Prix du gaz

3.4496693607581 (1361)
Posté par talos 26/03/2009 @ 19:15

Tags : prix du gaz, gaz, energie, economie

Dernières actualités
Le prix du gaz gelé - leJDD.fr
Les tarifs réglementés du gaz resteront inchangés le 1er juillet. Selon nos informations, le gouvernement a décidé de ne pas toucher aux prix de ce combustible, qui alimente 11 millions de clients. Une baisse de 11,3% avait eu lieu en avril....
Le gouvernement invité à faire respecter la baisse des prix du gaz ... - AP Sénégalaise
Dakar, 17 juin (APS) - L'Association des consommateurs du Sénégal (ASCOSEN) invite le gouvernement à prendre toutes les dispositions pour faire respecter la baisse sur les prix du gaz butane. La dernière structure des prix des hydrocarbures a porté à...
Dossier spécial sur le marché du NYMEX (essence, gaz, pétrole) - CFO-news.com
L'écart entre le contrat à terme du gaz naturel et celui de l'électricité peut être utilisé pour gérer le prix du risque dans les marchés de l'énergie. A cause de la volatilité des prix du gaz naturel, un marché vigoureux de base s'est développé dans...
En attendant la prochaine crise - La Presse Affaires
On y retrouve 29 % d'énergie et 20 % lié au prix du gaz et du pétrole. Les obligations gouvernementales à long terme. La prochaine crise qui va frapper les marchés en sera une de finances publiques. Dans le futur, nos gouvernements vont devoir payer...
Gazprom réclame à Minsk une dette de 231 M USD - Intelink
La dette s'est accumulée car Minsk payait le gaz suivant un prix moyen annuel fixé dans le cadre d'ententes verbales. Selon le contrat, le prix du gaz destiné à la Biélorussie au cours des premiers mois de 2009 atteint 250 dollars les mille mètres...
Gazprom/Chine: désaccord sur les prix - Le Figaro
Les livraisons de gaz russe à la Chine ne débuteront pas comme prévu en 2011 en raison de désaccords sur les prix, a indiqué aujourd'hui un responsable du géant gazier russe Gazprom. "Les négociations se poursuivent, on ne s'est pour l'instant pas mis...
L'Ukraine veut augmenter ses achats de gaz russe en juillet - Romandie.com
Le prix du gaz russe pour l'Ukraine au troisième trimestre de l'année devrait baisser à environ 200 dollars les 1.000 m3 par rapport à 270 USD entre avril et juin, indique Interfax, qui estime que dans ce contexte, les importations de gaz ukrainiennes...
La forte baisse de la consommation de gaz place Gazprom sous pression - Le Monde
... les gaz non conventionnels (enfermé dans certaines roches) aux Etats-Unis et l'arrivée des cargaisons de gaz naturel liquéfié du Qatar, devraient accentuer une certaine bulle du gaz dans les prochaines années, qui tireront les prix vers le bas",...
Prix du gaz trop bas: EON va recevoir 220-230 M EUR de la Hongrie - Romandie.com
BERLIN - Le groupe d'énergie allemand EON va recevoir entre 220 et 230 millions d'euros de l'Etat hongrois en guise de compensation pour des prix du gaz trop bas et un taux de change du forint trop défavorable, at-il annoncé mercredi....
La CEO approuve la modification des tarifs de Natural Resource Gas ... - CNW Telbec (Communiqué de presse)
Cette modification tarifaire trimestrielle du prix du gaz naturel tient compte d'une diminution des prévisions du prix moyen du gaz naturel au cours des 12 prochains mois. Les services publics de gaz naturel effectuent des prévisions du prix du gaz...

Gaz naturel comprimé

Reservoirs de gaz dans une voiture.

Le gaz naturel comprimé (GNC) est un substitut aux combustibles fossiles pour remplacer l'essence (pétrole), le diesel, ou le GPL. Bien que sa combustion produise des gaz à effet de serre, il s'agit d’une solution rechange à ces combustibles, plus propre pour l’environnement, et il est beaucoup plus sûr que d'autres combustibles en cas de fuite (le gaz naturel est plus léger que l'air et se disperse rapidement lorsque il est libéré).

Le GNC est fait par compression de gaz naturel (qui est principalement composé de méthane ), à moins de 1% de son volume à la pression atmosphérique normale. Il est stocké et distribué dans des conteneurs en dur généralement de forme cylindrique ou sphérique, sous pression (200-220 bar). Le GNC est utilisé dans le moteur, des véhicules traditionnels, à combustion interne qui ont été transformé en bicarburation (essence / GNC). Les véhicules au gaz naturel sont de plus en plus utilisés en Europe et en Amérique du Sud en raison de la hausse du prix de l'essence.

En réponse aux prix élevés du carburant et aux préoccupations environnementales, le GNC commence à être également utilisé dans les véhicules légers ou camionnettes, les véhicules de poids moyen ou camions de livraison, de transport et les autobus scolaires, et les trains.

La densité volumique d'énergie du GNC de la est estimée à 42% du GPL du (car il n'est pas liquéfié), et 25% de celle du gasoil.

Le GNC peut être utilisés dans les moteurs à quatre temps (essence) et moteurs diesel modifiés. Les moteurs quatre temps avec un mélange pauvre peuvent atteindre un rendement thermique plus élevé par rapport aux moteurs quatre temps stœchiométriques compte tenu des émissions de NO x et d’hydrocarbones. Le moteur stœchiométrique avec contrôle électronique offre la plus faible des émissions dans l'ensemble et de la plus haute puissance de possible, en particulier lorsqu'il est combiné avec recirculation des gaz d'échappement, le turbocompresseur et intercooler, et les convertisseurs catalytiques à trois voies, mais souffre en termes de rejet de chaleur et consommation de carburant. Un moteur à gaz naturel convenablement conçu peut avoir un plus grand rendement par rapport à un moteur à essence car l'indice d'octane du gaz naturel est plus élevé que celui de l'essence, ce qui permettra de concevoir un moteur avec un taux de compression plus élevé. Le GNC peut être approvisionné depuis des systèmes à basse pression (« remplissage lent ») ou à haute pression (« remplissage-rapide »). La différence réside dans le coût de la station de ravitaillement par rapport au temps. Il existe également des adaptations pour se ravitailler en carburant depuis une conduite de gaz du secteur résidentiel au cours de la nuit, mais c’est interdit dans certains pays. Les véhicules se ravitaillant au gaz naturel domestique sont de plus en plus populaires aux États-Unis, en particulier en Californie et à New York, et des crédits d'impôt sont disponibles pour l'installation nécessaire. Les réservoirs de GNC peuvent être en acier, alu, ou plastique. Les bouteilles légères en composite (Liner métallique renforcé par un filament continu imprégné de résine "ISO 11439 GNC-3" / Filament continu imprégné de résine avec liner non métallique (tout-composite) "ISO 11439 GNC-4") sont particulièrement intéressantes pour les véhicules car celles-ci offrent d'importantes réductions de poids par rapport à la génération précédente en acier et en aluminium, ce qui induit une moindre consommation de carburant. Les bouteilles de gaz naturel livrées avec soupapes de sécurité suivent généralement la norme ISO 11439.

L'équipement nécessaire à un moteur pour le GNC comprend un régulateur de pression (un dispositif qui convertit la pression de stockage du gaz naturel à la pression d’utilisation) et un mélangeur de gaz ou injecteurs de gaz. La génération précédente de kits d’adaptation au GNC étaient principalement de type Venturi, utilisant l’effet Venturi pour le mélange des gaz. Souvent le mélangeur de gaz est un doseur asservi par un moteur pas à pas en se fondant sur la rétroaction d'une sonde à oxygène dans les gaz d'échappement. Les nouveaux kits de conversion GNC ont une fonctionnalité d'injection électronique de gaz multipoint, similaire aux systèmes d'injection d'essence présents dans la plupart des voitures actuelles.

Le gaz naturel comprimé dans les véhicules exige une plus grande quantité d'espace de stockage que l'essence. Comme il s'agit d'un gaz comprimé, plutôt que d'un liquide comme l'essence, le GNC prend plus d'espace par litre équivalent essence équivalent (LEE). Par conséquent, les réservoirs utilisés pour stocker le GNC pennent généralement de la place dans le coffre d'une voiture - ou sur le plateau d'une camionnette. Ce problème est résolu par la construction en usine de véhicules au GNC par l’installation des réservoirs sous la carrosserie, grâce à une disposition plus rationnelle des composants, en laissant le l’habitacle libre (par exemple, Fiat Multipla, la Nouvelle Fiat Panda, Volkswagen Touran EcoFuel, Chevy Taxi (vendus dans des pays comme le Pérou), etc.) les véhicules GNC sont considérés comme plus sûrs que ceux à l'essence. .

Les voitures GNC disponibles en Europe sont des véhicules bi-carburant brûlant un seul combustible à la fois. Leur moteur est aux normes des moteurs à essence. Cela signifie qu'ils peuvent fonctionner indifféremment à l'essence soit à partir d'un réservoir d'essence ou au gaz naturel à partir d'une bouteille dans le coffre. Le conducteur peut choisir le carburant à utiliser simplement par un interrupteur sur le tableau de bord.

Plusieurs constructeurs (Fiat, Opel (General Motors), Peugeot, Volkswagen, Toyota, Honda et autres) vendent des voitures en bi-carburant.

Tout véhicule essence existant peut être transformé en bi-carburant (essence / GNC). Les magasins autorisés peuvent faire la mise à niveau, cela implique l'installation d'un réservoir GNC dans le coffre, l'installation de la tuyauterie, l'installation d'un système d'injection de gaz naturel et de l'électronique. Outre la réduction des coûts et de réduire notre dépendance vis à vis des pays producteurs de pétrole, un avantage majeur des véhicules GNC est de réduire la pollution.

Des locomotives GNC sont exploitées par plusieurs compagnies chemins de fer. La Napa Valley Wine Train a adapté avec succès avant 2002 une locomotive diesel pour fonctionner au gaz naturel comprimé. Cette locomotive a été mise à jour pour utiliser un système d'injection de carburant contrôlé par ordinateur en Mai 2008, et est maintenant la principale locomotive de la Napa Valley Wine Train. Ferrocarril Central Andino au Pérou, exploite une locomotive de fret au GNC sur une ligne depuis 2005. Les locomotives GNC sont généralement des locomotives diesel transformées pour utiliser un générateur au gaz naturel comprimé au lieu des générateurs diesel pour produire l'électricité qui alimente le moteur du train. Certaines locomotives GNC sont en mesure de tirer sur leurs bouteilles seulement quand il y a une demande de puissance, qui, théoriquement, leur donne une plus grande efficacité énergétique que les moteurs diesel.

Le GNC est souvent confondu avec le gaz de pétrole liquéfié (GPL). Bien que les deux soient des formes stockées de gaz naturels, la principale différence est que le GNC est sous forme comprimée, alors que le GPL est sous forme liquéfié. Le GNC a un coût inférieur de production et de stockage que le GPL puisque cela ne ne nécessite pas un coûteux processus de refroidissement et des réservoirs cryogéniques. Le GNC a besoin d'un volume beaucoup plus important pour stocker la même masse equivallente d'essence ou de pétrole et le nécessite de très hautes pressions (3000 à 4000 psi, ou 205 à 275 bar).

Le Canada est un grand producteur de gaz naturel, de sorte qu'il en résulte que le GNC est utilisé au Canada comme une économie de carburant. L'industrie canadienne a mis au point des moteurs de camions et d'autobus alimentés au GNC. Les stations services proposant à la fois GNC et propane ne sont pas difficiles à trouver dans les grandes villes.

Aux États-Unis, des crédits d'impôt fédéral sont disponibles pour l'achat d'un nouveau véhicule GNC. L'utilisation de ce carburant varie d'un État à l'autre. En Californie, le GNC est largement utilisé par les flottes des villes et comtés, ainsi que les transports publics (ville / autobus scolaires), et la Californie du Sud compte à elle seule 90 stations service pour le public. Bien que le prix du gaz naturel soit en hausse, le gaz naturel comprimé est disponible à 30-60% de moins que le prix de l'essence, moyenne constatée, dans une grande partie de la Californie. L’utilisation personnelle du GNC est un petit marché de niche actuellement, mais avec les incitations fiscales et un nombre croissant de stations service, il connaît une croissance sans précédent. L'état de l'Utah propose un réseau de stations service, subventionnées par l'État, vendant le GNC à un prix de 0.85$/gge(gazoline gallon équivalent) , alors que l'essence est au-dessus de 4.00$/gal. Ailleurs dans le pays, les prix de détail moyen est de 2.50$/gge environ, avec le ravitaillement domestique pour environ 1.50$/gge. A part les vehicules transformés, et les véhicule d'occasion des autorités, le seul véhicule GNC produit actuellement aux États-Unis est la Honda Civic GX berline, ce qui fait un nombre limité et uniquement disponible dans quelques États.

Une initiative, connue sous le nom de Plan Pickens, appelle à l'extension de l'usage du GNC comme un combustible pour les véhicules lourds a été récemment lancée par un entrepreneur pétolier T. Boone Pickens. Les électeurs de Californie ont repoussé la proposition 10 en 2008 lors des élections générales par une importante (59,8% à 40,2%) majorité. La proposition 10 était une mesure de 5 milliards de dollars d'obligations qui, entre autres choses, aurait offert des remises à des résidents de l'état pour l'achat de véhicules GNC.

Le congrès a encouragé la transformation des véhicules au GNC par des crédits d'impôt à hauteur de 50% du coût de l’adaptation de l’auto et de la station de remplissage domestique. Cependant, alors que le GNC est un combustible beaucoup plus propre, la transformation nécessite un certificat de type de l'EPA (certificat des mines en France). Le respect des exigences d'un certificat de type peut coûter jusqu'à 50,000 $.

L'Italie a actuellement le plus grand nombre de véhicules GNC en Europe et c'est le 4ème pays dans le monde en nombre de véhicules GNC en circulation.

L'usage du méthane (GNC) pour les véhicules a commencé dans les années 1930 et a continué peu ou prou jusqu'à aujourd'hui.

Actuellement (06/2008) il y a une grande expansion du marché du gaz naturel pour véhicules (GNC et GPL) causée par la hausse du prix de l'essence et par la nécessité de réduire les émissions de polluants atmosphériques.

Avant 1995, la seule façon d'avoir une voiture alimentée au GNC était par transformation par kit. La production était de Landi Renzo, Tartarini Auto, Prins Autogassystemen, OMVL, Bigas, ... et AEB pour les pièces électroniques utilisés par la plupart des fabricants de kits.

Landi Renzo et Tartarini ont des filiales vendant des véhicules en Asie et en Amérique du Sud.

Après 1995 des voitures bi-carburant (essence / GNC) sont disponibles chez plusieurs grands fabricants. Actuellement, Fiat, Opel (GM), Volkswagen, Citroën, Renault, Volvo et Mercedes vendent divers modèles de voitures et petits camions qui sont essence/GNC. Habituellement les pièces GNC utilisées par les grands constructeurs automobiles sont effectivement produits par les fabricants des kits du marché, par exemple, Fiat utilise des composants Tartarini Auto, Volkswagen utilise des composants Teleflex GFI et Landi Renzo.

En Italie, il ya plus de 800 stations service GNC.

Au Portugal il y a 4 stations service GNC, mais 3 d'entre elles ne vendent pas au public. Seulement à Braga vous pouvez le trouver sur la station de bus de la ville (TUB).

Ankara a 1 050 bus au GNC.

L'Argentine et le Brésil sont les deux pays avec les plus grandes flottes de véhicules GNC. L’adaptation a été facilitée par un grand écart de prix avec les combustibles liquides. Le matériel de transformation est produit localement et il y a de plus en plus d’infrastructures GNC. Un «réseau-bleu» des stations GNC est en cours d'élaboration sur les principales autoroutes du Cône Sud (notamment le Chili et la Bolivie) pour permettre au transport longue distance d’être alimentés au GNC .....

Le prix du GNC coûts est de 18,90 roupies (USD $ 0,46) par kg comparé à 56.00 (US $ 1,45) par litre de l'essence. La réduction des coûts est immense avec la réduction des émissions et des voitures écologiques.

CNG est devenu l'une des principales sources de combustible utilisée dans les moteurs de voiture en Iran, au Pakistan, au Bangladesh et en Inde. L'usage du GNC est mandaté pour le système de transport public de la capitale de l'Inde New Delhi, ainsi que pour la ville d'Ahmedabad, dans l'État du Gujarat. La Delhi Transport Corporation exploite la plus grande flotte de bus GNC. Aujourd'hui, de nombreux pousse-pousse ainsi que les véhicules personnels en Inde et au Bangladesh sont en cours d’adaptation à la technologie GNC, dont le coût est de l'ordre de 800 à 1000$. Dans la capitale du Bangladesh, Dhaka, pas un seul rickshaw sans GNC n’est autorisé depuis 2003.

En Iran quelque 650.000 véhicules ont été transformés en bi-carburation, soit dans le processus de production dans des usines ou à des ateliers spécialisés depuis 2007. Il y a près de 400 stations de ravitaillement opérationnelles dans tout le pays et des plans pour élargir le réseau à plus de 800 stations. Il y a aussi un mandat du gouvernement pour que 60% des voitures produites localement soient équipées d'un système double carburation.

Au Moyen-Orient et en Afrique, l'Égypte est un dix premiers pays dans le monde avec plus de 63 000 véhicules GNC et 95 stations service. L'Égypte a également été le premier pays en Afrique et au Moyen-Orient à ouvrir une station service de GNC en Janvier 1996.

Au Pakistan, la majorité des véhicules privés sont adaptés au GNC en raison du prix par rapport à l'essence. Seuls les voitures de luxe et les véhicules officiels désormais fonctionnent à l'essence. Toutefois, en raison de la mauvaise qualité des contrôles, des accidents se sont produits en raison de l'explosion de réservoirs ne respectant pas les normes.

À Singapour le GNC est de plus en plus utilisé par les véhicules de transport public comme les autobus et les taxis, ainsi que les véhicules de transport de marchandises. Toutefois, selon ‘’Channel NewsAsia’’ le 18 avril 2008, plus de propriétaires de voitures privées dans ce pays font convertir leurs véhicules pour être au GNC - sans doute motivés par l'escalade du prix de l'essence récemment. Le coût initial de la transformation d'une voiture ordinaire à bi-carburant dans l'atelier de conversion allemand de C. Melchers-Galileo, par exemple, est d'environ 4000 S$ (2300 US $), projetant la promesse de véritables économies de coûts du bi-carburant vers le long terme.

Comme les subventions sur les combustibles ont été progressivement supprimées en Malaisie à partir 5 juin 2008, la hausse de 41% des prix de l'essence et du diesel a conduit à une augmentation de 500% du nombre de nouveaux réservoirs de GNC installés. Le constructeur automobile national Proton étudié le montage de ses modèles Waja, Saga et Persona avec le kit GNC de Prins Autogassystemen d'ici la fin de 2008, tandis qu’un distributeur local de voitures Hyundai assemblées localement offre les nouveaux modèles avec le kit GNC . Les centres d’adaptation, qui ont également profité du rush pour abaisser leurs coûts d'exploitation, effectuent aussi des conversions partielles sur les véhicules routiers, ce qui leur permet de fonctionner à la fois à l'essence ou au diesel et le GNC pour un coût variant entre 3 500 RM à 5 000 RM pour les voitures particulières.

En Chine, des entreprises telles que sino-énergy sont actives dans le développement de stations GNC dans les villes moyennes de l'intérieur du pays, où au moins deux gazoducs sont opérationnels.

Au cours des années 1970 et 1980, le GNC a été couramment utilisé en Nouvelle-Zélande dans le sillage de la crise pétrolière, mais a diminué après la baisse du prix de l'essence.

Brisbane transports et Transperth en Australie ont tous deux adopté une politique d'achat de bus seulement GNC à l'avenir. Transperth va acheter 451 autobus Mercedes-Benz OC500LE et entreprendre les essais de l’autobus articulé GNC de Scania MAN et Irisbus, tandis que Brisbane transports a fait l'acquisition de 216 Scania L94UB et 240 MAN modèles 18.310 ainsi que 30 autobus articulés MAN NG 313 GNC. State Transit Authority de la Nouvelle-Galles du Sud (opérant sous le nom de "Sydney Bus") exploite 102 bus Scania L113CRB, deux Mercedes-Benz O405 et 300 autobus Mercedes-Benz O405NH et sont en train de prendre livraison de 255 Euro 5 Mercedes - OC500LEs.

Dans les années 1990 Benders Busways de Geelong, Victoria a testé des bus GNC pour la Energy Research and Development Corporation.

Martin Ferguson, Ollie Clark, et Noel Childs en vedette sur ABC 7.30 Rapport de soulever la question du GNC comme carburant négligé pour le transport option en Australie, en soulignant l'importance des volumes de GPL actuellement exportés de la North West Shelf en regard du coût de l'importation de pétrole brut en Australie. La possibilité et les voies de développement de l'industrie sont mises en correspondance d'une synthèse sur le site d'actualités de Rosetta Moon .

En haut



Forum des pays exportateurs de gaz

GasOPEC.PNG

Le Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG) est un forum intergouvernemental visant à défendre les intérêts nationaux des principaux pays exportateurs de gaz naturel.

Le FPEG compte parmi ses membres, les cinq principaux producteurs de gaz (Russie, Iran, Qatar, Venezuela et Algérie), qui contrôlent 73% des réserves mondiales et 42% de la production.

Le Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG), fondée en 2001 à Téhéran est une organisation informelle, dont les membres se réunissent une fois par an.

Le 23 décembre 2008, à l'issue d'une rencontre à Moscou du Forum, les pays membres ont décidé de créer un secrétariat permanent et d'adopter une charte formalisant juridiquement l'existence du FPEG. Le siège de l'organisation sera au Qatar. Lors de cette réunion, les participants se sont mis d'accord pour coordonner leurs efforts sur plusieurs axes, dont les échanges d'information au sujet des prévisions et des programmes d'investissement, les relations avec les pays consommateurs, la mise en œuvre de nouvelles technologies, et le développement de la production de gaz naturel liquéfié.

Selon les analystes, la Russie, le Qatar et l'Iran formeraient la "grande troïka gazière", le noyau dur de l'organisation, succeptible de la transformer en cartel de type OPEP. Toutefois, officiellement, le FPEG se défend d'avoir créé un cartel gazier à l'instar de l'OPEP et assure de ne pas vouloir fixer de quotas de production, l'organisation ne possède pas de mécanismes de contrôle efficaces sur le prix du gaz à l'international.

Le marché gazier, se différencie fondamentalement de celui du pétrole, car le transport du gaz s'effectue essentiellement par des infrastructures terrestres, qui nécessitent de lourds investissements et des contrats à long terme sur des prix fixés, jusqu'à trente-quarante ans.

Le secteur gazier se distingue ainsi par une inertie économique et industrielle qui rend le marché moins fluide et moins souple que celui du pétrole.

Enfin, les divergences constatées entre pays membres sont trop importantes à ce jour pour qu'ils puissent aboutir à des décisions communes.

En haut



Gazprom

Logo de Gazprom

Gazprom est une société anonyme russe connue principalement pour l'extraction, le traitement et le transport de gaz naturel. Depuis 1954, elle est le premier exploitant et le premier exportateur de gaz au monde. Depuis 2005, elle est aussi un acteur majeur sur le marché mondial du pétrole. Son nom est l'acronyme de Gazavoya Promichlinost, soit « Société de production de gaz ».

En 2007, c'est la plus grosse entreprise de Russie et la 3e capitalisation boursière au monde, derrière Exxon Mobil et PetroChina. En décembre 2008, suite à la crise financière de 2008 entre autres, sa capitalisation boursière a diminué de 76% par rapport à son sommet, la faisant passer à 85 milliards USD, la positionnant ainsi au 35e rang mondial. Par ailleurs, contrairement à ses compétiteurs occidentaux, elle aura probablement besoin d'être financièrement soutenue par le gouvernement russe pour rembourser ses dettes s'élevant à 49 milliards USD.

En 2005, la société a contribué pour 20% aux recettes budgétaires de l'État russe et contribuait à hauteur de 8% au PIB. Elle emploie plus de 300 000 personnes.

En 2004, elle produit environ 93% du gaz naturel russe, tout en contrôlant 16% des réserves mondiales, soit environ 28 800 km³,. La société possède notamment les gisements de l'Ourengoï et de Chtokman. Ses clients se trouvent en Europe centrale et en Europe occidentale, ainsi que dans l'ancienne URSS.

En plus de ses réserves de gaz naturel, et du plus grand réseau de pipelines au monde (150 000 km), elle détient des positions dans les banques, l'assurance, les médias, la construction et l'agriculture.

Gazprom affiche en 2007 des bénéfices de 17,8 milliards d'euros. Au premier semestre 2008, il voit un bond de 83% de son bénéfice net, à 13,8 milliards d'euros.

Cette société est issue du ministère soviétique du gaz.

En septembre 2005, Gazprom a annoncé la construction, pour 2010, d'un gazoduc de 1 200 km sous la mer Baltique. L'un des objectifs est de contourner la Pologne et l'Ukraine, et donc éviter les coûts de transit et les risques d'éventuels « prélèvements non sanctionnés » (selon l'expression de Gazprom).

La société est cotée à la Bourse de Londres depuis du 1er janvier 2006 et a presque doublé de valeur en deux mois à la suite de la crise avec l'Ukraine (voir infra). Les investisseurs internationaux détiennent environ 20% du capital, l'État russe, 50% plus une action, le reste étant réparti entre des détenteurs russes et étrangers.

Pour maintenir le niveau de ses exportations, Gazprom doit mettre en production les champs de la péninsule de Yamal et pour cela investir des dizaines de milliards USD, alors même que le prix très bas du gaz sur le marché russe (3/4 des débouchés de Gazprom) ne permet pas de payer ces investissements. Les prix internes de Gazprom pour le gaz s'échelonnaient, fin 2005, de 25 à 48 USD/1000 m³, tandis qu'ils dépassaient les 200 USD/1000 m³ pour ses clients étrangers,.

Gazprom domine le marché gazier mondial. Malgré une privatisation partielle sous la présidence de Boris Eltsine, elle reste toujours sous un contrôle étroit de l'État russe, qui, de 2004 à 2006, a fait passer sa part dans le capital de 38% à plus de 50%.

Cette position de force, dans un contexte d'une hausse mondiale de la demande depuis le début du XXIe siècle, permettrait au Kremlin d'exercer potentiellement des pressions sur les pays clients (ex-républiques soviétiques, Europe centrale et occidentale) dont certains sont dépendant de 90 à 100% des fournitures russes.

Gazprom exige de plus en plus fort d'avoir des droits d'accès à la distribution du gaz en Europe, dans le but d'être présent tout au long du circuit gazier — de l'amont jusqu'en aval —, tout en préservant sa position dominante dans le domaine de l'extraction en Russie.

Par ailleurs, pour prévenir une éventuelle diversification d'approvisionnement des pays européens, pourtant peu réaliste à grande échelle, inspirée par son premier affrontement avec l'Ukraine en janvier 2006, Gazprom négocie activement avec la Chine, la Corée du Sud et le Japon pour construire de nouveaux tronçons de gazoducs vers ces pays, et envisage la construction d'un méga-terminal de gaz naturel liquéfié situé en Arctique avec l'aide des Canadiens pour alimenter l'Amérique du Nord.

Dans ce contexte d'incertitudes, le monopole de Gazprom (9/10 de la production gazière du pays) est vivement critiqué par de nombreux pays clients qui souhaiteraient s'approvisionner en concurrence.

Des tentatives de réformes ont été suggérées, comme le développement d'opérateurs indépendants concurrents de Gazprom et l'augmentation des tarifs domestiques réglementés du gaz (sans remettre en cause le monopole d'exportation de Gazprom). À ce sujet, le premier ministre Vladimir Poutine reste prudent puisque la société est devenue l'un des outils de la politique extérieure russe.

Certain voient en Gazprom un « cheval de Troie » de l'influence russe dans les pays de l'ex-Union soviétique et s'inquiètent d'une dépendance grandissante de l'Europe orientale, mais aussi centrale et occidentale. D'autant plus que la libéralisation du secteur électrique et gazier en Europe de l'Ouest offre à Gazprom d'importants bénéfices économiques et financiers sur le marché européen de l'énergie, et que ceux-ci sont aussi des gains politiques et diplomatiques pour le Kremlin. Certains y voient un passage de la géopolitique à la « géoéconomie » ou, à l'instar du sénateur américain Richard Lugar, considèrent que la Russie est en train de devenir une « super-puissance énergétique ».

Gazprom a fourni à l'Europe de l'Ouest 25 % de ses approvisionnements en gaz naturel en 2005. Les États baltes et la Finlande sont dépendants à 100%, l'Autriche à 55%, l'Allemagne à 37%, la France à 15%. Le gaz en direction de l'Union européenne est transporté essentiellement via l'Ukraine et la Biélorussie (20%).

Le 8 mars 2006, la Commission européenne a publié un Livre vert sur la stratégie européenne de l'énergie dont un volet concerne la coopération extérieure. Le 18 avril, Gazprom riposte en faisant comprendre à ses clients européens qu'ils pourraient se trouver en panne de gaz s'ils ne se montraient pas plus coopératifs, en renonçant à « politiser les questions gazières » et en permettant à Gazprom de prendre le contrôle d'une partie de la distribution dans les pays de l'Union européenne.

Jusqu'au 31 décembre 2005, l'Ukraine bénéficiait de prix avantageux grâce à ses bonnes relations et son statut d'ancien pays de l'Union soviétique. Gazprom souhaitait aligner le prix du gaz ukrainien, jusque là fortement subventionné (47 USD les 1000 m³, contre 230 USD sur le marché européen). Gazprom argumentait sa décision par le fait que l'Ukraine avait obtenu le statut d'économie du marché, et devait donc être aux mêmes conditions que le reste de l'Europe.

Par ailleurs, Gazprom accusait l'Ukraine de gonfler facticement sa facture de gaz et de revendre le surplus à l'Europe, empochant au passage la différence entre le prix que payait l'Europe et le prix subventionné qu'elle-même payait à la Russie. Suite à l'échec des négociations sur ce sujet, l'Ukraine contestant la réalité de ces prélèvement illégaux, Gazprom posa un ultimatum en menaçant de couper le gaz à l'Ukraine en ne laissant que passer celui à destination de l'Europe. C'est ce qui eut lieu le 1er janvier 2006, et la diminution consécutive du débit à destination de l'Europe, outre le fait d'internationaliser la crise, démontra l'existence de ces prélèvements illégaux. L'Ukraine cède le 3 janvier 2006, promettant de mettre fin aux prélèvements et acceptant l'alignement sur le prix du marché européen, tandis que Gazprom recommence alors à alimenter les gazoducs à pleine capacité,,. Cependant, le vol semble n'être qu'un facteur secondaire de la réaction de la Russie, qui serait plus préoccupée par ses intérêts géostratégiques.

Finalement, les termes de cet accord imposent une augmentation moins sévère du prix du gaz. L'Ukraine paiera en pratique 95 USD/1000 m³, car les livraisons seront composées en partie par le gaz turkmène, à 50 USD/1000 m³, via la société mixte RosUkrEnergo dont les actionnaires ne sont pas clairement connus.

Fin 2006, la Biélorussie a ardemment négocié le prix de son gaz, qu'elle payait jusqu'à cette date 47 USD/1000 m³ (contre plus de 250 USD alors sur le marché européen). Menaçant de couper les robinets à moins d'obtenir le prix demandé, Gazprom a obtenu un accord final in extremis le 31 décembre 2006 à un prix de 100 USD/1000 m³. De plus, il a obtenu en compensation 50% des titres de la société gazière biélorusse Beltransgaz (dont le montant de 5 milliards USD est estimé surévalué par les experts russes).

Outrée par cette augmentation, la Biélorussie a appliqué une taxe sur le transit du pétrole russe vers les pays plus à l'Ouest (45 USD/tonne) qu'elle a dû abolir quelques jours après sous la pression du gouvernement russe.

Le 2 janvier 2009, suite à un différend entre l'Ukraine et Gazprom sur le prix à payer en 2009 et faute de paiements d'une partie des livraisons de 2008, Gazprom a réduit, puis stoppé les livraisons du gaz naturel à l'Ukraine. En conséquence, des pays membres de l'Union européenne (UE) reçoivent moins de gaz naturel en provenance du réseau gazier de Gazprom, lequel transite en grande partie par l'Ukraine. La Russie accuse l'Ukraine de voler le gaz destiné à l'Europe pour compenser les coupures des approvisionnement qu'elle subit et tente d'augmenter le débit des gazoducs qui passent par la Biélorussie et la Turquie.. Le réseau ukrainien est stratégique pour l'UE, car l'approvisionnement en provenance de la Russie (fournisseur à hauteur de 40% de l'UE) transite à 80 % par l'Ukraine. La Hongrie a subi une baisse d'approvisionnement de 10 millions de m³, sur un total habituel de 42 millions de m³, alors que la Pologne a pu compenser ce manque en ayant recours à un autre fournisseur de gaz naturel. Également, la Roumanie a subi une baisse du volume de livraison de 30 % à partir du 3 janvier en soirée et la Bulgarie de 10 à 15 % à partir du lendemain.

Le 6 janvier 2009, plusieurs pays de l'UE n'ont pas reçu de gaz en provenance de Gazprom.

Le 7 janvier, Gazprom a cessé d'approvisionner l'ensemble du réseau de gazoducs ukrainien alimentant l'Europe, accusant l'Ukraine de détourner du gaz qui y circulait jusqu'alors, accusation étayée selon Gazprom par des relevés faits par la Société générale de surveillance. L'Ukaine rejette cette accusation, mais refuse cependant d'octroyer l'accès des experts indépendants aux compteurs de gaz sur son territoire. Gazprom a fait appel à des observateurs internationaux afin de contrôler les livraisons de gaz.

Le 13 janvier 2009, malgré l'accord signé par l'Ukraine et Gazprom ainsi que la présence d'experts européens pour confirmer le transport du gaz via l'Ukraine, le transit du gaz naturel vers les pays européens n'a pas repris. La société ukrainienne Naftogaz a admis avoir bloqué le transit en affirmant que Gazprom avait imposé des « conditions de transit inacceptables ».

Selon l'estimation du président Medvedev, Gazprom a perdu 1,1 milliard de dollars de chiffre d'affaires depuis le 1er janvier 2009 en raison de la crise avec l'Ukraine. Il a par ailleurs appelé à un sommet extraordinaire des pays impliqués ou touchés par ce conflit gazier..

Dans le but affiché de sécuriser l'approvisionnement en gaz de l'Europe de l'Ouest en diversifiant son transit, Gazprom met en place deux grands projets de gazoduc vers l'Europe : le Nord Stream (« Flux du nord ») et le South Stream (« Flux du sud »). Ces gazoducs permettront d'éviter le transit par des pays dits « à problèmes » qui sont accusés par Gazprom de surcharger les droits de transit (Pologne) ou de voler du gaz (Ukraine).

Le controversé projet de gazoduc Nord Stream fut lancé en 1997 par Gazprom et la compagnie finlandaise Neste (ancien Fortum) qui ont formé pour l'occasion la compagnie North Transgas Oy pour la construction et l'exploitation de ce gazoduc reliant la Russie avec le nord de l'Allemagne à travers la mer Baltique. L'associé allemand de ce projet était Ruhrgas (actuellement E.ON). Le projet fut approuvé le 18 novembre 2002 par le comité de gestion de gestion de Gazprom. Le 8 septembre 2005, Gazprom, BASF et E.ON ont signé un accord de base sur la construction du gazoduc. Il est géré par Nord Stream AG, une compagnie commune de Gazprom (51 %) et les Allemands BASF et E.ON (chacun à hauteur de 24,5 %).

Le 9 décembre 2005, Gazprom a lancé la construction de la section terrestre du gazoduc en Russie. Selon les prévisions, le premier tronçon sera opérationnel en 2009-2010 et le deuxième en 2010-2012. Il y aura une plateforme de service dans la zone suédoise, 90 kilomètres au nord-est de l'île de Gotland. Le projet devrait coûter environ 6 milliards d'euros.

Face aux critiques émises par la Suède et la Pologne concernant de potentiels problèmes écologiques du tracé qui doit passer sur le fond de la mer Baltique, le groupe Nord Stream AG a déclaré (fin octobre 2007) qu'il constitue la meilleure solution des points de vue économique, environnemental et technique. On craint notamment que les travaux sous-marins se heurtent à un des nombreux dépôts de « mines, armes chimiques et déchets chimiques » ou de munitions conventionnelles. Des décharges sous-marines de ce type sont nombreuses en Baltique où l'environnement s'est fortement dégradé, avec l'apparition notamment de zones mortes.

Le gouvernement allemand de Gerhard Schröder s'est porté garant d'un crédit d'un milliard d'euros proposé par les banques Deutsche Bank et KfW à Gazprom pour la construction de ce gazoduc germano-russe en mer Baltique. Peu après avoir cédé le pouvoir à Angela Merkel, Gerhard Schröder a été engagé par Gazprom pour diriger le conseil de surveillance du consortium germano-russe chargé de construire ce gazoduc, dont Gazprom détient 51%.

La lettre d'intention de la construction du gazoduc South Stream a été signée le 23 juin 2007 à Rome par Paolo Scaroni, PDG de la compagnie énergétique italienne ENI et le vice-président de Gazprom, Alexander Medvedev, en la présence des ministres de l'énergie Pierluigi Bersani (Italie) et Viktor Khristenko (Russie). Le projet sera financé, détenu et opéré conjointement par Gazprom et ENI, avec des participations ouvertes au pays de transit.

Les 900 kilomètres de la section offshore de South Stream devrait débuter de la station de compression de Bregovaya sur la côte russe de la mer Noire pour atteindre Varna en Bulgarie. De là, la route sud-ouest devrait continuer à travers la Grèce et la mer Ionienne jusqu'en Italie méridionale. La route nord-ouest devrait traverser la Bulgarie, la Serbie et la Hongrie jusqu'en Autriche.

South Stream permettrait à Gazprom de contrôler les gisements gaziers de la mer Caspienne et du Kazakhstan, surtout si le gazoduc alternatif et concurrentiel Nabucco, soutenu par les États-Unis et l'Union européenne mais sans la participation de Gazprom, ne voit pas le jour.

Le gouvernement russe participe activement aux travaux du Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG). Le but de ce forum serait principalement de mettre en place un mécanisme de coordination des prix de gaz naturel. La Russie considère ce forum gazier comme une structure qui devrait s'occuper de projets communs, et de la création, entre autres, de réseaux de transport du gaz. Selon les analystes, la Russie, le Qatar et l'Iran formeraient la « grande troïka gazière », un noyau dur de l'organisation, susceptible de la transformer en cartel de type OPEP.

Officiellement, le FPEG se défend d'avoir créé un cartel gazier à l'instar de l'OPEP et assure de ne pas vouloir fixer de quotas de production. En effet, l'organisation ne possède pas de mécanismes de contrôle efficaces sur le prix du gaz à l'international. Très souvent, les livraisons de gaz sont régies par des contrats bilatéraux à long terme (parfois sur dix ans, voire plus), ce qui limite les actions communes des pays exportateurs sur le prix.

Le dernière rencontre du FPEG a réuni à Moscou, le 23 décembre 2008, les 12 pays exportateurs du gaz naturel. À l'issue de cette rencontre, les pays membres ont décidé de créer un secrétariat permanent et d'adopter une charte formalisant juridiquement l'existence du FPEG. Le siège de l'organisation sera au Qatar. Lors de cette réunion, les participants se sont mis d'accord pour coordonner leurs efforts sur plusieurs axes, dont les échanges d'information au sujet des prévisions et des programmes d'investissement, les relations avec les pays consommateurs, la mise en œuvre de nouvelles technologies, et le développement de la production de gaz naturel liquéfié.

L'Arménie dépend à 100% de la Russie pour ses approvisionnements en gaz. Elle est de plus un allié de la Russie dans la région. Un accord a été signé en avril 2006 avec Gazprom. La société fournit du gaz bon marché (110 USD/1000 m³) pendant 25 ans. En contrepartie, la participation de celle-ci dans la société arménienne de distribution de gaz, Arm RosGazprom, passe de 45% à 75%. Par cette manœuvre, Gazprom prend le contrôle du gazoduc en construction devant relier l'Arménie à l'Iran.

Le vendredi 19 janvier 2007, les dirigeants de Gazprom et de Sonatrach ont évoqué une fois de plus les avantages qu’il y aurait à s’unir pour dominer le marché européen. La Russie et l'Algérie sont les premiers fournisseurs de gaz à l’Union européenne (UE). Une coopération étroite entre eux peut entraîner une hausse des prix, ce qui ne serait pas dans l’intérêt de l'UE. Elle pourrait constituer un premier pas dans la création d’une OPEP du gaz, que la Russie appelle de ses vœux,. La Russie, en tant que premier fournisseur de gaz au monde, en prendrait la tête, et pourrait l’utiliser comme effet de levier pour accroître la pression sur l’Europe.

Dans le cadre du projet South Stream, près de 30 milliards de mètres cubes de gaz russe et d'Asie centrale seront acheminés chaque année en Europe. Gazprom a fait de la Serbie un de ses priorités dans la région. En effet, la Serbie sera le pays qui aura la plus grande partie du tracé sur son territoire, plus de 400 km, alors que la longueur totale du tronçon du gazoduc passant par la mer Noire sera d'environ 900 km. En Serbie sera aussi construit un réservoir souterrain (à Banatski Dvor) de gaz capable de contenir environ 300 millions de m³, de quoi fournir tout les pays d'Europe de l'Ouest pendant une certaine période en cas de coupure du réseau. Pour pouvoir entretenir l'infrastructure serbe de South Stream, il est prévu de créer une co-entreprise pour moderniser l'infrastructure serbe existante pour un cout totale de 2 milliards €. Une fois le trace terminé (en 2013), l'importance énergétique de la Serbie sera aussi élevée pour l'Union européenne que l'Ukraine en 2009, alors que l'importance de l'Ukraine pour Gazprom sera moindre. La Serbie dépendant du soutien de la Russie pour le Kosovo, elle en est donc un partenaire beaucoup plus fiable que l'Ukraine qui, elle, se tourne vers les États-Unis.

En visite officielle en Ouzbékistan, le 2e producteur de gaz naturel en Asie centrale, le 23 janvier 2009, le président russe Dmitri Medvedev a fait part du passage des livraisons du gaz ouzbek aux prix du marché et du financement des nouveaux gazoducs. Gazprom achètera le gaz ouzbek 340 dollars les mille mètres cube à partir du premier semestre 2009 (contre 140 dollars en 2008). Tachkent livrera 31 mds de m³ à la Russie en 2009. .

Le 16 mai 2008, Gazprom devient l'un des partenaires principaux du projet de terminal méthanier Rabaska, au Québec (Canada), et fournira 100% du gaz naturel liquéfié.

Gazprom est le principal sponsor du Zénith Saint-Pétersbourg.

En haut



Production d'hydrogène

gasification

L'hydrogène est produit par extraction à partir d' hydrocarbures fossiles par procédés chimique. L'hydrogène peut également être extrait de l'eau via production biologique par des algues (bioréacteur), ou en utilisant l'électricité (électrolyse), des produits chimiques (par réduction chimique) ou la chaleur (thermolyse); ces méthodes de production sont moins développées par rapport à la de production dérivée des hydrocarbures par voie chimique. La découverte et le développement de méthodes moins coûteuses de production de masse d'hydrogène permettra d'accélérer la mise en place d'une économie de l'hydrogène.

L'hydrogène peut être généré à partir du gaz naturel, avec un rendement d'environ 80%, ou à partir d'autres hydrocarbures avec des degrés divers d'efficacité. La méthode de conversion des hydrocarbures cause des rejets de gaz à effet de serre. Étant donné que la production est concentrée dans un seul établissement, il est possible de séparer les gaz et de les éliminer de façon adéquate, par exemple pour les injecter dans une huile ou réservoir de gaz (voir la capture du carbone), bien que ce ne soit pas le fait actuellement dans la plupart des cas. Un projet d'injection de dioxyde de carbone dans le gisement de gaz de Sleipner a été lancé par la compagnie norvégienne StatoilHydro.

Généralement l'hydrogène est produit par la réduction de la vapeur par le gaz naturel. A haute température (700-1100 °C), de la vapeur (H2O) réagit avec le méthane (CH4) pour obtenir un mélange de monoxyde de carbone CO et de dihydrogène H2, mélange connu sous le nom de "gaz de synthèse".

L'énergie libérée par cette réaction est de 191,7 kJ/mol.

La chaleur nécessaire au processus est généralement fournie par combustion d'une partie du méthane.

Essentiellement, le atome d'oxygène (O) est extrait de l'eau (vapeur) ajoutée pour oxyder le CO en CO2. Cette oxydation permet également de conserver l'énergie de la réaction en cours.

Le procédé de Kvaerner ou du noir de carbone et hydrogène processus (CB & H) est une méthode, développée dans les années 1980 par une société norvégienne du même nom, pour la production de vapeur à partir d' hydrocarbures (CnHm), tels que méthane, gaz naturel et biogaz.

De l'énergie disponible, environ 48% est contenue dans l'hydrogène, 40% est contenue dans charbon activé et 10% dans la vapeur surchauffée.

Le charbon peut être converti en gaz de synthèse et méthane, aussi connu sous le nom de gaz de ville, par la gazéification du charbon.

Le biohydrogène peut être produit dans un bio-réacteur à algues. À la fin des années 1990, il a été découvert que si l'algue est privée de soufre elle passe de la production d'oxygène, c'est-à-dire photosynthèse normale, à la production de l'hydrogène.

Il semble que la production est maintenant économiquement possible par le dépassement de la barrière des 7-10 pour cent de l'efficacité énergétique (la conversion de la lumière du soleil en hydrogène).

Le biohydrogène peut et est produit dans des bioréacteurs qui utilisent des matières premières autres que les algues, la la source la plus commune étant les flux de déchets. Le processus implique des bactéries consommant des hydrocarbures et rejetant de l'hydrogène et du CO2. Le CO2 peut être séquestré avec succès par plusieurs méthodes, en laissant l'hydrogène. Un prototype de bioréacteur à hydrogène en utilisant les déchets comme une matière première est opérationnel à Welch l'usine de jus de raisin dans le nord-est de la Pennsylvanie.

Il est plus efficace de produire de l'hydrogène par le biais d'une voie chimique directe que par électrolyse, mais la filière chimique conduit toujours à produire de la pollution ou des sous-produits toxiques lors de l'extraction de hydrogène. Avec une alimentation en énergie électrique renouvelable , comme l'hydroélectricité, les éoliennes, ou des cellules photovoltaïques, l'électrolyse de l'eau permet de produire l'hydrogène sans pollution. Si cette méthode n'a pas été largement utilisée dans le passé c'est que habituellement, la production d'électricité est plus précieuse que l'hydrogène, mais l'importance de l'électrolyse est de plus en plus grande à mesure que la population humaine et la pollution augmentent, que des ressources non renouvelables (composés de carbone) se réduisent et que les gouvernements de suppriment les subventions des carburants à base de carbone.

Utiliser l'électricité produite par des systèmes photovoltaïques offre la façon la plus propre de produire de l'hydrogène. L'eau est divisé en hydrogène et oxygène par électrolyse dans une cellule photoélectrochimique (PEC) qui est aussi nommé la photosynthèse artificielle. La recherche visant à l'élaboration d'efficacité supérieure multijunction la technologie des piles est en cours par l'industrie photovoltaïque.

Lorsque l'approvisionnement en énergie est sous forme de chaleur (solaire thermique ou nucléaire), la meilleure voie à l'hydrogène est l'électrolyse par haute température (HTE). Contrairement à l'électrolyse basse température, HTE convertit plus que la chaleur initiale en énergie (hydrogène), potentiellement cela double l'efficacité d'environ 50%. Parce une partie de l'énergie dans HTE est fournie sous forme de chaleur, moins d'énergie doit être convertie à deux reprises (de la chaleur à l'électricité, et ensuite de la forme chimique), et ainsi moins d'énergie est perdue.

HTE processus sont généralement considérés uniquement en combinaison avec une source de chaleur nucléaires, parce que dans les autres formes non-chimique de haute température, la chaleur (la concentration solaire thermique) n'est pas suffisante pour faire baisser les coûts d'investissement de l'équipement HTE. La recherche en HTE et à haute température des réacteurs nucléaires peut aboutir à un approvisionnement en hydrogène qui est compétitif en termes de coûts au gaz naturel avec réduction de la vapeur. HTE a été démontré en laboratoire, mais pas à une échelle industrielle.

Certains prototypes de réacteurs de quatrième génération fonctionnent de 850 à 1000 degrés Celsius, température considérablement plus élevée que celle des centrales nucléaires existante . General Atomics (en) prédit que l'hydrogène produit dans les réacteur à très haute température (Very High Temperature Reactor - VHTR) coûterait 1.53$ le kg. En 2003, la réduction de la vapeur par gaz naturel produisait l'hydrogène à 1.40$ le kg. En 2005 le prix du gaz hydrogène coutait 2.70$ le kg. Par conséquent, pour les seuls États-Unis, une économie de dizaines de milliards de dollars par an est possible avec l'offre de l'énergie nucléaire. Une grande partie de cette épargne se traduirait par une réduction des importations de pétrole et de gaz naturel.

Un avantage d'un réacteur nucléaire qui produit à la fois électricité et hydrogène est qu'il peut moduler la production entre les deux. Par exemple, l'usine pourrait produire de l'électricité pendant la journée et la nuit de l'hydrogène, correspondant à son profil de production électrique et à la variation quotidienne de la demande. Si l'hydrogène peut être produit économiquement, ce régime serait en concurrence favorable avec les grille de stockage de l'énergie. Qui plus est, il y a suffisamment de demande d'hydrogène aux États-Unis pour que tous les tous les jours de pointe pourraient être traitées par ces usines. Toutefois, les réacteur de Génération IV ne sont pas attendus avant 2030 et il est pas certain qu'ils puissent accorder la sécurité et la répartition de la distribution.

Initialement, la génération d'hydrogène de réaction (1) consomme de l'hydroxyde de sodium, mais lorsque la concentration est supérieure à l'aluminates de la limite de saturation, aluminate subit une réaction de décomposition (2) qui produit un précipité cristallin de l'hydroxyde d'aluminium avec la régénération de l'alcali. La réaction (2) a été étudié en profondeur concernant la pile à aluminium. Dans l'ensemble, l'hydrogène générateur de réaction de l'aluminium dans une solution aqueuse est décrit par réaction (3). Il a été démontré que ce processus est en mesure de produire de l'hydrogène à partir de Al avec régénération des ions hydroxydes . Un obstacle majeur à la production d'hydrogène par réaction de corrosion ce qui est de la surface de l'aluminium est facilement passive , mais la passivation peut être minimisé en optimisant plusieurs paramètres expérimentaux tels que la température , concentration de l'alcali , forme de l'aluminium et la composition de la solution.

Les systèmes de production d'hydrogène basés sur la corrosion de l'aluminium n'ont pas besoin d'être chauffés de l'extérieur, puisque la corrosion de l'aluminium est une réaction exothermique. Cette réaction peut être faite par de légères conditions de température et de pression, en offrant une source stable et compacte d'hydrogène. Cette réduction chimique est spécialement adaptée pour les mobiles télécommandes, ou les applications marines. Un kilo d'aluminium produit environ 4 kWh d'énergie sous la forme d'hydrogène et, pour un objectif de génération d'hydrogène de 100% d'efficacité, il est possible de parvenir à une capacité gravimétrique d'hydrogène de 11,2 wt% H2, qui est une valeur significative à l'accomplissement des objectifs de recherche de la US DOE . Cette capacité gravimétrique d'hydrogène peut être augmentée en utilisant une combinaison de Al et NaBH4 pour produire de l'hydrogène. .

Certains procédés thermochimiques peuvent produire de l'hydrogène et l'oxygène à partir d'eau et de chaleur sans utiliser de l'électricité. Étant donné que toutes les entrées d'énergie pour de tels processus est la chaleur, ils peuvent être plus efficace que l'électrolyse à haute température. La raison en est que l'efficacité de la production d'électricité est intrinsèquement limitée. La production thermochimique d'hydrogène utilisant l'énergie chimique du charbon ou du gaz naturel n'est généralement pas considérée, parce que la voie chimique directe est plus efficace.

Tous les autres produits chimiques utilisés sont recyclés.

Aucun processus thermochimique de production d'hydrogène n'a été appliqués à un niveaux de production, bien que plusieurs ont été démontrés dans les laboratoires.

En haut



Source : Wikipedia