Le gouvernement du Canada annonce une nomination à l'Office national de l'énergie

Publié le 3 août 2015

OTTAWA, le 31 juill. 2015 /CNW/ - Le ministre des Ressources naturelles du Canada et ministre de l'Initiative fédérale de développement économique dans le Nord de l'Ontario, l'honorable Greg Rickford,  a annoncé aujourd'hui la nomination de M. Steven Kelly à titre de membre à temps plein de l'Office national de l'énergie pour un mandat de sept ans commençant le 13 octobre 2015.

M. Kelly possède plus de 30 années d'expérience dans le domaine des énergies classiques et autres. Au cours des 19 dernières années, à titre d'expert-conseil, il a réalisé pour des clients canadiens et étrangers des projets de caractère technique, commercial, réglementaire ou stratégique sur les marchés pétroliers régionaux et mondiaux. Il occupait encore récemment le poste de vice-président de la société-conseil IHS Global Canada Ltd, de Calgary, en Alberta.

Quelques faits

  • L'Office national de l'énergie est un organisme fédéral indépendant créé en 1959 par une loi du Parlement du Canada pour réglementer les aspects internationaux et interprovinciaux des secteurs du pétrole, du gaz et de l'électricité.
  • En 2014, l'Office réglementait environ 73 000 kilomètres de pipelines interprovinciaux et internationaux, ainsi que quelque 1 400 kilomètres de lignes électriques internationales au Canada.
  • En 2014, les pipelines réglementés par l'Office ont acheminé pour environ 159 milliards de dollars de brut, de produits pétroliers, de liquides de gaz naturel et de gaz naturel ordinaire destinés à des clients canadiens et de l'étranger; en outre, les lignes électriques internationales réglementées par l'Office ont transporté la même année pour 3,6 milliards de dollars d'électricité acheminé d'une province à une autre ou vers l'extérieur du Canada.

 

Citation

« Je suis heureux d'annoncer la nomination de M. Steven Kelly à l'Office national de l'énergie. Il apporte à ses nouvelles fonctions une riche expérience qui sera très utile à l'Office dans l'exercice du mandat qui lui a été confié de veiller à la sécurité de la population et à la protection de l'environnement. »

Greg Rickford
Ministre des Ressources naturelles du Canada et ministre de l'Initiative fédérale de développement économique dans le Nord de l'Ontario

Ressources naturelles Canada, 2015

[En ligne] http://archive.newswire.ca/en/story/1578628/le-gouvernement-du-canada-annonce-une-nomination-a-l-office-national-de-l-energie

Le Groupe Harnois et Pétro-T fusionnent

Publié le 3 août 2015

Harnois Groupe Pétrolier et Les pétroles Therrien, deux distributeurs indépendants d'essence et de produits pétroliers, ont décidé d'unir leur destinée. L'entreprise issue de la fusion deviendra le plus important détaillant d'essence indépendant au Québec, avec 317 postes.

Les deux bannières, Harnois et Pétro-T, continueront de coexister, a fait savoir la porte-parole d'Harnois, Groupe Pétrolier, Claudine Harnois. Il n'est pas prévu de réduire le nombre de postes de vente, mais c'est le Bureau de la concurrence qui aura le dernier mot à ce sujet.

Le montant de la transaction n'a pas été rendu public. Les deux entreprises se ressemblent. Harnois Groupe Pétrolier a été fondé en en 1958 à Saint-Thomas de Joliette et emploie 584 personnes. L'entreprise de Léo-Paul Therrien, pour sa part, existe depuis 1964.

« Après toutes ces années à la tête de l'entreprise que j'ai fondée, je crois qu'il est sage de passer les commandes à un autre groupe qui continuera à la faire grandir et qui saura assurer ma relève », a commenté M. Therrien dans un communiqué.

Ensemble, les deux entreprises écouleront 1,4 milliard de litres d'essence par année.

La Presse, 2015
[En ligne] http://affaires.lapresse.ca/economie/energie-et-ressources/201507/31/01-4889483-le-groupe-harnois-et-petro-t-fusionnent.php

Une semence «miracle» développée à Gatineau

Publié le 3 août 2015

Transformer une poche de 50 livres de semences de moutarde en 5000 litres de carburant biologique pour les avions et 5 tonnes de protéines pour les animaux, sans nuire à la chaîne alimentaire humaine et en facilitant la vie des fermiers. Voilà le tour de force promis par Agrisoma, de Gatineau.

La jeune entreprise de technologies agricoles née à Ottawa célébrera bientôt le premier anniversaire de son déménagement à l'est de la rivière des Outaouais, motivé entre autres par l'arrivée d'un nouvel investisseur, Cycle Capital, de Montréal.

Agrisoma a développé la semence Resonance, le nom commercial qu'elle a choisi pour une variation spéciale et non modifiée génétiquement de la moutarde carinata.

De nombreuses vertus

La liste des vertus mises de l'avant par Agrisoma est longue.

Les céréaliculteurs peuvent l'employer dans leurs champs soit en rotation avec d'autres cultures, soit sur des terres en jachère, soit dans des périodes où la chaleur et la sécheresse rendent d'autres cultures difficiles. Par conséquent, cette semence ne remplace pas de cultures comestibles pour l'humain, un reproche fréquent des cultures destinées aux biocarburants.

La culture de la carinata s'effectue avec les mêmes équipements que celle des autres céréales. Les fermiers n'ont donc pas à investir davantage. Selon Agrisoma, la culture de sa semence améliore même la fertilité des sols en vue de la culture suivante. Il s'agit de la seule semence certifiée par la Table ronde sur les biomatériaux durables, un organisme établi en Suisse.

Carburant écologique

Lorsque moulue, la carinata produit une huile qui peut ensuite être convertie en biodiesel ou en biocarburant pour avions. Un premier vol a d'ailleurs déjà été effectué avec ce carburant, un aller-retour entre Ottawa et Montréal.

«Pour l'instant, ça revient plus cher que du carburant régulier, mais quand nous serons en pleine production, nous pensons être capables d'en arriver au même prix», estime le PDG d'Agrisoma, Steven Fabijanski. «On a même pu constater un gain d'efficacité d'environ 1,5%, qui reste à confirmer, dans notre vol d'essai.»

Fait important, le biocarburant ainsi produit peut être mêlé sans problème au carburant régulier.

Une fois l'huile extraite, le grain restant constitue une protéine pouvant servir à l'alimentation animale. Les 5 tonnes produites par un sac de semences de 50 livres peuvent, selon Agrisoma, nourrir 36 000 poulets ou encore suffire à produire 1700 livres de boeuf ou 3400 livres de porc.

Ouvertures de marché

Depuis les premières productions d'essai, il y a trois ans, les semences d'Agrisoma ont généré environ 20 000 acres de production dans plus de 140 fermes au Canada, aux États-Unis et en France notamment.

«On en a fait deux millions de litres de carburant et on a nourri beaucoup d'animaux!», note M. Fabijanski.

Une production floridienne, où la carinata résiste aux grands écarts de température hivernaux, a permis de générer du biocarburant présentement à l'essai par la U.S. Navy en vue d'une certification.

L'entreprise s'attend à voir une croissance très rapide de ses ventes au cours des prochaines années.

«Les fermiers fonctionnent en l'essayant sur une petite partie de leurs terres puis, si ça fonctionne, il se lancent en grande, explique M. Fabijanski. Ça peut grandir vite.»

La Presse, 2015
[En ligne] http://affaires.lapresse.ca/economie/agroalimentaire/201508/02/01-4889917-une-semence-miracle-developpee-a-gatineau.php

Combustibles fossiles : quelle disponibilité ?

Publié le 31 juillet 2015

En tenant compte de la mise en place effective des engagements et des promesses émis par les gouvernements actuels pour lutter contre le changement climatique et d'autres  défis liés à l'énergie, la demande énergétique mondiale en 2035 devrait augmenter malgré tout de 40% - avec une contribution des combustibles fossiles se maintenant à 75%. La demande

au cours des prochaines décennies devrait provenir principalement des besoins en énergie des pays émergents comme la Chine et l'Inde. L'utilisation du charbon, du gaz et du pétrole pour alimenter les besoins en énergie des secteurs de l’industrie, des bâtiments et des transports est vouée à augmenter. Bien que le souci de l’environnement aujourd’hui ait conduit à une utilisation croissante et significative d’options énergétiques à faible émission carbonique, celles-ci ne sont pas encore déployées assez largement pour répondre à la demande actuelle ou future de l'énergie.

Au cours des deux dernières décennies, la part globale de la production d'électricité à partir de ressources non fossile a diminué de 37% (en 1990) à 33% (en 2010); en revanche, la part de la production d'énergie au charbon a augmenté de 37% à 42%. Les combustibles fossiles continueront à fournir la majorité de l'énergie dont le monde a besoin pour l’avenir, mais y a-t-il suffisamment de ressources pour répondre à la demande?

Compte tenu des fluctuations majeures subies par les marchés de l'énergie au cours des sept dernières années - notamment la crise économique mondiale - l’étude annuelle « Les Ressources en Réserves » évalue la disponibilité des combustibles fossiles et enquête sur les technologies de pointe nécessaires pour les trouver, les produire et en alimenter les marchés, tout en évitant dans la mesure du possible les impacts négatifs sur l'environnement. Cette nouvelle édition souligne aussi la nécessité de mettre en place des approches stratégiques spécifiques à chaque type de carburant.

Les combustibles fossiles sont présents dans de nombreuses régions du monde de façon abondante et en quantités suffisantes de manière à satisfaire les besoins dans un contexte de demande croissante. Cependant, la plupart d'entre eux sont encore classés en tant que « ressources » et non encore de « réserve ». Cette distinction est importante car elle détermine un certain degré d’accessibilité des marchés aux combustibles fossiles.

Les ressources font référence à des volumes qui ne sont pas encore complètement caractérisés, ou bien qui présentent des difficultés techniques ou un coût onéreux à l’extraction. Par exemple, là où les technologies qui permettant leur extraction dans un environnement sain et rentable n’ont pas encore été développées. 

Les réserves représentent des volumes qui sont produits dans un système économique viable, utilisant des techniques actuelles; leur extraction est souvent associée à un projet qui est déjà bien défini ou en cours. Comme ces réserves accessibles sont épuisées, il est nécessaire d’exploiter à présent des ressources dont l’extraction est plus exigeante techniquement.

Transformer les ressources en réserves

L’enjeu principal du secteur est donc de transformer ces ressources en réserves. Cette reclassification repose en grande partie sur l’application de solutions technologiques de pointe, elle-même fortement dépendante du prix du carburant. Des prix élevés de carburant ont pour effet de stimuler le développement de tests sur des solutions plus sophistiquées, et in fine engendre un accroissement des réserves.

L'exploration et l'extraction de ces ressources de manière rentable et environnementalement responsable, nécessitera l’investissement dans de nouvelles solutions innovantes.

Les combustibles fossiles, aussi collectivement appelés hydrocarbures, incluent le pétrole, le gaz et le charbon.

Toute source de pétrole et de gaz qui nécessite des techniques de production significativement différentes de celles utilisées dans le cas des réservoirs caractérisés « classiques » est considérée automatiquement comme non conventionnelle. Un résumé rapide des réserves et ressources d'hydrocarbures connues présente l'offre potentielle:

  • Les réserves connues de pétrole dites conventionnelles sont estimées à environ 1,3 mille milliards de dollars de barils, tandis que les ressources pétrolières récupérables représentent environ 2,7 mille milliards de barils. Globalement, la quantité dans réserves connues a augmenté modestement depuis 1990, malgré la croissance de la consommation. Le ratio global réserves/production, basé sur des niveaux de consommation actuel, se situe autour de 40 à 45 ans. Si les ressources sont converties avec succès en réserves, cette période sera prolongée.
  • Les réserves connues de pétrole dites non conventionnelles sont estimées à environ 400 milliards de barils (MB), avec des ressources récupérables estimées à 3,2 mille milliards de barils.
  • Les réserves connues de gaz dites conventionnelles sont estimées à environ 220 mille milliards de mètres cube (TCM) – l’équivalent d'environ 1,4 mille milliards de barils de pétrole - avec des ressources récupérables de 460 TCM.
  • Les réserves de gaz dites non conventionnelles sont très difficiles à évaluer, en raison de l'hétérogénéité des formations rocheuses. Les ressources récupérables restantes (Hors hydrates de méthane) sont estimées à 330 TCM.
  • Les réserves de charbon sont élevées, avec des réserves connues en houille estimées à 730 gigatonnes (Gt) (l’équivalent d’environ 3,6 mille milliards de barils de pétrole [MMB]), et les réserves connues de lignite estimées à 280 Gt (environ 0,7 MMB). Les ressources récupérables restantes de houille et de lignite sont estimées respectivement autour de 18 et de 4 mille milliards de tonnes.

Développer les réserves de combustibles fossiles n’est pas chose aisée. Dans le but d’évaluer le potentiel de rentabilité, les producteurs commencent par évaluer le rapport entre le coût du développement et l’intensité de l’émission de carbone (soit la quantité de dioxyde de carbone (CO2) émise pour chaque unité d'énergie produite) du carburant devant être produit.

Le gaz naturel dit conventionnel représente ainsi généralement le plus faible coût par unité d'énergie et la plus faible intensité de carbone. Les développements de la production de gaz dit non conventionnels représentent généralement une faible intensité de carbone et divergent essentiellement dans le coût du développement. Les développements portants sur du pétrole non conventionnels en revanche (tels que le bitume, la gazéification du charbon et du pétrole schistes) sont plus coûteux et présentent des intensités d’émission de carbone plus élevées. Le charbon présente l'intensité d’émission de carbone la plus élevée parmi les combustibles fossiles.

L’utilisation croissante des énergies fossiles au cours des dernières années a été rendue possible grâce aux impressionnants progrès de la technologie. L’effort de production futur sera encore plus exigeant en matière d’innovations technologiques pour permettre d’augmenter le niveau de production des sources nouvelles et existantes tout en répondant de manière appropriée aux défis environnementaux d’aujourd’hui.

http://www.iea.org/Textbase/npsum/resources2013SUM.pdf, 2015

[En ligne] http://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/geopolitique-de-l-energie-thematique_89429/combustibles-fossiles-quelle-disponibilite-article_295613/

Transformer les ressources en réserves : pétrole et gaz non conventionnels

Publié le 31 juillet 2015

La quantité dans le monde de pétrole non conventionnel est élevée. Bien que la base des  ressources et des réserves soit similaire à celle du pétrole conventionnel, il existe potentiellement plus de ressources en attente de solutions technologiques. Les ressources en pétrole lourd et sablonneux sont largement concentrées au Canada et au Venezuela. Les opérations minières d’extraction des réserves peu profondes connaissent une augmentation significative. Beaucoup de gisements plus profonds sont exploités en utilisant  de la vapeur pour réduire la viscosité. Du fait de la consommation intense d’énergie et de l’empreinte carbone associée à de tels projets, beaucoup de ces développements sont contraint de déployer des solutions de capture et de stockage de carbone (CSC), à savoir des processus par lequel le CO2 est capturé à sa source d'émission et généralement injecté par la suite dans des sites souterrains pour le stockage géologique à long terme.

L’utilisation de gaz non conventionnel – tight gaz, le gaz de schiste et le méthane de houille – a connu une croissance substantielle aux États-Unis et au Canada, tirée principalement par la nécessité de réduire la dépendance sur l’importation de carburant. La technologie a été au centre de cette croissance.

L’élaboration de puits verticaux et horizontaux, ainsi que la création de fractures hydrauliques pour maximiser et orienter le flux de gaz, a apporté des résultats. Cependant, l’équilibre financier de ces développements reste très sujet aux prix du gaz à l'échelle locale. D'autres réductions de coûts sont possibles grâce à l'amélioration du forage et des techniques d'achèvement, ainsi qu’une meilleure compréhension des phénomènes d’écoulement dans les réservoirs sensibles au stress. Transmettre cette expérience et les connaissances acquises à d'autres parties du monde où l'exploration de ces ressources en est encore à ses balbutiements constitue une énorme opportunité.

Avec la demande croissante de gaz naturel, des perspectives sont à l'étude concernant le gaz aigre (gaz contaminé avec du CO2 ou de sulfure d'hydrogène). L’enjeu de cette l'évolution est la capacité à séparer les contaminants et de disposer d’eux d'une manière respectueuse de l'environnement. Le Moyen-Orient, le Kazakhstan et l’Asie du Sud-Est ont mis à l’étude le développement d'importants volumes de ces ressources.

Les hydrates de méthane offrent un énorme potentiel de source de gaz de méthane et sont considérés comme étant la source la plus abondante de gaz d'hydrocarbures sur terre.

Cependant, les défis techniques à relever pour exploiter cette ressource dans un rapport coût-efficacité satisfaisant et respectueux de l'environnement sont encore en cours d’analyse. Une production significative de cette ressource à court et à moyen terme n’est pas envisageable, c’est pourquoi les prévisions de ressources ne comprennent généralement pas la production de méthane.

Techniques de l'ingénieur, 2015

[En ligne] http://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/geopolitique-de-l-energie-thematique_89429/transformer-les-ressources-en-reserves-petrole-et-gaz-non-conventionnels-article_296074/

Shell supprime 6500 emplois

Publié le 31 juillet 2015

Shell (RDS.A) a annoncé jeudi 6500 suppressions d'emplois et de nouvelles économies face à une faiblesse des cours du pétrole qui pourrait durer des années, s'ajoutant aux milliers de suppressions de postes annoncées dans le secteur de l'énergie ces derniers jours.

Ces coupes, prévues cette année, toucheront une partie des 94 000 employés de Royal Dutch Shell à travers le monde mais aussi des sous-traitants directs.

D'autres entreprises du secteur énergétique ont récemment annoncé des suppressions d'effectifs: le groupe britannique Centrica a ainsi annoncé de son côté jeudi son intention de réduire ses effectifs de 4000 emplois, tandis que l'italien Saipem avait annoncé en début de semaine vouloir diminuer ses effectifs de 8800 personnes.

Shell prévoit en outre de réduire ses investissements pour faire face à une faiblesse des cours qui «pourrait durer plusieurs années», selon le groupe pétrolier anglo-néerlandais.

Ils devraient ainsi atteindre 30 milliards de dollars cette année, soit 3 milliards de moins que prévu en avril et une réduction de 7 milliards par rapport à l'an dernier.

De nouvelles économies sont également au menu, avec une réduction prévue des coûts opérationnels de 4 milliards de dollars cette année.

Le groupe va par ailleurs continuer à vendre des actifs pour un montant de 20 milliards de dollars au total en 2014 et 2015. Dernier exemple en date: Shell a vendu jeudi ses actions dans le japonais Showa Shell Sekiyu au numéro deux nippon du secteur, le raffineur Idemitsu Kosan, pour l'équivalent de 1,4 milliard de dollars.

«Nous devons nous montrer résilients dans un monde où les cours du pétrole demeurent bas pendant un certain temps, tout en gardant un oeil sur la reprise», a expliqué Ben van Beurden, le directeur général de la multinationale.

Malgré ses prévisions pessimistes pour l'instant, Shell précise voir «un potentiel pour un retour à des cours à 70-90 dollars à moyen terme». Le baril de Brent de la mer du Nord, la référence européenne du brut, valait moins de 54 dollars jeudi matin.

Le secteur réduit la voilure face à la chute des cours

Les prix du pétrole ont chuté de moitié depuis juin 2014, malgré une petite reprise ces dernières semaines, conduisant de nombreuses entreprises du secteur à réduire la voilure face à ce contexte difficile qui pèse sur leurs bénéfices.

Shell, qui doit racheter son concurrent britannique BG Group, a ainsi annoncé parallèlement jeudi une chute de 25% de son bénéfice net au deuxième trimestre, à 3,986 milliards de dollars, son activité ayant souffert dans l'amont (exploration et production) malgré une bonne performance dans le raffinage.

Les résultats sont cependant supérieurs aux attentes, si bien que l'action Royal Dutch Shell «A» bondissait de 3,40% jeudi vers 5h30 (heure de Montréal) à la Bourse de Londres.

«Il est clair que la direction prend l'initiative pour repenser l'activité afin de faire face à un cours du pétrole faible», ont salué les analystes de Barclays.

Cela s'ajoute à «des résultats rassurants qui démontrent que l'activité sous-jacente est capable de fournir des bénéfices relativement robustes dans un environnement de cours déprimés», ont-ils ajouté.

Centrica, un fournisseur de gaz et d'électricité, a également annoncé jeudi son intention de réduire ses effectifs de 4000 emplois dans le cadre d'un plan stratégique.

La maison mère de British Gas veut se concentrer sur les services en direction du public et prévoit de limiter son activité dans l'exploration et la production d'hydrocarbures ainsi que la production d'énergie.

Dans le détail, le groupe prévoit de supprimer au total 6000 emplois mais a par ailleurs l'intention d'en créer 2000 nouveaux, soit une réduction nette de 4000.

Victime de la faiblesse des cours comme Shell, la société italienne de services pétroliers Saipem, filiale du géant pétrolier Eni, avait annoncé mardi avoir réduit ses prévisions à la baisse pour 2015, ainsi qu'une réduction d'effectifs portant sur 8800 emplois en trois ans.

Agence France-Presse, 2015
[En ligne] http://affaires.lapresse.ca/economie/energie-et-ressources/201507/30/01-4889098-shell-supprime-6500-emplois.php?p=619264

Pétrole: l'OPEP «pas prête» à réduire sa production malgré la baisse des cours

Publié le 31 juillet 2015

L'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) n'est "pas prête" à réduire ses quotas de production malgré la rechute récente des cours et l'arrivée probable de l'or noir iranien sur le marché, a déclaré jeudi le secrétaire général du cartel Abdallah El-Badri.

 

«Nous ne sommes pas prêts à réduire notre production», a-t-il indiqué lors d'une conférence de presse à Moscou après avoir rencontré le ministre russe de l’Énergie Alexandre Novak.

 

Les prix du pétrole ont diminué de moitié au deuxième semestre 2014 et, après une stabilisation début 2015, le mouvement a repris ces dernières semaines, les cours du baril atteignant mardi à Londres leur plus bas niveau depuis début février.

 

Cette chute, qui affecte lourdement les grands pays exportateurs comme la Russie (non membre du cartel), est causée par la surabondance de l'offre. Les analystes estiment généralement le surplus de l'offre par rapport à la demande entre 1 et 1,5 million de baril par jour.

 

La prochaine réunion de l'Opep est prévue début décembre à son siège à Vienne.

 

Dans une déclaration commune publiée à l'issue de la rencontre de jeudi, l'Opep et la Russie disent prévoir «une situation plus équilibrée sur le marché du pétrole et une stabilisation» en 2016, ce qui «constitue une condition indispensable à la continuité des investissements».

 

La chute des cours s'explique selon les experts par le fait que les pays exportateurs, confiants que la demande va s'améliorer, continuent d'augmenter leur production sans respecter les quotas officiels de l'Opep.

 

A cela s'ajoute l'accord trouvé début juillet entre les grandes puissances et l'Iran, qui devrait ouvrir la voie à une levée des sanctions et donc à un retour du pétrole iranien sur le marché.

 

Le secrétaire général de l'Opep a estimé que l'organisation pouvait «s'accommoder» de cette offre. «Nous sommes très contents que les sanctions soient en bonne voie d'être levées pour l'Iran: maintenant aucun des pays membres de notre organisation ne se trouve sous sanctions», a-t-il souligné.

AFP, 2015

[En ligne] http://www.lesaffaires.com/secteurs-d-activite/ressources-naturelles/petrole-l-opep-pas-prete-a-reduire-sa-production-malgre-la-baisse-des-cours-/580527

Suncor réduit ses dépenses en immobilisations d'un autre 400 millions

Publié le 31 juillet 2015

Suncor Énergie (T.SU)  a réduit jeudi d'une nouvelle tranche de 400 millions de dollars ses dépenses en immobilisations pour l'exercice en cours, tout en augmentant ses cibles de production et son dividende.

Ces décisions surviennent alors que le cours du pétrole brut continue de stagner en deçà de la barre des 50$ US le baril, une situation qui ne laisse pas envisager une reprise rapide pour le secteur pétrolier. Le baril de pétrole valait plus de deux fois plus il y a un an.

Le géant canadien des sables bitumineux a dévoilé tard mercredi que ses dépenses en immobilisations pour cette année seraient d'entre 5,8 milliards et 6,4 milliards. L'entreprise a précisé qu'elle réévaluait les projets «non essentiels» dans le cadre d'initiatives de réduction des coûts généralisées.

C'est la deuxième fois en 2015 que Suncor réduit son budget. En janvier, elle avait annoncé qu'elle l'amputait de 1 milliard et prévoyait dépenser entre 6,2 milliards et 6,8 milliards tout au long de l'année. En parallèle, Suncor estime avoir éliminé environ 1300 emplois depuis le début de l'année.

Entre-temps, Suncor a augmenté ses perspectives de production de 10 000 barils par jour pour les porter entre 550 000 et 595 000 barils par jour.

Le chef de la direction, Steve Williams, a indiqué que les flux de trésorerie de Suncor étaient assez solides pour financer ses besoins en capitaux, tout en haussant son dividende de 1 cent, à 29 cents par action, et en renouvelant son programme de rachat d'actions.

Les flux de trésorerie tirés des activités se sont élevés à plus de 2,1 milliards au cours du trimestre, en baisse par rapport à ceux de 2,4 milliards du même trimestre l'an dernier.

Le bénéfice net du deuxième trimestre s'est établi à 729 millions, comparativement à celui de 211 millions de l'an dernier, trimestre auquel Suncor avait inscrit des charges de dépréciation.

Le bénéfice d'exploitation, qui efface l'impact des éléments non récurrents, s'est chiffré à 906 millions au plus récent trimestre, comparativement à 1,14 milliard à la même période en 2014.

Le bénéfice d'exploitation s'est établi à 63 cents par action, contre 77 cents par action un an plus tôt.

Suncor a aussi fait état de réduction de coûts dans les sables bitumineux. Les coûts d'exploitation au comptant ont reculé au cours du deuxième trimestre à 28$ le baril, comparativement à 34,10$ le baril un an plus tôt.

Selon l'entreprise, le projet de sables bitumineux de Fort Hills, évalué à 13,5 milliards, est sur la bonne voie pour commencer à produire du pétrole à la fin 2017.

L'action de Suncor Énergie a avancé jeudi de 2,19$, soit 6,3%, à la Bourse de Toronto, où elle a clôturé à 36,81.

La Presse canadienne, 2015
[En ligne] http://affaires.lapresse.ca/economie/energie-et-ressources/201507/30/01-4889279-suncor-reduit-ses-depenses-en-immobilisations-dun-autre-400-millions.php

Keystone XL: Obama prendra une décision d'ici 2017

Publié le 31 juillet 2015

La Maison-Blanche est restée sur sa réserve au sujet de l'avenir du projet de pipeline Keystone XL, se contentant de dire qu'une décision serait prise avant le départ du président Barack Obama, en janvier 2017.

La capitale américaine est remplie de rumeurs voulant que le président ait déjà décidé de rejeter le projet. Pour l'instant, l'administration n'a donné aucune indication à ce sujet.

Un porte-parole du président, Eric Schultz, a refusé de confirmer ou d'infirmer la nouvelle, disant seulement qu'une décision serait prise d'ici les 17 prochains mois. Il a aussi rappelé que le processus d'approbation relevait de l'administration Obama et non du Congrès.

Les rumeurs se sont propagées après qu'un élu républicain, John Hoeven, eut affirmé au Sénat que M. Obama avait décidé de rejeter le projet.

«Je ne pense pas qu'on puisse dire que (Hoeven) est un confident du département d'État, a souligné M. Schultz.

Keystone peut devenir un enjeu à l'occasion de l'élection présidentielle de 2016. Les démocrates ont eu un avant-goût, mercredi, des questions qu'on pourrait leur poser à ce sujet pendant la campagne lorsqu'un journaliste a demandé à M. Schultz pourquoi l'administration Obama ne traitait pas le Canada sur le même pied que l'Iran.

La Maison-Blanche a donné 60 jours aux parlementaires pour approuver l'entente avec l'Iran sur le nucléaire qui permettrait au pays perse d'augmenter ses exportations de pétrole alors qu'on attend une décision sur Keystone depuis des années.

Le porte-parole de la Maison-Blanche a dit que les deux cas n'étaient pas comparables.

L'avenir du projet reste inconnu, malgré le fort appui que lui a donné le gouvernement canadien.

Dans une entrevue accordée à Bloomberg, le premier ministre Stephen Harper s'est de nouveau porté à la défense du projet, affirmant que celui-ci serait réalisé avec ou sans M. Obama. Selon lui, Keystone verra éventuellement le jour, plus vraisemblablement sous une nouvelle administration.

«Il s'agit d'une politique particulière de cette administration. Celle-ci n'accordera pas son aval ou ne rejettera pas le projet. La décision d'aller de l'avant sera prise par une prochaine administration», a-t-il prédit.

La Presse canadienne, 2015
[En ligne] http://www.lapresse.ca/international/etats-unis/201507/29/01-4889019-keystone-xl-obama-prendra-une-decision-dici-2017.php

Le gouvernement Harper instaure des normes strictes pour que les véhicules et les carburants soient moins polluants

Publié le 30 juillet 2015

 

Le Canada aligne sa réglementation sur celle des États

Le Québec qui carbure au bio

Publié le 28 juillet 2015

Le Québec, province agricole et forestière, est actuellement un importateur net de biocarburants. Sa production actuelle ne couvre pas la moitié de sa consommation. Mais le développement des biocarburants de deuxième génération pourrait permettre d'exploiter la biomasse. Et plusieurs entreprises actives au Québec comptent bien en profiter pour développer leurs activités. Tour d'horizon.

Une production insuffisante

Au Canada, les raffineurs mettent 10% d'éthanol dans l'essence à l'éthanol proposée dans les stations-service. Le Québec produit 175 millions de litres d'éthanol et 55 millions de litres de biodiesel, mais la province en consomme respectivement 400 millions et 100 millions chaque année, indique Greenfuels, l'Association canadienne des carburants renouvelables.

La part produite au Québec représente 10% des 2,2 milliards de litres de biocarburants raffinés dans l'ensemble du Canada en 2014. Depuis 2007, cette industrie a créé 14 000 emplois au pays et elle en crée 1000 supplémentaires chaque année, précise Greenfuels.

De la première à la deuxième génération

Le succès des biocarburants de première génération a été tel que l'opinion publique internationale s'est émue de voir des produits comestibles servir comme carburants plutôt que comme nourriture. Plus précisément, ces carburants produits à partir de canne à sucre et de maïs appartiennent à la première génération des biocarburants. Leur succès a aussi engendré une concurrence montante pour l'approvisionnement en matières premières entre les raffineurs et l'industrie agricole.

La deuxième génération de biocarburants vise à exploiter la biomasse, c'est-à-dire les résidus des coupes forestières, mais aussi les parties non comestibles des végétaux, voire des déchets urbains. Jusqu'à présent confinée dans les laboratoires de recherche, cette deuxième génération de biocarburants commence à aboutir à des projets industriels.

Le géant Ethanol Greenfield

La torontoise Ethanol Greenfield est le premier producteur d'éthanol au Québec et au Canada. Son usine de Varennes, qui sera prochainement rejointe par Vanerco, produit 175 millions de litres d'éthanol chaque année à partir de 16 millions de boisseaux de maïs.

À Varennes, Ethanol Greenfield se targue d'être un modèle d'efficacité énergétique et de consommation d'eau. Chaque année, l'usine produit 135 000 tonnes de drêches, des résidus de la distillation du maïs, qu'elle retourne aux agriculteurs pour l'alimentation animale.

Ethanol Greenfield évalue à plus de 300 000 tonnes sa contribution à la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Deux acteurs dans le biodiesel

La firme ontarienne Rothsay est la principale productrice de biodiesel au Québec. Elle produit 45 millions de litres de biodiesel par année dans son usine de Sainte-Catherine, sur la Rive-Sud. Cette filiale de la texane Darling International transforme des matières grasses animales et de l'huile de cuisson en carburant.

À Saint-Jean-sur-Richelieu, QFI Biodiesel transforme des huiles végétales usées en 3 à 4 millions de litres de biocarburant chaque année.

L'entreprise mise sur un investissement de 3 millions de dollars pour accroître sa production. «Nous approchons des municipalités pour leur proposer des alternatives au diesel», précise Youssef Farrie, directeur général de QFI Biodiesel. Dès 2016, M. Farrie vise une production de 10 millions de litres de biodiesel, et il espère pouvoir atteindre 20 millions de litres en 2017. L'entreprise montérégienne pourrait alors voir passer ses effectifs de 12 à 40 employés, indique-t-il.

Thetford Mines roule bio

Dès cette semaine, la quasi-totalité des véhicules routiers municipaux de Thetford Mines utilisera du biodiesel pur. «Il s'agit d'un essai jusqu'au mois de novembre», précise Olivier Grondin, le directeur général de la ville de Thetford Mines.

Durant cette période de test, les ateliers municipaux de la ville pourront vérifier les bénéfices attendus de l'ajout de biodiesel pur dans le diesel classique, sans modification matérielle. Au début, la concentration de biodiesel sera de 5%, avant d'être progressivement augmentée jusqu'à un maximum de 20%. Ce carburant est réputé pour moins encrasser les pièces, souligne M.Grondin, qui en attend des effets positifs sur l'entretien de la trentaine de véhicules concernés.

C'est la firme Innoltek, elle-même installée à Thetford Mines, qui fournira le biodiesel fabriqué à partir de matières recyclées. Tous les véhicules de la ville participeront au test, sauf le véhicule de protection incendie, pour des questions d'assurance, précise M. Grondin.

Vanerco: la deuxième génération en 2016

Deux grands acteurs de l'industrie des biocarburants, Ethanol Greenfield et Enerkem s'apprêtent à construire l'usine Vanerco à Varennes, en mettant à profit les techniques de deuxième génération. «Nous comptons lancer la construction dans les prochains mois, affirme Marie-Hélène Labrie, vice-présidente Affaires gouvernementales et communications chez Enerkem. =Nous sommes actuellement dans le processus d'évaluation environnementale.»

Cette coentreprise produira 38 millions de litres d'éthanol chaque année en transformant les déchets urbains grâce à un procédé de gazéification. Si ce volume paraît peu élevé, «il est toujours plus prudent de commencer avec des unités modestes avant de peaufiner le procédé par la suite», explique Jean-Michel Lavoie, professeur au département de génie chimique et de génie biotechnologique de l'Université de Sherbrooke.

Les ambitions d'Enerkem

La firme montréalaise Enerkem a entamé des ententes préliminaires pour fournir des usines clés en main à plusieurs grandes villes sur la planète. «Shanghai est intéressée, assure Marie-Hélène Labrie, vice-présidente Affaires gouvernementales et communications chez Enerkem. La Chine est aux prises avec la pollution, la gestion des déchets et la nécessité d'utiliser des carburants plus propres.»

Enerkem entrevoit également un partenariat aux Pays-Bas, et avec plusieurs municipalités canadiennes.

Enerkem réalise toute l'ingénierie de ses usines au Québec, où elle compte 160 employés. L'entreprise avait réalisé ses tests à son usine pilote de Sherbrooke. Mais sa première usine de production a été implantée à Edmonton, où 110 000 tonnes de déchets urbains sont transformées en biométhanol par année. Edmonton valorise ainsi 90% de ses résidus domestiques, alors que la ville albertaine n'en traitait que 60 % auparavant grâce au recyclage et au compostage.

La Presse, 2015

[En ligne] http://affaires.lapresse.ca/portfolio/biocarburants/201507/21/01-4887077-le-quebec-qui-carbure-au-bio.php

De grandes entreprises américaines s'engagent pour le climat

Publié le 28 juillet 2015

Plus d'une dizaine de grandes entreprises américaines, dont le groupe automobile General Motors, ont pris l'engagement de lutter contre le changement climatique, apportant leur soutien au président Barack Obama en amont d'un sommet mondial en décembre, a annoncé lundi la Maison-Blanche.

L'exécutif américain a publié les engagements destinés à aider le climat de la Terre pris par des géants économiques des États-Unis incluant notamment la banque Goldman Sachs et le groupe informatique Apple.

Une initiative qui s'inscrit dans le cadre des préparatifs de la grande conférence sur le climat prévue à Paris, du 30 novembre au 11 décembre. Elle réunira 195 pays sous l'égide des Nations unies, qui devraient s'engager à limiter à 2 degrés Celsius la hausse de la température mondiale, générée par les émissions de gaz à effet de serre.

Barack Obama a fait de la lutte contre le changement climatique l'une de ses priorités, mais il fait face à la ferme opposition du Congrès contrôlé par les républicains.

Son administration cherche donc à contourner l'obstacle en lançant des initiatives telles que celle qui vient d'aboutir à l'engagement de grands acteurs économiques du pays.

Des représentants de plus d'une dizaine d'entreprises devaient lundi matin se rendre à la Maison-Blanche avec le secrétaire d'État John Kerry. Le président Obama est actuellement en déplacement en Afrique de l'Est.

Selon la Maison-Blanche, les engagements de ces entreprises - qui ont réalisé l'an dernier 1300 milliards de dollars de chiffres d'affaires cumulés - vont de la réduction des gaz à effet de serre de leurs usines au financement d'activités à faible empreinte-carbone.

Elles ont également exprimé leur soutien aux négociations cruciales prévues de Paris.

Agence France-Presse, 2015
[En ligne] http://www.lapresse.ca/environnement/dossiers/changements-climatiques/201507/27/01-4888348-de-grandes-entreprises-americaines-sengagent-pour-le-climat.php

Marché du carbone : Québec tiendra une première vente de gré à gré d'unités d'émission de gaz à effet de serre le 22 septembre

Publié le 28 juillet 2015

Québec, 24 juillet 2015 – Le ministère du Développement durable, de l’Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques (MDDELCC) annonce aujourd’hui qu’une première vente de gré à gré du ministre se tiendra le 22 septembre 2015. Ce mécanisme, prévu dans le Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (GES), vise à offrir une solution alternative aux émetteurs qui éprouveraient de la difficulté à acquérir les unités d’émission nécessaires au respect de leurs obligations de conformité.

Rappelons que, dans le cadre du marché du carbone, les entreprises assujetties au système de plafonnement et d’échange dont les émissions excèdent 25 000 tonnes métriques en équivalent CO2 doivent compenser leurs émissions par des droits d’émission, et ce, à la fin de chaque période de conformité. Pour la période de conformité 2013-2014, les émetteurs ont jusqu’au 2 novembre 2015 pour remettre au gouvernement les unités admissibles afin de couvrir leurs émissions de GES.

La publication de l’avis de vente de gré à gré du ministre, qui détaille le nombre d’unités d’émission mises en vente, les prix par catégories et les modalités d’inscription, marque le début de la période d’inscription. Cette dernière prendra fin le 21 août 2015.

L’avis de vente de gré à gré du ministre est disponible dans le site Web du MDDELCC au http://www.mddelcc.gouv.qc.ca/changements/carbone/Ventes-gre-ministre.htm.

Ministère du Développement durable, de l’Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques, 2015
[En ligne] http://www.mddelcc.gouv.qc.ca/infuseur/communique.asp?no=3234

La chimie américaine en pleine expansion

Publié le 28 juillet 2015

La croissance atteindra 2 % en 2014, et atteindrait 3,7 % en 2015, puis 3,9 % en 2016. Les perspectives délivrées par l'American Chemistry Council (ACC) sont plutôt réjouissantes pour l'industrie chimique aux États-Unis.

Plus que celles tout juste annoncées pour 2014 et 2015 par l'UIC en France (1,9 %), par la VCI en Allemagne (1,5 %) ou celles du Cefic pour l'Europe (1 %). « Le vent est revenu dans nos voiles », claironne Kevin Swift, économiste en chef de l'ACC. « Lors de la seconde moitié de cette décennie, la croissance de la chimie américaine devrait croître à un rythme annuel de plus de 4 %, soit plus rapidement que la croissance de l'ensemble de l'économie américaine ». En 2019, les ventes de l'industrie chimique américaine devraient ainsi dépasser la marque des 1 000 milliards de dollars, contre 812 Mrds $ (environ 661 Mrds €) cette année. Ce qui représente 12 % de la totalité des exportations américaines, et 15 % des ventes mondiales de produits chimiques.
 

Plusieurs indicateurs sont très favorables. En premier lieu, le renforcement du dollar et l'accroissement de la disponibilité en pétrole et gaz non conventionnels sur le territoire permettent de maintenir des prix bas pour le pétrole brut, explique l'ACC. Les États-Unis profitent aussi de coûts de production en baisse, d'inflation contenue, et de pouvoir d'achat en hausse. D'ailleurs certains marchés stratégiques comme l'automobile et la construction sont en plein rebond outre-Atlantique. En revanche, l'ACC note quelques difficultés sur les marchés à l'export. La récession au Brésil et au Japon a eu de forts impacts sur les exportations américaines de produits de base. Sans citer l'Europe, la fédération américaine évoque la poursuite de difficultés économiques pour « certains partenaires majeurs ». L'excédent commercial devrait néanmoins atteindre 77 Mrds $ dès 2019.
 

« Investissements de plus de 135 Mrds$ »
 

Par secteur, la croissance en 2014 a surtout été tirée par les produits de grande consommation et les spécialités. Dès l'an prochain, une dynamique forte est prévue pour les inorganiques, les résines plastiques et les caoutchoucs synthétiques. La croissance devrait surtout être soutenue par les commodités pétrochimiques et les plastiques avec des progressions annuelles attendues de 3,8 % en 2015, de 4,5 % en 2016 et de plus de 6 % en 2017 et 2018. Ce qui correspond à la date des mises en service progressives des très vastes capacités additionnelles en construction actuellement dans le pays. Le dernier décompte de l'ACC fait état de plus de 215 projets de production chimique dans tous les États-Unis, avec des investissements en capitaux de plus de 135 Mrds $. Rien qu'entre 2013 et 2014, une progression de 12 % des investissements dans l'industrie chimique américaine a été enregistrée, avec un total de plus de 33 Mrds $. Régionalement, l'ACC note des accroissements de production dans tout le territoire, mais plus notablement dans la vallée de l'Ohio et les régions du Nord-Ouest en 2014. Dès 2017, la croissance de la production sera surtout tirée par la région du Golfe du Mexique, dopée au gaz de schiste.
 

Ces perspectives de l'ACC seront forcément réajustées dans les années à venir. D'autant que quelques tendances sombres continuent de secouer l'économie mondiale. Comme la croissance chinoise dont le rythme continue de faiblir. Ou la crise monétaire en Russie dont on ne sait encore si elle sera éphèmère ou durable. Ou bien la décrue des prix du pétrole depuis plusieurs mois. Sans parler de la reprise toujours espérée mais pas encore installée en Europe... En somme, la conjoncture planétaire semble très incertaine, et l'avenir de l'industrie chimique américaine ne sera peut-être pas si idyllique.

Info Chimie, 2015

[En ligne] http://www.industrie.com/chimie/la-chimie-americaine-en-pleine-expansion,59748#xtor=RSS-31%E2%80%8F

Cepsa, propriétaire de 51 % du capital, rachète les 49% restants de son usine chimique Bécancour Canada

Publié le 27 juillet 2015

  • Cepsa en passe de devenir seul propriétaire de l'usine Bécancour LAB qu'elle exploite depuis 1995
  • Cette transaction s'inscrit dans les projets d'expansion et de croissance à l'international de l'entreprise dans sa branche pétrochimique
  • Cette acquisition renforce la position de l'entreprise en Amérique du Nord et en tant que leader mondial des LAB de production de détergents biodégradables

Cepsa, propriétaire de 51 % du capital, a accepté d'acquérir les 49% restants de son usine de produits chimiques à Bécancour, jusqu'ici dans les mains d'Investissement Québec, dans le cadre de son projet d'expansion et de croissance à l'international de ses activités en pétrochimie.

L'usine Bécancour de Cepsa produit et commercialise de l'alkylbenzène linéaire (LAB), l’une des matières premières utilisées dans la fabrication de détergents biodégradables. Cepsa est un leader dans le domaine des LAB, avec une capacité de plus d'un demi million de tonnes par an, ce qui représente 13 % de l'offre mondiale. L'usine de Bécancour a une capacité de 120 000 tonnes par an, fournissant ainsi une grande partie de la production de LAB en Amérique du Nord.

 

José Manuel Martínez, le directeur de la Pétrochimique de Cepsa, a déclaré lors de la signature de cet accord: «Grâce à cette acquisition, nous souhaitons renforcer et consolider notre position sur le marché mondial des LAB ainsi qu'en Amérique du Nord. Ce rachat s'inscrit dans le cadre de nos projets d'expansion et de croissance à l'international de la production de LAB et de phénol, marchés sur lesquels nous sommes actuellement leaders mondiaux.»

Il a ajouté que cette acquisition n'entraînerait aucun changement dans les opérations quotidiennes, ni dans les conditions du groupe de professionnels exploite cette usine efficace, qui utilise la technologie DETAL, un processus chimique catalytique pionnier développé par Cepsa et par UOP pour la production de LAB.

Cepsa a construit puis ouvert son usine de Bécancour en 1995, la première au monde à utiliser la technologie DETAL. L'entreprise produit également des LAB dans ses usines d'Espagne et du Brésil, ce qui lui permet de desservir l'ensemble du continent américain ainsi que le marché européen.

La croissance de la branche pétrochimique de Cepsa s'est vue renforcer cette année en avril, lors de l'inauguration de son usine chimique en Chine, faisant de l'entreprise le deuxième plus gros producteur mondial de phénol. Cepsa construit également une autre usine chimique en Indonésie, dans le cadre de son regain d'activité de ses projets à l'international.

Cepsa est un groupe énergétique appartenant en totalité à l'International Petroleum Investment Company (IPIC). La société emploie plus de 10 500 personnes et est active à toutes les étapes de la chaîne de valeur des hydrocarbures. Elle est engagée dans des activités de prospection et de production de pétrole et gaz naturel, de raffinage, de transport et de vente de dérivés de gaz naturel et de pétrole brut, de biocarburants, de cogénération et de ventes d'électricité. Cepsa a mis au point un département Produits chimiques de premier ordre, étroitement intégré à sa branche de raffinage pétrolier, dans laquelle les matières de base sont fabriquées et vendues pour la production de composants à forte valeur ajoutée, principalement utilisés dans la création de matières plastiques nouvelle génération et de détergents biodégradables. La société jouit d'une position privilégiée en Espagne et poursuit l'expansion internationale continue de son activité ; elle est active dans 15 pays et commercialise ses produits dans le monde entier.

 Cepsa, 2015

[En ligne] http://www.cepsa.com/cepsaCa/Who_we_are/Group_CEPSA/Our_news/ci.Cepsa__51__owner_of_its_Becancour_Canada_LAB_plant__to_acquire_remaining_49___.formato3?lang_choosen=fr&vgnextchannel=8cb700a65c84e410VgnVCM100000fc071eacRCRD&lang_choosen_furl=en

Bioplastique : nouveau type de PLA résistant à la chaleur

Publié le 27 juillet 2015

Des chercheurs de l’Institut Fraunhofer de recherche appliquée sur les polymères (IAP) de Potsdam (Brandebourg) ont développé deux nouveaux types d’acide polyactide (PLA) en collaboration avec plusieurs entreprises allemandes.

Le PLA est un bioplastique utilisé depuis longtemps qui présente cependant des caractéristiques techniques légèrement moindres que ses homologues issues de l’industrie pétrochimique. En particulier, il possède une moindre résistance à la chaleur : au-delà de 60 °C, le PLA a tendance à se déformer.
Le projet a permis le développement de deux nouveaux types de PLA : le c-PLA synthétisé uniquement à partir de (S)-acide lactique, et le sb-PLA qui peut être indifféremment synthétisé avec 100% de (S)-acide lactique ou 100% de ®-acide lactique. Des additifs sont ensuite introduits pour rendre le plastique résistant aux chocs. Enfin, dans une dernière étape, des atomes de souffre sont ajoutés afin d’augmenter la température limite de déformation jusqu’à 75°C (voire 90°C pour certains cas). Par ailleurs, ces nouveaux types de PLA cristallisent plus rapidement que ceux actuellement sur le marché.
Pour le moment, une installation de démonstration de l’entreprise Uhde-Inventa Fischer permet de produire 500 tonnes de c-PLA par an. Le Fraunhofer IAP a aussi conçu une petite chaîne de production expérimentale opérationnelle pour synthétiser du sb-PLA. Celle-ci n’est cependant pas à même de produire de grandes quantités. La prochaine étape du développement actuellement en cours au Fraunhofer IAP est la conception d’un procédé industriel rentable. En particulier, le moulage par injection doit encore être optimisé pour devenir compétitif.

diplomatie.gouv.fr, 2015

[En ligne] http://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/materiaux-innovants-nano-thematique_6342/bioplastique-nouveau-type-de-pla-resistant-a-la-chaleur-article_296033/

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