%C3%A9nergie+intermittente

Πετρέλαιο: Σύμφωνα με τη Βενεζουέλα, επίκειται συμφωνία μεταξύ των χωρών του ΟΠΕΚ και των χωρών εκτός ΟΠΕΚ για στήριξη των τιμών (La Tribune, 31-1-2-16)

Pétrole : accord en vue entre pays Opep et non Opep pour soutenir les prix, selon le Venezuela

Par latribune.fr  |  31/01/2016, 9:56  |  

(Crédits : © Hamad I Mohammed / Reuters)

Le président vénézuélien Nicolas Maduro a assuré samedi qu'un accord était proche pour stabiliser les cours du pétrole. Son ministre du Pétrole est parti en tournée en Russie, au Qatar, en Iran et en Arabie saoudite pour discuter de cette stratégie pour enrayer la chute des cours du baril.

Les pays de l'Opep (comme le Vénézuela, l'Arabie saoudite...) et les pays producteurs de pétrole non membres de cette organisation (comme la Russie) sont "proches" d'un accord visant à stabiliser les prix du pétrole tombé récemment à des niveaux historiquement bas, a assuré samedi le président vénézuélien Nicolas Maduro.
"Nous sommes désormais proches de nous mettre d'accord entre les pays pétroliers de l'Opep et les non membres", a déclaré à la presse à Caracas le président vénézuélien, dont le pays est membre fondateur de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep) précisant toutefois: "être proche ne veut pas dire que nous y sommes".

Relever les prix

Ces propos coïncident avec le voyage ce samedi pour la Russie du ministre du Pétrole et des minerais, Eulogio del Pino, puis au Qatar, en Iran, et en Arabie Saoudite pour promouvoir auprès de ces pays producteurs d'or noir, membres ou non de l'Opep, une stratégie pour enrayer la chute des cours et relever les prix.
Egalement président de la compagnie pétrolière publique PDVSA, Eulogio del Pino, doit rencontrer lundi le ministre russe de l'Energie, Alexander Novak, et mardi Mohammed Saleh Al-Sada, ministre de l'Energie du Qatar, avant de se rendre en Iran puis en Arabie saoudite.
 "Nous rencontrons quatre pays clefs, dans le cadre de la proposition formelle que le Venezuela a faite aux membres et non membre de l'Opep" pour relever les prix, avait déclaré vendredi Eulogio del Pino avant son départ.
La décision en novembre 2014 de l'Opep -sous la pression de Ryad- de ne pas réduire l'offre pour soutenir le marché en baisse a provoqué un effondrement des cours, tombés de 110 à 30 dollars le baril.

Baisse de la production?

Le Venezuela, qui dispose des plus importantes réserves du monde, mène en vain, depuis plus d'un an, une campagne pour lutter contre la chute des prix auprès de (Opep) à qui il a proposé la semaine dernière une réunion extraordinaire pour février.
Jeudi, le ministre russe de l'Energie avait indiqué que le cartel pétrolier voulait convoquer une réunion en février non limitée à ses membres et que Moscou était prête à y participer. Il a précisé que l'Arabie saoudite avait évoqué dans le passé la possibilité d'une baisse générale de production de 5%.
Ces déclarations ont entraîné un nouveau bond des cours du brut, au plus haut en trois semaines. Vendredi soir, le cours du baril de "light sweet crude" (WTI) dépassait les 33 dollars et celui du Brent, les 34 dollars.

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