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Le chantier finlandais du nouveau réacteur nucléaire EPR, construit par Areva en association avec l’allemand Siemens, accumule les difficultés. Son propriétaire, l’électricien Teollisuuden Voima (TVO), a annoncé ce matin que la cinquième centrale nucléaire du pays ne devrait désormais pas pouvoir être connectée au réseau avant 2011 au lieu du dernier trimestre 2010.

Mauvaise nouvelle encore en provenance de Finlande pour Areva. Alors que le groupe dirigé par Anne Lauvergeon est toujours dans l’attente d’une signature d’un contrat EPR en Chine, la compagnie finlandaise d’électricité Teollisuuden Voima (TVO) a ce vendredi fait à nouveau état de retards supplémentaires dans la construction de la cinquième centrale nucléaire du pays. La centrale d’Olkiluoto est la première centrale nucléaire en construction depuis plus de quinze ans en Europe, et le premier EPR en construction au monde.

Selon l’éléctricien finlandais Teollisuuden Voima Oy (TVO), le réacteur EPR finlandais ne devrait pas entrer en service avant 2011. “Le fournisseur de la centrale a informé TVO que les travaux de construction civile progresseront plus lentement que prévu”, indique TVO dans un communiqué. Selon le producteur, Areva et Siemens ont invoqué le fait que “les obligations de sécurité sont plus exigeantes que ce qu’ils avaient anticipé”.

Selon le nouvel échéancier fourni par le consortium, les principaux travaux de construction civile se poursuivront jusqu’à l’hiver 2009 au lieu de l’été 2008. En conséquence, “il est vraisemblable que les nouveaux délais annoncés dans le chantier repousseront le début des opérations commerciales du réacteur à 2011″, alors que la dernière date-butoir avait été fixée au tournant 2010-2011 (en fait dernier trimestre 2010, ndlr), a précisé TVO. D’un coût initial d’environ 3 milliards d’euros, le réacteur doit garantir à la Finlande plus d’indépendance énergétique. Ce pays importe 70% de sa consommation. Il est en construction près de Rauma sur la côte sud-ouest de la Finlande, où se trouvent déjà deux réacteurs d’une puissance cumulée nette installée de plus de 1.600 MW. Conçu dès l’origine pour une durée de vie minimale de 60 ans, le réacteur EPR est un peu plus puissant que ses prédécesseurs (1.600 MW). Il utilise une technique déjà éprouvée, celle des réacteurs à eau légère, la plus répandue dans le monde.

Source La Tribune

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) maintient inchangée sa prévision de demande mondiale de pétrole à 86 millions de barils par jour (mbj) pour 2007 et à 88,2 mbj pour 2008, dans son rapport mensuel publié vendredi.

L’Agence, qui représente les intérêts énergétiques des pays industrialisés, appelle à nouveau l’Opep à augmenter sa production lors de sa réunion du 11 septembre à Vienne: le cartel pétrolier devrait selon elle mettre sur le marché 2,5 mbj de plus pour le 4ème trimestre pour faire face à une plus forte demande à l’orée de l’hiver.

Une hausse de la demande de pétrole dans les pays du Golfe et au Japon, où la production d’électricité a été interrompue dans une centrale nucléaire endommagée par un violent séisme mi-juillet, a été “largement compensée par une révision à la baisse dans les pays asiatiques hors OCDE et dans les pays de l’ex-bloc soviétique”.

Plus généralement, la demande des pays industrialisés de l’Organisation pour la coopération et le développement économique (OCDE) devrait croître de 0,6% à 49,5 mbj en 2007 et de 1,7% à 50,3 mbj en 2008, estime l’AIE.

Des prévisions qui tablent sur un hiver “normal” et sur une progression de 1,4% de la demande nord-américaine.

En revanche, la demande hors OCDE a été révisée “légèrement à la baisse”, à 36,5 mbj pour 2007 (+3,5% sur un an) et à 37,8 mbj pour 2008 (+3,8%). Les prévisions pour la Chine sont maintenues à 7,6 mbj pour 2007 et 8 mbj en 2008.

D’après l’AIE, la production mondiale de pétrole a progressé de 1,1 mbj en juillet à 85,3 mbj par rapport à juin.

L’Opep a légèrement augmenté sa production en juillet de 0,4 mbj à 30,5 mbj, non pas grâce à une “action concertée pour faire face à une demande en hausse”, mais en raison de la reprise de la production interrompue suite à des troubles politiques en Irak et au Nigéria.

L’Agence évalue la capacité excédentaire de production du cartel à un peu moins de 3 mbj.

Les attentes de production pour les pays hors Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep) sont pour leur part maintenues à 50 mbj pour 2007 et 51 mbj pour 2008.

Source AFP

Conclu en 2006, mais dévoilé le 8 août, ce projet pourrait prendre forme après la ratification, par le Parlement irakien, de la loi sur les hydrocarbures

Après un intermède de dix ans, ayant trouvé une cavalière, Total entre dans la danse du pétrole irakien. Et de belle manière, en s’associant avec Chevron pour explorer et développer l’un des plus grands champs pétrolifères du pays, celui de Majnoun, dans le Sud-Est, près de la frontière iranienne. Ce projet, conclu en 2006 mais dévoilé le 8 août, pourrait prendre forme après la ratification, par le Parlement irakien, de la loi sur les hydrocarbures, en principe à l’automne, et à condition que la sécurité s’améliore.

Chevron et Total se sont refusés à confirmer ou à démentir l’information en raison de son caractère sensible. L’octroi de contrats d’exporation-production à des compagnies étrangères est controversé dans l’ex-Mésopotamie, comme l’atteste la difficile ratification de la législation énergétique. Sous-exploité, le sous-sol irakien, qui contient les deuxième ou troisième réserves de pétrole au monde, selon le mode de calcul, est l’objet de toutes les convoitises en cette ère de raréfaction de l’offre d’hydrocarbures.

” L’Irak est le dernier Eldorado pétrolier. Les majors veulent leur part du gâteau, mais les conditions d’exploitation n’ont pas encore été bien définies “, souligne l’ancien haut fonctionnaire irakien Mohamed-Ali Zainy du Center for Global Energy Studies, un centre d’études énergétiques londonien. Les réserves de Majnoun, qui produisait 50 000 barils par jour avant la chute de Saddam Hussein, sont estimées à 12 milliards de barils. Le duo collabore aussi sur le champ de Nahr ben Omar, dans le Sud, dont les réserves sont estimées à 6 milliards de barils.

” LE MARIAGE IDÉAL “

Total et Chevron devront toutefois se contenter d’un contrat de service moins intéressant que les contrats de partage de production (production sharing agreement ou PSA) en vigueur avant la chute du dictateur.

” Les compagnies auraient bien voulu un PSA à long terme qui leur permet d’inscrire leurs réserves au bilan, créant de la valeur aux actionnaires. Mais le ministère irakien des pétroles ne veut pas être accusé de brader les richesses nationales au profit des étrangers. Ce type d’accord est la norme au Proche-Orient “, souligne Mohammed Ali-Zainy. En vertu d’un tel contrat, la compagnie pétrolière joue un rôle de sous-traitant, facturant les opérations de développement des puits et d’extraction.

Douce musique pourtant aux oreilles de Christophe de Margerie, le directeur général de Total ! Les complémentarités entre les deux groupes sur ce dossier sont incontestables. En 1998, Total avait conclu, sans le signer, un accord PSA avec le régime de Saddam Hussein pour le développement de Majnoun. La société française avait hérité d’Elf, présent en Irak depuis 1991, de précieuses données géologiques. Depuis 2003, la compagnie française s’est repliée dans les Emirats arabes unis, d’où elle participe à la formation de techniciens irakiens.

Depuis l’invasion, Chevron, proche de l’administration Bush, a pu tisser en toute tranquillité des liens avec les technocrates du pétrole irakien. ” C’est le mariage idéal combinant l’expérience de Total d’avant 2003 et celle de Chevron d’après 2003 “, souligne Ruba Husari, experte de la revue l’Energy Intelligence Group.

Par ailleurs, Chevron et la Compagnie française des pétroles, devenue Total, étaient actionnaires de l’Irak Petroleum Company entre 1928 et 1972, date de sa nationalisation. De surcroît, en chiffre d’affaires, les deux groupes sont au quatrième rang mondial, ex aequo.

Aujourd’hui, une dizaine de petites compagnies étrangères sont présentes en Irak, essentiellement dans l’exploration, dont Genel, Dana Gas, Gulfsands Petroleum, ONGC-Reliance et Addax Petroleum. En attendant que la sécurité soit garantie, les grands - BP, Shell, Total ou ExxonMobil - préfèrent attendre tout en plaçant leurs pions.

En 2007, la production irakienne s’est élevée en moyenne à 2 millions de barils/jour et les exportations à 1,6 million. Les coûts de production de ce pétrole léger, à faible teneur en soufre, s’élèvent à seulement 2 dollars le baril.

Source Le Monde

Les sociétés pétrolières et de gaz en Azerbaïdjan ont extrait 5,65 milliards de mètres cubes de gaz naturel au cours des sept premiers mois de 2007, en hausse de 0,3 % par rapport aux plans, a annoncé la Compagnie pétrolière publique de l’Azerbaïdjan (SOCAR).

Sur la production totale de gaz, SOCAR a représenté 3,27 milliards de mètres cubes. Un total de 1,75 milliard de mètres cubes a été extrait par la coentreprise Azerbaijan International Operating Company (AIOC) aux gisements caspiens d’Azeri-Chirag-Guneshli, et 708,1 millions de mètres cubes ont été produits au champ de Schah Deniz.

Au cours de la période de sept mois, SOCAR a livré à l’Etat 5,16 milliards de mètres cubes de gaz naturel, en hausse de 1,2 % par rapport aux plans. En juillet seul, la société a livré 862,8 millions de mètres cubes, soit 0,4 % plus que prévu.

Sur les provisions totales de gaz à l’Etat azéri, la société de distribution de gazAzerigaz a reçu 3,9 milliards de mètres cubes pendant les sept premiers mois de 2007, et l’entreprise Azerenergy a reçu 1,23 milliard de mètres cubes.

Les sociétés azéries planifient d’extraire un total de 10,14 milliards de mètres cubes de gaz pour l’entière 2007 et de fournir à l’Etat 9,17 milliards de mètres cubes.

Après l’accord qui vient d’être signé avec les Etats-Unis, l’Inde va enfin pouvoir faire appel à des technologies nucléaires étrangères. Areva a entamé des discussions pour fournir des réacteurs. GE, Westinghouse et les industriels russes sont aussi sur les rangs.

Après la Chine, un nouveau marché majeur est en passe de s’ouvrir pour les constructeurs internationaux de centrales nucléaires : l’Inde. Areva, le groupe français leader mondial du secteur, a d’ores et déjà entamé des « échanges préliminaires » avec des partenaires sur place, notamment l’entreprise publique Nuclear Power Corp. of India Limited (NPCIL) et la filiale électrique du conglomérat Tata, pour leur fournir des réacteurs. En particulier l’EPR, son dernier-né. Ses trois grands rivaux General Electric, Westinghouse et Rosatom sont également sur les rangs. Tous avec de sérieux espoirs. Car chacun de ces quatre grands industriels pourrait décrocher des contrats évalués à 3,5 milliards de dollars, a indiqué S. K. Jain, patron de NPCIL et, à ce titre, grand ordonnateur de la politique nucléaire indienne, dans un entretien à l’agence Bloomberg diffusé hier.

Depuis l’explosion de sa première bombe atomique, en 1974, l’Inde était devenue un « paria nucléaire ». N’étant pas signataire du traité de non-prolifération, le pays ne pouvait acquérir à l’étranger ni technologies nucléaires, ni uranium. C’est donc en solo que, depuis trente-trois ans, il a mis en place son programme nucléaire civil. Mais il est désormais en voie de sortir de cet isolement.

Vendredi dernier, après plusieurs années de tractations, l’Inde a en effet signé un accord de coopération avec les Etats-Unis dans le nucléaire civil. Selon cet « accord 123 », d’une durée de quarante ans, le pays pourra enfin faire appel à des technologies nucléaires américaines, sans pour autant renoncer à l’arme atomique ni adhérer au traité de non-prolifération. Une révision politique acceptée par Washington pour que New Delhi soutienne ses plans de lutte contre le terrorisme.

L’affaire n’est pas encore bouclée. L’« accord 123 », long de 22 pages, doit encore être approuvé par le Congrès américain ainsi que par le Parlement indien, où l’opposition a fait part ces jours-ci de son hostilité au projet. Il faut aussi un feu vert du groupe des pays fournisseurs de nucléaire, qui compte 45 membres.

Accord en vue avec la France

Mais le mouvement d’ouverture semble bien lancé. Car l’Inde a déjà signé en janvier un accord similaire avec la Russie. Et des négociations en vue d’un texte bilatéral du même type ont lieu avec la France. Avec en ligne de mire l’un des plus grands marchés au monde. L’Inde, dont l’industrie en pleine croissance souffre des pannes de courant à répétition, est décidée à investir massivement dans le nucléaire, qui ne fournit encore que 2,5 % de son électricité. Le plan officiel, « Vision 2020 », vise à porter la puissance installée de 3.800 mégawatts aujourd’hui à 20.000 mégawatts en 2020. Aux six réacteurs déjà en chantier, l’Inde prévoit d’en ajouter une petite vingtaine.

Le patron de NPCIL réfléchit déjà aux futurs appels d’offres. « Pour commencer, nous lancerons des appels pour installer deux réacteurs de 1.000 mégawatts sur chacun des quatre sites que nous visons », dans les Etats du Gujarat, de l’Andhra Pradesh, de l’Orissa et du Bengale-Occidental, a-t-il déclaré. Soit un total de 8.000 mégawatts. « Il n’y a que quatre types de réacteurs qui correspondent à ce que nous voulons », a précisé S. K. Jain : l’AP 1.000 de Westinghouse (désormais filiale de Toshiba), l’ABWR de General Electric, le VVR 1.000 russe, et le réacteur d’Areva.

« L’Inde va vouloir diversifier ses fournisseurs, et il est hautement probable que tous les quatre obtiendront des contrats », estime Mikhail Stiskin, analyste chez Troika Dialog.

De quoi réjouir Anne Lauvergeon, la patronne d’Areva, qui espère fournir aussi à ce pays des services nucléaires, notamment en matière de retraitement et de recyclage de l’uranium. « Tout cela n’a donc rien d’anecdotique », confirme-t-on au siège du groupe.

De l’uranium au thorium

Disposant de peu d’hydrocarbures, l’Inde a mis au point un ambitieux plan de développement nucléaire en trois phases.La première utilise l’uranium naturel, que l’Inde possède mais en quantité limitée, pour alimenter des centrales classiques. Le combustible usé est retraité pour récupérer du plutonium.La phase 2, encore embryonnaire, vise à utiliser ce plutonium comme combustible dans des surgénérateurs. Un premier est en cours de construction.A long terme, l’Inde envisage une troisième phase où les réacteurs fonctionneraient largement à partir de thorium, une matière radioactive dont l’Inde détient environ 25 % des réserves mondiales.

Source Les Echos

VA-T-ON vers un monde sans uranium ? Le retour en grâce du nucléaire dans un nombre croissant de pays fait craindre une panne de «  carburant  » pour les centrales électriques. Cette peur a déjà entraîné une flambée des prix de l’uranium, multipliés par trois en un an. La croissance de la demande, l’inondation d’une mine d’uranium de Cigar Lake au Canada en octobre 2006, les tensions politiques au Niger - dont Areva a fait les frais la semaine dernière - sont autant d’éléments participatifs de la hausse, portant l’uranium à 138 dollars la livre. A contrario, un accident nucléaire, comme ce fut le cas en juin au Japon après un séisme, suffit à refroidir les ardeurs du marché, et le prix du minerai radioactif repart à la baisse, à 110 dollars la tonne. Mais au-delà de ces accidents conjoncturels, la question n’en reste pas moins d’actualité, à l’heure où le monde cherche à trouver des énergies de substitutions au pétrole.

La « panne » française Les Cassandre prédisent une pénurie d’uranium en 2040. Certains la prévoient même pour 2015 ! Une perspective rapidement balayée par les experts. Les risques de «  panne  » d’uranium existent, mais à très long terme. «  Les seules ressources déjà identifiées de la planète sont suffisantes pour alimenter le parc actuel pendant plus de soixante ans  » , relève le Cercle Cyclope (ouvrage de référence sur les matières premières). Et tous les gisements d’uranium n’ont probablement pas encore été identifiés. Il se peut, que, comme pour le pétrole, le fond des océans recèle des surprises pour les prospecteurs. En revanche, le risque existe pour la France et plus précisément pour le groupe Areva, qui dépend pour son approvisionnement de mines situées à l’étranger. En 1985, plus de 3 000 tonnes d’uranium ont été produites en France, selon l’agence pour l’énergie nucléaire (AEN) contre 5 en 2006 ! Les mines de l’Hérault sont donc quasiment épuisées. La production d’Areva (5 272 tonnes en 2006) dépend désormais pour moitié de ses mines canadiennes, à 43 % de celles au Niger et le solde provient du Kazakhstan. Areva est à la merci du gouvernement nigérien. Jusqu’à la semaine dernière, le groupe français exploitait seul les ressources nigériennes. Monopole d’exploitation que le Niger, désireux de reprendre le contrôle de ses richesses minières, a supprimé. Dans le même temps il a augmenté de 40 % le prix à la tonne, qui est passé de 27 000 francs CFA à 40 000 soit 38 dollars, encore bien peu comparé aux cours mondiaux. D’autres hausses devraient être imposées l’année prochaine. Diversification Avec le rachat du canadien UraMin fin juillet (payé 2,5 milliards d’euros en numéraire), Areva a fait un premier pas dans la diversification de ses sources d’approvisionnements. «  L’intégration d’UraMin dans le pôle minier d’Areva est une étape importante dans son plan ambitieux d’augmentation de sa production d’uranium  », a alors expliqué Anne Lauvergeon, la présidente d’Areva. Les mines d’UraMin sont situées en Afrique du Sud, en Namibie et en République centrafricaine et, après 2012, leur production devrait atteindre plus de 7 000 tonnes par an, à moins d’un revirement politique, toujours possible en Afrique. Toujours dans un souci de diversification de ses approvisionnements, Areva devrait multiplier par trois ses dépenses d’exploration, à 90 millions d’euros, et procéder à l’embauche d’une centaine de géologues. En outre, selon Bloomberg , le groupe pourrait procéder à des rachats de permis en Afrique et en Asie centrale. Areva a d’ailleurs déjà un partenariat au Kazakhstan avec KazAtomProm. Le groupe espère multiplier par deux sa production en 2012, à 12 000 tonnes d’uranium par an.

Source Le Figaro

L’extraction du pétrole et du gaz en Arctique exigera de mettre au point des innovations technologiques et reviendra plus cher que dans les autres régions du pays, a affirmé ce jeudi Robert Nigmatouline, directeur du Centre Chirchov d’océanologie.

Selon lui, « il faudra des innovations technologiques. Je dois dire que directement au pôle Nord, il ne faut sans doute pas s’attendre à de grandes richesses. C’est une région assez désertique », a constaté Robert Nigmatouline. Il a précisé toutefois que les gisements d’hydrocarbures, de pétrole et de gaz pouvaient se former sur les pentes du plateau continental.

Selon les estimations des spécialistes, ces pentes pourraient contenir plus de 25 pour cent des réserves mondiales d’hydrocarbures, voire bien plus. « Les scientifiques, les ingénieurs et les géologues estiment qu’il existe au fond de l’océan du minerai de métal. Cependant, son extraction reviendra très cher », a-t-il ajouté.

Il a donné une évaluation positive aux avantages économiques que présentera la mise en valeur des gisements dans l’océan Arctique. Il a cependant souligné que les substances extraites dans le secteur reviendraient bien plus cher que celles qui sont extraites à l’heure actuelle. Cependant, « dans plusieurs années, l’extraction du pétrole sur la terre ferme ira en décroissant, et les prix seront en hausse ». Dans ce contexte, même si le pétrole et le gaz arctiques coûtent de cinq à six fois plus cher, il sera économiquement avantageux de les extraire. « Ces gisements peuvent avoir une influence décisive sur toute notre vie industrielle », a-t-il fait remarquer.

Entre-temps, pour avoir le droit d’exploiter les gisements pétrogaziers dans les régions arctiques, la Russie doit encore prouver l’ origine continentale du plateau, ce qui nécessitera un forage à grandes profondeurs. A l’heure actuelle, ni la Russie, ni les autres pays « ne disposent de moyens de forer à grandes profondeurs dans les glaces de l’ océan Arctique », a indiqué pour sa part Nikolaï Ossokine, spécialiste de l’Institut de géographie de l’Académie des sciences de Russie.

Cependant, a noté Robert Nigmatouline, « l’Allemagne élabore à l’heure actuelle un programme de construction d’un brise-glaces qui coûtera plusieurs millions d’euros et qui sera capable de réaliser de tels travaux de forage ». Il a souligné que les Allemands souhaitaient vivement coopérer avec la Russie et qu’une réunion s’est d’ores et déjà tenue à Saint-Pétersbourg. Selon Robert Nigmatouline, il doit effectuer au mois d’ octobre un voyage d’affaires en Allemagne pour s’informer du projet de ce brise-glaces capable de forer à grandes profondeurs dans les régions polaires.

Source Itar Tass

En principe, c’est à partir de 2011 que les foyers allemands devaient commencer à recevoir du gaz naturel en provenance de Wyborg, un port russe situé sur la Baltique. Déjà alimentée en gaz russe grâce aux pipelines Jamal et Transgas (voir carte), la première puissance de l’Union européenne compte beaucoup sur l’achèvement de cet ouvrage de 1.200 kilomètres pour compléter un approvisionnement énergétique de plus en plus dépendant de l’étranger du fait du démantèlement du parc de ses centrales nucléaires. Un ouvrage dont le coût est estimé à au moins 5 milliards d’euros, sans compter les autres 5 milliards d’euros nécessaires pour la mise en place des extensions, à partir de Greifswald (Mecklembourg-Poméranie), vers Brême (NEL) et Waidhaus (Opal).

Jamalgazinvest, la filiale de Gazprom en charge de la construction de ce gazoduc, et Wingas, une filiale du groupe allemand BASF, chargée d’exploiter le futur gazoduc sous la Baltique, rencontrent un certain nombre de difficultés techniques. Il faut en effet plus de 400 jours pour « enfouir » dans la Baltique le pipeline-gazoduc. Pour aller un peu plus vite, le groupement russo-germanique envisageant de louer une deuxième plate-forme. Mais il se trouve qu’il n’existe de par le monde que 4 plate-formes alors que de nombreux autres projets de gazoduc off-shore existent à l’heure actuelle.

Schröder, le conciliateur

Il est donc probable que ce que Berlin appelle « le grand projet énergétique européen » prenne du retard. Pour que les travaux démarrent comme prévu début 2009, il faudrait en effet que la société germano-russe Nord-Stream AG ait reçu d’ici à la mi-2008 les autorisations des neuf pays riverains concernés. Or les pays nordiques (Finlande, Suède et Danemark) et la Pologne font de la résistance.

Les Finlandais suggèrent notamment que le futur pipeline passe un peu plus au sud, la Baltique y étant plus profonde. Pour leur part, les Suédois affirment que le tracé actuel menacerait une réserve d’oiseaux protégés au sud de l’île de Gotland. Les Danois rappellent que les abords de l’île de Bornholm sont dangereux, de nombreuses munitions chimiques ayant été coulées à cet endroit par l’armée allemande à la fin de la Seconde Guerre mondiale. Quant aux dirigeants de Varsovie, pour simplifier, ils proposent l’abandon de ce projet sous la Baltique au profit de la construction d’un gazoduc on-shore passant sur le territoire polonais. Une solution qui aurait le double avantage pour la Pologne de lui valoir des royalties et de lui garantir une source d’approvisionnement énergétique. Mais pour le moment, les autorités polonaises s’efforcent surtout de retarder le plus possible les travaux de construction et surtout l’approvisionnement des foyers de plusieurs pays européens en gaz naturel « made in Russia ».

L’ancien chancelier allemand social-démocrate Gerhard Schröder, qui préside depuis près de deux ans le comité des actionnaires de Nord-Stream, a été plus ou moins mandaté pour jouer les conciliateurs et essayer de rassurer les pays riverains de la Baltique qui ne voient pas cet ouvrage d’un très bon oeil.

Toujours est-il qu’en dépit de ces difficultés technico-diplomatiques, ce futur gazoduc est un véritable succès commercial. Gazprom, qui contrôle 51 % du capital de la société commune créée avec BASF et E.ON, a déjà précommercialisé plus de la moitié des 27,5 milliards de m3 de gaz acheminés depuis Wyborg, près de Saint-Pétersbourg. Sans, bien sûr, pouvoir fixer une date précise aux principaux pays-clients : Allemagne, Danemark, France…

Source Les Echos

Depuis plusieurs mois, la Bolivie et le Chili discutent activement de cet accès à l’océan et d’un agenda en 13 points. Une tel accord permettrait d’accroître sensiblement le potentiel de développement de la Bolivie.

La Bolivie n’a pas renoncé à retrouver un accès à l’océan. Accès qu’elle a perdu à l’issue de la guerre du Pacifique qui l’a opposée en 1879 (aux côtés du Pérou) au Chili. L’échéance n’est peut-être pas si éloignée, si l’on en croit le ministre bolivien des Affaires étrangères, David Choquehuanca, qui a jugé mercredi son pays « plus proche que jamais d’atteindre son aspiration de retour aux côtes de l’océan Pacifique ». Un optimisme que le président socialiste Evo Morales lui-même semble partager, ayant estimé peu avant que le pays aurait « rapidement une sortie à la mer ». Ces propos méritent d’être pris au sérieux, tant jusqu’à présent les négociations sur ce dossier conflictuel ont été tenues confidentielles. Au point que le consul bolivien au Chili Roberto Finot a été révoqué lundi dernier pour avoir dit, le premier, que la Bolivie était « près de la mer ».

Dossier sensible

Il faut dire que le dossier est sensible. En 1978, les négociations sur un couloir bolivien jusqu’à la mer à la frontière chilo-péruvienne, ont fini par échouer, se soldant par une nouvelle période de glaciation entre La Paz et Santiago. Depuis, les deux pays n’ont plus de relations diplomatiques, excepté au niveau consulaire.

Peu après son arrivée au pouvoir, fin 2005, Evo Morales a fait une priorité du rétablissement des relations diplomatiques avec le Chili de Michèle Bachelet, non sans reconnaître que cela serait « très difficile ». Depuis plusieurs mois néanmoins, les deux pays discutent activement de cet accès à la mer et d’un agenda en 13 points, et les négociations semblent s’accélérer, comme peut le laisser croire la visite éclair d’Evo Morales la semaine dernière au Pérou, dont l’aval est nécessaire si d’anciens territoires péruviens font partie du traité.

Une tel accord permettrait d’accroître sensiblement le potentiel de développement de la Bolivie, pays le plus pauvre d’Amérique latine après Haïti. Il doperait notamment ses ventes de gaz naturel, dont le pays détient les plus importantes réserves du sous-continent, derrière le Venezuela. La Paz a d’ailleurs parié sur les besoins énergétiques du Chili pour tenter de négocier « le gaz contre la mer ».

Source Les Echos

Le deuxième électricien allemand, qui veut démarrer 6 nouvelles centrales électriques tout en fermant certains sites trop polluants, a retenu Alstom pour la construction de la centrale à gaz de Pembroke, au pays de Galles.

Outre l’électricité, RWE veut aussi se développer dans la production et le transport de gaz.

Faute de parvenir à effectuer des acquisitions comme son concurrent E.ON, RWE accélère sa croissance interne. Dans le cadre de son impressionnant programme de construction de 6 nouvelles centrales électriques (trois en Allemagne, une aux Pays-Bas et deux en Grande-Bretagne), l’électricien allemand a annoncé hier avoir retenu Alstom pour la construction d’une centrale électrique de 2.000 mégawatts à Pembroke, au pays de Galles, qui représente un projet de 800 millions de livres sterling (1,2 milliard d’euros). Il s’agit de l’une des deux centrales au gaz que RWE va démarrer en Grande-Bretagne.

RWE doit mettre les bouchées doubles dans la production d’énergie puisqu’il a décidé d’abandonner son activité de traitement de l’eau. Après avoir cédé en décembre 2006 sa filiale britannique Thames Water, pour une valeur d’entreprise de 8 milliards de livres, il espère bien mettre en Bourse sa filiale américaine American Water d’ici à la fin de l’année. Outre l’électricité, le groupe veut aussi se développer dans la production et le transport de gaz. Il espère en particulier être admis ce trimestre dans le consortium construisant le gazoduc Nabucco, un projet de 5 milliards d’euros qui reliera les champs gaziers de la mer Caspienne à l’Autriche.

Au total, sur le premier semestre, son programme s’est traduit par une augmentation de 30 % de ses investissements dans le gaz et l’électricité par rapport à l’an dernier. « Hors traitement de l’eau, le groupe prévoit d’investir en centrales et en équipements de l’ordre de 4 milliards d’euros en 2007, ce qui représente une augmentation de 40 % d’une année sur l’autre », a souligné hier le patron de RWE, Harry Roels.

Faire peau neuve

Au-delà de la croissance, le programme de RWE vise à faire peau neuve. Le groupe constitue actuellement le plus gros émetteur de gaz carbonique d’Europe, en raison de son grand nombre de centrales électriques fonctionnant au charbon classique, voire à la lignite. Ce charbon de mauvaise qualité dont l’Allemagne est amplement pourvue est le plus polluant des combustibles utilisés pour fabriquer de l’électricité. Dans le cadre des nouvelles réglementations européennes qui s’appliqueront à compter de 2008, RWE a estimé récemment qu’il pourrait devoir acheter jusqu’à 70 millions de tonnes de quotas d’émissions par an sur les cinq prochaines années. Des « droits à polluer » qui vont lui coûter plusieurs milliards par an.

Le groupe travaille donc à réduire le plus vite possible ses émissions. En Grande-Bretagne, où RWE construit non seulement deux centrales au gaz mais aussi cinq fermes éoliennes, « nous allons fermer nos centrales à charbon de Didcot et Tilbury d’ici à 2015, précise le responsable de la filiale britannique, Andrew Duff. Avec les investissements annoncés, cela va nous permettre de réduire nos émissions de CO2 par kWh d’un tiers d’ici à 2015, par rapport à 2000 ». Au total, avec les diverses mesures envisagées actuellement et l’extension de la durée de vie de ses moyens de production nucléaires, le groupe a estimé hier pouvoir réduire de 20 % ses émissions en 2012 par rapport à 2006.

Les six projets du groupe

RWE projette actuellement de construire six nouvelles centrales électriques, trois brûlant du charbon, et trois du gaz naturel.Centrales au charbon :- Ensdorf (Allemagne). Puissance : 1.600 MW. Démarrage en 2012.- Hamm (Allemagne). Etude d’impact en cours.- Eemshaven (Pays-Bas). Puissance : 1.600 MW.La construction doit débuter cette année.Centrales au gaz :- Lingen(Allemagne). Puissance : 900 MW. Démarrage en 2009.- Staythorpe (Grande-Bretagne). Puissance : 1.600 MW.En construction.- Pembroke (Grande-Bretagne). Puissance : 2.000 MW.En attente d’autorisation.

Source Les Echos