Carburants

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Posté par marvin 03/03/2009 @ 02:08

Tags : carburants, environnement

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Pétrole

Un échantillon de 100 ml de pétrole

Le pétrole est une roche liquide carbonée, ou huile minérale. L'exploitation de cette énergie fossile est l’un des piliers de l’économie industrielle contemporaine, car le pétrole fournit la quasi totalité des carburants liquides.

Ensuite, comme un gisement de pétrole est entrainé dans la tectonique des plaques, l’histoire peut se poursuivre. Il peut être enfoui plus profondément et se pyrolyser à nouveau, donnant un gisement de gaz naturel - on parle alors de « gaz thermogénique secondaire », par opposition au « gaz thermogénique primaire » formé directement par pyrolyse du kérogène. Le gisement peut également fuir, et le pétrole migrer à nouveau, vers la surface ou un autre piège.

Il faut ainsi un concours de circonstances favorables pour que naisse un gisement de pétrole (ou de gaz), ce qui explique d’une part que seule une infime partie de la matière organique formée au cours des ères géologiques aie été transformée en énergie fossile et, d’autre part, que ces précieuses ressources soient réparties de manière très disparate dans le monde.

En règle générale, la biosphère recycle la quasi-totalité des sous-produits et débris. Cependant, une petite minorité de la matière « morte » sédimente, c’est-à-dire qu’elle s'accumule par gravité et est enfouie au sein de la matière minérale, et dès lors coupée de la biosphère. Ce phénomène concerne des environnements particuliers, tels que les endroit confinés (milieux paraliques : lagunes, deltas…), surtout en milieu tropical et lors de périodes de réchauffement climatique intense (comme le silurien, le jurassique et le crétacé), où le volume de débris organiques excède la capacité de « recyclage » de l’écosystème local. C’est durant ces périodes que ces sédiments riches en matières organiques (surtout des lipides) s’accumulent.

Au fur et à mesure que des couches de sédiments se déposent au-dessus de cette strate riche en matières organiques, la « roche-mère » ou « roche-source », croît en température et en pression. Dans ces conditions, la matière organique se transforme en kérogène, un « extrait sec » disséminé dans la roche sous forme de petits grumeaux. Si la température devient suffisante (le seuil est à au moins 50 °C, généralement plus selon la nature de la roche et du kérogène), et si le milieu est réducteur, le kérogène sera pyrolysé, extrêmement lentement.

Le kérogène produit du pétrole et/ou du gaz naturel, qui sont des matières plus riches en hydrogène, selon sa composition et les conditions d’enfouissement. Si la pression devient suffisante ces fluides s’échappent, ce qu’on appelle la migration primaire. En général, la roche source a plusieurs dizaines, voire centaines de millions d’années quand cette migration se produit. Le kérogène lui-même reste en place, appauvri en hydrogène.

Quant aux hydrocarbures expulsés, plus légers que l’eau, ils s’échappent en règle générale jusqu’à la surface de la Terre où ils sont oxydés, ou biodégradés (ce dernier cas donne des sables bitumineux), mais une minime quantité est piégée : elle se retrouve dans une zone perméable (généralement du sable, des carbonates ou des dolomites) qu’on appelle la « roche-réservoir », et ne peut s’échapper à cause d’une couche imperméable (composée d’argile, de schiste et de gypse), la « roche piège » formant une structure-piège.

Il existe plusieurs types de pièges. Les plus grands gisements sont en général logés dans des pièges anticlinaux. On trouve aussi des pièges sur faille ou mixtes anticlinal-faille, des pièges formés par la traversée des couches par un dôme salin, ou encore créés par un récif corallien fossilisé.

Selon J.F Kenney, géologue russe, la théorie du pétrole abiotique a été fondé en 1951 par Nikolai A. Kudryavtsev, après avoir été énoncée simultanément à l'origine par Alexander Von Humboldt et Louis-Joseph Gay-Lussac. Cette théorie (aussi connue sous la dénomination anglaise de "modern Russian-Ukrainian theory") postule que le pétrole est crée dans le manteau terrestre à partir oxyde de fer II (FeO), de carbonate de calcium (CaCO3) et d'eau. Il montre également que cette réaction devrait théoriquement se produire si la pression est supérieur à 30 kbar ce qui correspond aux conditions qui règnent naturellement à une profondeur supérieur à 100km dans le manteau terrestre.

Pour appuyer sa théorie, Kenney montre expérimentalement qu'un mélange de carbonate de calcium et d'oxyde de fer mouillé avec de l'eau distillée et placé à une pression de 50 kBar et à une température de 1 500 °C en absence complète d'hydrocarbures et de matières organiques produit naturellement des hydrocarbures présent dans le pétrole: méthane, éthane, propane, butane, pentane, hexane, des isomères ramifiés de ces composés et les plus légers de la série des n-alcènes.

La théorie du pétrole abiotique reste marginale au sein de la communauté scientifique. En pratique, elle n'a actuellement pas pu être utilisée avec succès pour découvrir de nouveaux gisements.

On distingue les pétroles en fonction de leur origine et donc de leur composition chimique. Le mélange d’hydrocarbures issu de ce long processus comprend des chaînes carbonées linéaires plus ou moins longues, ainsi que des chaînes carbonées cycliques naphténiques ou aromatiques.

Il est aussi possible de distinguer les différents types de pétrole selon leur densité, leur fluidité, leur teneur en soufre et autres impuretés (vanadium, mercure et sels) et leurs proportions en différentes classes d’hydrocarbures. Le pétrole est alors paraffinique, naphténique ou aromatique.

On classe aussi les pétroles selon leur provenance (golfe Persique, mer du Nord, Venezuela, Nigeria), car le pétrole issu de gisements voisins a souvent des propriétés proches.

Il existe des centaines de bruts de par le monde ; certains servent d'étalon pour établir le prix du pétrole d’une région donnée : les plus utilisés sont l'Arabian Light (brut de référence du Moyen-Orient), le Brent (brut de référence européen) et le West Texas Intermediate (WTI, brut de référence américain).

De plus, il existe des bruts aptes à faire du bitume, ce sont des bruts très lourds de type Boscan, Tia Juana, Bachaquero ou Safaniyah. Les deux principaux critères pour classer les centaines de bruts différents qui existent sont la densité et la teneur en soufre, depuis le plus léger et le moins sulfureux (qui a la plus haute valeur commerciale) qui est du condensat, jusqu’au plus lourd et au plus sulfureux qui contient 90 % de bitume environ : c’est un brut d’Italie.

Selon un expert cité dans un film documentaire en 2008, "La majeure partie du pétrole de la planète s'est formée pendant des périodes très courtes de réchauffement extrême, il y a 90 et 150 millions d'années.". Il est produit par la décomposition de végétaux et d'animaux morts, enfouis sous le sable.

L’usage du pétrole remonte à l’Antiquité, mais l’approvisionnement était limité aux affleurement naturels de pétrole, et au pétrole trouvé en creusant des puits pour trouver de l’eau potable ou de la saumure. Les civilisations mésopotamiennes s’en servaient comme produit pharmaceutique, cosmétique, comme combustible pour les lampes à huile et dès 6000 av. JC pour le calfatage des bateaux. Les Égyptiens employaient de l’asphalte pour la momification.

Au Moyen Âge, il a été utilisé par les Byzantins, puis les Vénitiens, dans la préparation du « feu grégeois » pour incendier les navires ennemis. Les Amérindiens, de leur côté, utilisaient du pétrole pour calfater les embarcations et pour ses supposées vertus médicinales. Au début du XIXe siècle, il existait une utilisation ponctuelle du pétrole, surtout aux États-Unis. Il était vendu comme remède « miracle », ou servait dans des lampes et comme lubrifiant.

En France, les premiers puits (qui exploitaient surtout des sables bitumineux) ont été creusés autour du village alsacien de Pechelbronn (Bas-Rhin), dont le nom veut précisément dire « puits de bitume ». Le premier puits de pétrole a été foré en 1813 dans la forêt de Kutzenhausen ce qui en fait le précurseur de l'industrie pétrolière dans le monde. L'exploitation, associée à une raffinerie, perdura jusqu'aux années 1970. Ne restent dans la région que quelques puits à balancier, près de la frontière entre l'Allemagne et la France, sur le ban communal de Scheibenhard.

En 1855, George Bissell et Jonathan Eveleth apprennent que le pétrole qu'on trouve très facilement dans le Nord-Est des Etats-Unis (et qui était utilisé jusque là par les indiens et les premiers colons pour produire une lumière hasardeuse à l'odeur épouvantable, et avant eux comme médicament) pouvait, suite à une distillation, se transformer en un lubrifiant et une source propre de lumière bien meilleur marché que l'huile de baleine ou le gaz naturel.

Les deux hommes créent alors alors la société "Pennsylvania Rock Oil Company" et demande à Benjamin Silliman Jr., un professeur de chimie de l'université de Yale, de leur confirmer la faisabilité de cette distillation à l'échelle industrielle. En 1856, après avoir vu des photos de derrick forant le sol à la recherche de sel, Bissell imagine de forer pour extraire le pétrole plutôt que de passer par des mines comme il était d'usage à l'époque.

La "Pennsylvania Rock Oil Company" devient en 1858 la Seneca Oil (suite à un désaccord entre associés) et engage alors un retraité des chemins de fer nommé Edwin Drake comme prospecteur (principalement parce qu'il bénéficie d'une gratuité de transports). Celui-ci, contrairement à une idée répandue (surtout aux États-Unis), n’est donc pas à l'origine du forage du premier puits de pétrole en 1859. Il était simplement l'employé de la première société à produire du pétrole depuis un puits spécifiquement foré dans ce but.

La Seneca Oil a ainsi provoqué la naissance de l’industrie pétrolière. L’idée était simple : puisque le pétrole qu’on trouvait en surface semblait fuir depuis des réserves souterraines, on devait pouvoir en produire beaucoup plus en creusant pour accéder directement à celles-ci. Drake fora donc son puits à Titusville en Pennsylvanie, dans une région connue pour les affleurements de pétrole, et produisit les premiers barils de l’ère moderne. Les États-Unis en produisirent 274 tonnes en 1859. L’année précédente, le seul producteur était la Roumanie avec 200 tonnes. Dés 1862, les USA produisent 3 millions de barils par jour (en 2007, la production quotidienne mondiale était de 83 millions de barils/jour).

Il s’ensuivit une « ruée vers l’or noir » dans différentes régions du monde : Alberta, Californie, Transylvanie, Pologne et Azerbaïdjan. Les puits de cette époque, creusés dans des réservoirs proches de la surface signalés par des affleurements, produisaient peu, de l’ordre d'un baril/jour. Le marché restait confiné aux applications traditionnelles, pétrole lampant en tête. En 1857, Bucarest devient la première ville éclairée au pétrole. Notons qu’en fournissant un carburant liquide beaucoup moins cher que l’huile de baleine employée jusque-là, le pétrole a probablement sauvé cette espèce de l’extinction totale.

En 1885, le chimiste américain Benjamin Silliam Jr. (1816-1885), reprenant des travaux antérieurs, retrouva un certain nombre de produits naturels par distillation du pétrole : goudrons, lubrifiants, naphta, solvants pour les peintures ainsi que l’essence qui, considérée à l’époque comme produit mineur, était utilisée comme détachant. Le marché du pétrole connaissait à cette époque des fluctuations de prix énormes, chaque nouveau gisement saturant le marché pour quelque temps. John Davison Rockefeller parvint à établir une situation de monopole sur le raffinage américain, qui sera brisé par une loi antitrust.

Foré en 1901, le premier puits du gisement de Spindletop au Texas inaugura une ère nouvelle : creusé dans un réservoir profond et non indiqué par des affleurements, il produisit 80 kbbls/j. Vers la même époque, le moteur à explosion se généralise, créant une nouvelle demande pour les carburants liquides. La production augmente de façon soutenue jusqu’à la Seconde Guerre mondiale.

Les progrès des techniques d'explorations pétrolières, notamment par des dispositifs d'analyses électriques des sous-sols, expérimentés dans le nord de l'Alsace par les frères Schlumberger à partir de 1927, allait également révolutionner le secteur.

Des gisements de pétrole de grande taille, comme East Texas ou Kirkouk, furent si prolifiques que l’inquiétude principale était alors de savoir comment écouler la production. Le pétrole devint une source d’énergie majeure, au même titre que le charbon. Pendant les deux guerres mondiales, l’approvisionnement en pétrole des belligérants fut un enjeu majeur.

L’industrie pétrolière se développa ensuite dans un nombre accru de pays, mais resta largement dominée par la production américaine qui, en 1945, représente encore 60 % du chiffre mondial de 7 Mbbls/j . Néanmoins, s’agissant des réserves, une part accrue se situe au Moyen-Orient. Par exemple, Burgan est découvert en 1938.

La forte croissance économique qu’ont connue les pays développés entre 1950 et le milieu de 1970 n’a pu se réaliser qu’au prix d’un très fort accroissement de la consommation d’énergie. En effet, cette consommation est passée de 1,7 milliard de TEP (tonne équivalent pétrole) en 1950 à 5,2 milliards de TEP en 1970, soit un triplement en 20 ans. Au cours de cette période, le pétrole bon marché détrôna progressivement le charbon ; alimentant les centrales électriques et l’industrie, suscitant une crise économique de reconversion dans les bassins charbonniers. Dans le même temps, il permit la révolution verte. La population mondiale augmenta de 60 % durant ces 28 années, tandis que la production de pétrole fut multipliée par sept.

À cette époque, le pétrole était encore « facile » : les nouveaux gisements se trouvaient facilement, et peu de régions productrices importantes étaient en déclin. D’immenses gisements faciles à exploiter étaient capables d’offrir de la production supplémentaire. Du point de vue technico-économique, comme conséquence de ce fort accroissement de la consommation, on assista à un développement des moyens de transport (transport maritime et par oléoduc) entrainant une diminution importante des coûts. La seule inquiétude restait le risque de saturation du marché. Les prix étant clairement orientés à la baisse, les pays disposant des plus vastes réserves constituèrent en 1960, l’Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (OPEP), organisme chargé de coordonner les intérêts des pays membres et dont l’action, relativement limitée au début, devint par la suite prépondérante.

En 1953, les États-Unis mirent en place des restrictions à l’importation de pétrole afin de stimuler la production nationale. La fermeture du canal de Suez de 1967 à 1975 entraîna une augmentation prodigieuse de la capacité unitaire des transports maritimes. C’est ainsi qu’on a construit dans les années 1970 des supertankers de 550 000 tonnes.

Vers 1970, on commença à se rendre compte qu’une croissance exponentielle de la production ne peut être maintenue indéfiniment, et certains pays producteurs se mirent à raisonner sur le long terme, se disant qu’en limitant la production, ils pourraient la prolonger. Ils prirent conscience de leur pouvoir face aux pays consommateurs et aux compagnies pétrolières. Des négociations importantes eurent lieu à Téhéran, puis à Tripoli en 1971, où les pays de l’OPEP obtinrent des compagnies une revalorisation substantielle de leurs revenus et des assurances de nouvelles augmentations. Le prix de l’Arabe léger (Arabian Light), brut de référence, n’était que de 3,02 USD courant le baril.

Avec la nationalisation de L’Aramco (1971), l’OPEP donnait le coup d’envoi des revendications visant à s’assurer une forte participation dans les sociétés pétrolières. Ces revendications ont été suivies d’effets par des accords de participation signés avec les pays du golfe persique. Par ailleurs, la production américaine atteint son pic en 1971.

La Californie a - dès le 1er choc pétrolier - lancé un programme ambitieux d'efficacité énergétique qui lui a permis de presque stabiliser sa consommation moyenne par personne (Sa population ayant augmenté, la consommation totale a néanmoins augmenté, mais proportionnellement beaucoup moins que dans les autres états).

En février 1971, l’Algérie annonça à la surprise générale la nationalisation des hydrocarbures, elle fut suivie par l’Irak en 1972, puis par la Libye en 1973, qui nationalisa à son tour cinq compagnies anglo-américaines de pétrole. En octobre 1973 éclata la guerre du Kippour. Les pays arabes, déjà mécontents de la dévaluation du dollar américain qui servait à payer leur pétrole (la convertibilité en or du dollar ayant été supprimée), décrétèrent un embargo pétrolier. Le prix du pétrole bondit de 3 à 13 USD. Une crise encore plus grave eut lieu en 1979, provoquée par la Révolution iranienne. Le prix culmina à 40 dollars en 1981. La production mondiale passa de 66 Mbbls/j en 1979 à 56 en 1983, le niveau de 1979 ne fut retrouvé qu’en 1993 - et il ne le fut jamais si l’on divise par la population.

Dans ce contexte, les pays non-membres de l’OPEP se lancèrent dans un développement rapide de prospection et forage dans de nouvelles régions, comme la baie de Campeche, la mer du Nord, la Sibérie et l’Alaska. Les efforts en matière d’énergie nucléaire furent intensifiés, ainsi que les économies d’énergie. L’utilisation du charbon et du gaz naturel pour l’électricité fut accrue. La croissance de l’économie mondiale marqua un coup d’arrêt. Les répercussions politiques furent importantes. Les chocs pétroliers eurent des impacts variés dans la vie quotidienne : réduction de la cylindrée des voitures, heure d’été, etc.

Une nouvelle période de prix relativement bas à partir de 1986 est due à la conjonction de plusieurs phénomènes. D’une part, les pays du Golfe augmentent massivement leur production. Il s’agit en partie d’un plan convenu avec les États-Unis dans le but de « couler » l’économie soviétique, pour laquelle le pétrole représente une source de devises importantes. Les pays du Golfe, contrairement à l’URSS, ont des coûts de production bas, et peuvent donc supporter une baisse du prix du baril. Ce plan fonctionna, et est une cause très importante, quoique méconnue, de l’effondrement soviétique. Cette chute se traduisit par la perte de plusieurs millions de barils par jour entre 1990 et 1995, mais fut compensée par une baisse de la demande des mêmes pays.

D’autre part, le pétrole des nouvelles régions explorées en réponse aux chocs pétroliers est exploité intensivement, les réserve mondiales s’épuisant à un rythme beaucoup plus rapide que celui des régions « traditionnelles ». La mer du Nord devint une région pétrolifère, mais avec son coût de production élevé et les prix bas du baril sur le marché mondial, elle ne généra pas les bénéfices escomptés. Mais surtout, la croissance économique restant faible dans la plupart des pays, la demande n’augmente pas beaucoup.

Les inquiétudes sur l’approvisionnement en pétrole s’estompent. Les efforts en matière d’efficacité énergétique et d’énergies nouvelles sont relâchés. La catastrophe de Tchernobyl contribue aussi à réduire les programmes nucléaires. Les investissements dans la filière pétrolière sont réduits également, et les compagnies pétrolières occidentales affichent des bilans peu flatteurs. Le prix oscille entre 10 et 20 dollars jusqu’en 2001, sauf un pic au moment de la guerre du Koweït. Il passera même sous les 10 dollars en 1998, sous le double effet d’une reprise de la production irakienne et d’une crise financière en Asie.

Ces facteurs de hausse des prix furent partiellement compensées, jusqu’en 2004, par un rebond spectaculaire de la production russe mais celle-ci augmente beaucoup moins depuis 2005. Le pétrole non conventionnel fait l’objet d’investissements accrus, et la stratégie militaire des grandes puissances prend de plus en plus le pétrole en compte.

Les paramètres principaux pour l'estimation de la demande pétrolière à moyen et long terme sont au nombre de cinq : la croissance économique ; l'évolution de la part du pétrole dans le mix énergétique ; les changements dans l'efficacité de l'utilisation du pétrole (intensité énergétique par unité de PIB) ; le prix du pétrole ; les conditions climatiques.

D'autres éléments influent sur la demande à court terme : le prix des énergies concurrentes (principalement gaz et charbon) ; la fiscalité sur les produits pétroliers ; le taux de change du dollar ; le taux de charge des tankers ; la spéculation ; le nombre de jours travaillés dans le mois ; les grèves dans les industries très consommatrices de pétrole, etc.

La hausse du prix du pétrole, conforme aux lois du marché, a des effets bénéfiques. Elle génère les investissements nécessaires à l'amélioration des capacités de raffinerie et de l'augmentation de la production à l'avenir. C'est parce que le prix du pétrole était trop faible que les investissements étaient auparavant prévenus ; les installations ont vieilli, insuffisamment de prospection a été conduite, l'efficacité de l'exploitation des gisements n'a pas été vraiment améliorée (seulement 35% des réserves de pétrole recensées peuvent être exploités avec la technologie actuelle). La hausse des prix soigne ainsi les maux de l'industrie pétrolière de ces 20 dernières années.

Courant 2006, les prix se sont légèrement tassés aux environs de 60 dollars. Ils sont repartis à la hausse en 2007, atteignant des records historiques à 80 dollars (12 septembre) puis 90 (19 octobre) et enfin quasiment 100 (21 novembre). Le mercredi 2 janvier 2008, le baril atteint 100 dollars pour la première fois de son histoire à la bourse de New York, ce qui correspond à son plus haut niveau en dollars constants depuis avril 1980, puis de nouveaux seuils furent dépassés : 110 dollars le 12 mars 2008, 120 le 5 mai, 130 le 21 mai, 140 le 26 juin. Le 11 juillet 2008, le prix atteint un pic de 147 dollars auquel succède un net reflux (plus de 20 dollars), dû d'une part à des informations faisant état d'une baisse prochaine des achats de la Chine qui aurait constitué de vastes stocks à l'approche des jeux olympiques , et d'autre part à l'ajustement à la baisse de la demande des consommateurs des Etats-Unis, qui diminuent de 4% leurs trajets automobiles. Le 15 septembre, le prix repasse sous les 100 dollars. Le 22 octobre, le baril descend sous les 65 dollars malgré la réunion du cartel de l'OPEP qui retire des barils du marché et diminue la production.

Les unités couramment utilisées pour quantifier le volume de pétrole sont les Mbbls ou Gbbls pour les réserve mondiales, les Mbbls/j pour la production, « bbls » signifiant « blue barrels », les préfixes « M » et « G » signifiant respectivement million et milliard (méga et giga). Un baril représente exactement 42 gallons, soit 158,987 litres. Cette unité, bien qu’universellement utilisée pour le pétrole, n’est pas une unité légale, même aux États-Unis. À titre d’exemple, le plus grand réservoir connu de pétrole, Ghawar, contient environ 70 Gbbls extractibles et la production mondiale est de 81 Mbbls, c’est-à-dire 12,9 milliards de litres, par jour.

Certains importants pays producteurs de pétrole, dont certains sont exportateurs nets, ne sont pas membres de l'OPEP. C'est le cas du Canada, du Soudan, du Mexique, du Royaume-Uni, de la Norvège, des États-Unis, de la Russie et d'Oman.

L’industrie pétrolière se subdivise schématiquement en « amont » (exploration, production) et en « aval » (raffinage, distribution).

L’exploration, c’est-à-dire la recherche de gisements, et la production sont souvent associées : les États accordent aux compagnies des concessions, pour lesquelles ces dernières assument le coût de l’exploration, en échange de quoi elles exploitent (pour une certaine durée) les gisements trouvés. Les mécanismes financiers sont variés : prêts à long terme, participation au capital, financement via des emprunts faits auprès de banques nationales, etc.

L’exploration commence par la connaissance géologique de la région, puis passe par l’étude détaillée des structures géologiques (principalement par imagerie sismique, même si la magnétométrie et la gravitométrie peuvent être utilisées) et la réalisation de puits. On parle d’exploration « frontière » lorsque la région n’a pas encore de réserve mondiale prouvée, le risque est alors très élevé mais le prix d’entrée est faible, et le retour peut être important.

La production, ou plutôt l’extraction du pétrole, peut être une opération complexe : pour maximiser la production finale, il faut gérer un réservoir composé de différents liquides aux propriétés physico-chimiques très différentes (densité, fluidité, température de combustion et toxicité, entre autres). Au cours de la vie d’un gisement, on ouvre de nouveaux puits pour accéder aux poches restées inexploitées. En règle générale, on injecte de l’eau et/ou du gaz dans le gisement, via des puits distincts de ceux qui extraient le pétrole. Une mauvaise stratégie d’exploitation (mauvais emplacement des puits, injection inadaptée, production trop rapide) peut diminuer de façon irréversible la quantité de pétrole extractible. Par exemple, l'interface entre la nappe de pétrole et celle d’un liquide chargé en soufre peut être brisée par simple brassage, polluant ainsi le pétrole.

Au cours des dernières décennies, l’exploration et la production se font en proportion croissante en offshore : l’onshore, plus facile d’accès, a été exploité le premier. La loi de Ricardo s’applique très bien au pétrole, et, en règle générale, le retour sur investissement tend à diminuer : les gisements sont de plus en plus petits, dispersés, et difficiles à exploiter. Il y a bien sûr des exceptions, comme dans des pays où l’exploration a longtemps été paralysée pour des raisons politiques.

Le raffinage consistait simplement, à l’origine, en la distillation du pétrole, pour séparer les hydrocarbures plus ou moins lourds. La distillation sous pression atmosphérique s’est vue complétée d’une distillation sous vide, qui permet d’aller plus loin dans la séparation des différents hydrocarbures lourds. Au fil du temps, nombre de procédés ont été ajoutés, dans le but de maximiser la production des coupes les plus profitables (essence et gazole, entre autres) et de diminuer celle de fioul lourd, ainsi que de rendre les carburants plus propres à l’emploi (moins de soufre, de particules et de métaux lourds). Ces procédés, qui notamment comprennent le reformage, le désasphaltage, la viscoréduction, la désulfuration, l’hydrocraquage, utilisent beaucoup d’énergie (sous forme de chaleur et d’hydrogène).

Ces procédés continuent à se multiplier, les raffineurs devant satisfaire des exigences de plus en plus grandes sur la qualité des produits (du fait de l’évolution de la structure du marché et des normes environnementales) alors que la qualité des pétroles bruts tend à diminuer, les pétroles plus lourds et plus riches en souffre représentant une part accrue de la production. Une autre évolution importante est la valorisation améliorée des gaz (GPL) et des solides (cokes de pétrole, asphalte) coproduits par le raffinage.

Les raffineries sont en général des infrastructures considérables, traitant des dizaines, voire des centaines de milliers de barils/jour. En France, il existe treize raffineries, dont six (représentant 55 % de la capacité) sont contrôlées par Total.

On inclut aussi souvent dans l’industrie aval pétrolière, en plus de la production des carburants, la conversion de certains des produits en dérivés comme les matières plastiques.

Le transport du pétrole, tant du brut que des produits raffinés, utilise principalement les pétroliers et les oléoducs pour les grandes distances et les volumes importants. Le transport par chemin de fer, par barge en eau douce et par camion est surtout utilisé pour la distribution finale des produits. Le transport du pétrole est à lui seul un secteur économique important : ainsi, les pétroliers représentent environ 35% du tonnage de la marine marchande mondiale.

Le pétrole sert dans tous les domaines énergétiques, mais c’est dans les transports que sa domination est la plus nette. Seul le transport ferroviaire est en grande partie électrifié, pour tous les autres moyens de transports, les alternatives sont marginales et coûteuses, et ont un potentiel de croissance limité. En 2002, selon le FMI , 48 % des produits pétroliers sont employés dans ce secteur, et cette part continue à augmenter.

La situation est différente pour la production d’électricité à partir du pétrole, où sa part a constamment diminué depuis plus de 30 ans, étant à moins de 8 % en 2006. Le charbon, le gaz naturel, le nucléaire et les énergies renouvelables s’y sont largement substitués, sauf pour des cas particuliers (pays producteurs disposant de pétrole bon marché, îles et autres endroits difficiles d’accès). De plus, le pétrole utilisé dans la production d’électricité est en majorité du fioul lourd, difficile à employer dans d’autres domaines (excepté la marine) sans transformation profonde.

L’agriculture ne représente qu’une fraction modeste de la consommation de pétrole, mais c’est peut-être ce secteur qui crée la dépendance la plus vitale : sans les pesticides et les machines agricoles, qui s’appuient sur le pétrole (les engrais sont confectionnés à partir de gaz naturel), il ne serait pas possible d’avoir les rendements agricoles actuels, ni de nourrir une population mondiale aussi nombreuse.

Plus la demande augmente, plus il y a d’investissements dans la recherche de pétrole. La demande favorise les investissements et donc il y a plus de terres inexploitées où l’on trouve du pétrole.

La valeur d’un pétrole brut dépend de sa provenance et de ses caractéristiques physico-chimiques propres qui permettent, après traitement, de générer une plus ou moins grande quantité de produits à haute valeur marchande. Pour simplifier, on peut dire que plus le brut est léger (c’est-à-dire apte à fournir, après traitement, une grande quantité de produits à forte valeur marchande) et moins il contient de soufre, plus il vaut cher. Dans une moindre mesure, la distance entre l’endroit où est vendu le pétrole et les régions importatrices intervient également.

Les acteurs du marché cherchant à se protéger des fluctuations de cours, le NYMEX introduit en 1978 les contrats futures sur le fioul domestique (heating oil).

Le développement de l’industrie pétrolière a fourni les carburants liquides qui ont permis la deuxième révolution industrielle et a donc considérablement changé le cours de l’histoire. En ce sens, le pétrole est véritablement le successeur du charbon, qui avait rendu possible la première révolution industrielle. Son utilisation est également source de controverses, car ses utilisations conduisent l'homme à dégrader l'environnement, plus ou moins directement.

Le pétrole étant le plus gros commerce de la planète en valeur (et en volume), il modifie considérablement les flux de devises. Les grands pays producteurs disposent de recettes telles que leurs gouvernements ont souvent un excédent public à placer, qui leur donne un poids financier important. Par exemple, vers 1998, la Russie avait une dette publique très importante et semblait proche de la cessation de paiements. Depuis, la hausse du prix de pétrole et celle de sa production lui a permis d’engranger des recettes fiscales telles que la dette a été pratiquement remboursée et que le pays a la troisième réserve de devises au monde en 2006 .

Les fluctuations du prix du pétrole ont un impact direct sur le budget des ménages, donc sur la consommation dans les pays développés. Elles influent aussi, en proportion variable, sur le prix de tous les biens et services, car tous sont produits en utilisant du pétrole, matière première ou source d'énergie.

La découverte de réserves de pétrole dans un pays est souvent perçue comme un « miracle » pour son économie. Toutefois, l’afflux de devises est parfois mal géré (voir Syndrome hollandais), il peut encourager la corruption et les ingérences étrangères. L’effet réel est donc souvent plus ambivalent, surtout pour les pays les plus pauvres.

Devenu indispensable à la vie quotidienne dans la plupart des pays, le pétrole a un impact social important. On a vu des émeutes parfois violentes dans certains pays suite à des hausses de prix. En 2006, certains syndicats français demandent l’instauration d’un « chèque transport » pour aider les salariés qui se déplacent beaucoup à faire face au prix des carburants.

Dans les pays développés, une hausse du prix du pétrole se traduit par un accroissement du budget consacré à la voiture, mais dans les pays les plus pauvres, elle signifie moins d’éclairage et moins d’aliments chauds, car le kérosène est souvent la seule source d’énergie domestique disponible.

Outre que le pétrole est utilisé dans toutes les industries mécanisées comme énergie de base, ses dérivés chimiques servent à la fabrication de toutes sortes de produits, qu’ils soient hygiéniques (shampooing), alimentaires, de protection, de contenant (matière plastique), tissus, etc. Ce faisant, le pétrole est devenu indispensable et par conséquent très sensible stratégiquement.

L’impact environnemental le plus inquiétant du pétrole est l’émission de dioxyde de carbone résultant de sa combustion comme carburant. La combustion libère dans l’atmosphère d’autres polluants, comme le dioxyde de soufre (SO2), mais ceux-ci peuvent être maîtrisés, notamment par la désulfuration des carburants, ou des suies. On estime cependant que si le pétrole est plus polluant que le gaz naturel, il le serait nettement moins que le charbon et les sables bitumineux.

L’extraction pétrolière elle-même n’est pas sans impact sur les écosystèmes locaux même si, comme dans toute industrie, les risques peuvent être réduits par des pratiques vigilantes. Néanmoins, certaines régions fragiles sont fermées à l’exploitation du pétrole, en raison des craintes pour les écosystèmes et la biodiversité. Enfin, les fuites de pétrole et de production peuvent être parfois désastreuses, l’exemple le plus spectaculaire étant celui des marées noires. Les effets des dégazages ou même ceux plus cachés comme l’abandon des huiles usagées ne sont pas à négliger.

La société moderne qui utilise encore largement le pétrole, énergie génératrice de pollution, dégrade, de manière sensible, l'environnement de la planète.

L’exploration pétrolière a rendu nécessaires de grands progrès en géologie, du moins pour la compréhension des bassins sédimentaires. Cette science aurait donc progressé beaucoup moins vite sans la source de financement associée au pétrole. Certaines branches de la chimie en ont aussi profité. Dans le domaine technologique, la contribution la plus évidente de l’industrie pétrolière est l’amélioration des techniques de forage, qui profite à d’autres domaines comme l’énergie géothermique.

Ce sont là les impacts directs de l’industrie pétrolière, mais indirectement le pétrole, en fournissant les carburants liquides nécessaires, a permis le développement de l’automobile et de l’aviation. En revanche, cette source d’énergie relativement bon marché a freiné la recherche d’autres ressources énergétiques.

Le pétrole est une donnée largement prise en compte par les stratèges géopolitiques. En effet, la dépendance des sociétés envers ce produit est telle qu’une difficulté d’approvisionnement (coût, diminution de la production…) peut en soi justifier un conflit. D’autre part, une guerre qui rompt des approvisionnements en pétrole peut ainsi forcer l’implication de puissances, qui seraient restées neutres sinon. Par ailleurs, l’approvisionnement en pétrole des belligérants a plusieurs fois influé sur le sort des armes, comme pendant les deux guerres mondiales. Nombre de pays disposent de réserves stratégiques de pétrole et/ou de produits raffinés, pour subvenir aux besoins de leurs forces armées en cas de conflit. Les États-Unis ont une réserve si vaste qu’elle sert aussi à atténuer l’impact économique de coupures d’approvisionnements, comme celles dues aux ouragans.

Le pétrole est devenu un symbole de la richesse et de la chance, supplantant largement l’or qui avait longtemps tenu ce rôle. La culture populaire en a tiré des images stéréotypées, qu’on retrouve par exemple dans la série Dallas, ou dans l’expression « rois du pétrole ». Les compagnies pétrolières privées sont elles emblématiques du système économique capitaliste, ainsi les auteurs de romans ou de films en feront souvent usage pour tenir le rôle du « méchant ». À l'inverse, les compagnies pétrolières publiques de certains pays sont un emblème d'indépendance nationale et de puissance économique, on pourra en donner comme exemple la construction des tours Petronas.

Une méthode prédictive a été mise au point par le géologue Marion King Hubbert pour déterminer le moment où la production d’un champ pétrolifère atteint son point culminant. En 1956, il avait ainsi annoncé le pic pétrolier des États-Unis d’Amérique en 1970.

Selon le modèle de Hubbert, la production d’une ressource non renouvelable, à condition qu’elle ne soit pas trop perturbée par des évènements externes, suit une courbe qui ressemble d’abord à une croissance exponentielle, puis plafonne et diminue.

Cette loi s’applique au pétrole et une cinquantaine de pays ont déjà passé leur pic de production. Néanmoins, il est très difficile d’estimer quand ce pic aura lieu au niveau mondial : vers 2010 pour les uns, dans plusieurs décennies pour les autres.

La conséquence principale de la surévaluation des stocks est une prise de risque pour l’économie mondiale, qui repose majoritairement sur le pétrole pour ses besoins en énergie et qui n’anticipe pas la pénurie prévisible à moyen ou court terme : une crise à court terme pourrait déstabiliser à la fois l’économie et la politique sur le globe. À la mi-2005, de nombreux experts de l’ASPO annonçaient un baril à 100 USD dans les deux années à venir. Ce seuil symbolique n'aura finalement été atteint « que » le 2 janvier 2008. Le baril a ensuite atteint un plus haut historique de 145$ le 3 juillet pour repasser sous les 100$ le 12 septembre.

Les détracteurs de la thèse de Hubbert rappellent que plusieurs alertes se succèdent depuis les années 1950 et que, depuis, il n’y a toujours pas eu de tel pic. Cela dit la question n’est pas de savoir si le pic aura lieu, mais simplement quand il aura lieu. Une fourchette de dates comprises entre 2020 et 2030 est de plus en plus largement admises, par les pays producteurs, les compagnies pétrolière et les instances internationales telles que l’AIE.

Le rapide développement industriel de la Chine rend le sujet encore plus pressant, en pesant sur la demande. Plusieurs pays producteurs ont récemment connu des controverses internes sur l’importance de leurs réserves.

Si évaluer la date du pic de production est difficile, anticiper ses conséquences sur l’économie mondiale l’est encore plus. Il existe en effet quelques solutions pour remplacer des quantités variées de pétrole, chacune ayant ses limites.

L’impact du pétrole sur l’environnement et la diminution prévue des stocks obligent à envisager, à plus ou moins long terme, le remplacement de cette énergie par une autre qui soit plus propre à obtenir.

Néanmoins, ces sources d’énergie conviennent surtout pour la production d’électricité. Elles peuvent donc réduire directement la consommation de charbon et de gaz naturel. Par contre, elles ne peuvent pas directement se substituer au pétrole, qui sert principalement à la production de carburants liquides.

L’industrie chimique est à même, depuis la Seconde Guerre mondiale, de reproduire l’ensemble des produits chimiques issus du pétrole par le procédé Fischer-Tropsch, mais pour cela il faut disposer d’un combustible bon marché. L’Afrique du Sud produit plus de 160 kbbls/j de pétrole à base de charbon, mais les émissions de gaz à effet de serre sont énormes : les carburants en produisent autant que les carburants pétroliers conventionnels lors de leur utilisation, et d’autres émissions s’ajoutent lors de la production. Une solution, coûteuse mais efficace, serait de coupler à ces procédés la séquestration du CO2.

Les biocarburants sont la seule source renouvelable de carburants liquides. Ils se développent dans nombres de pays, mais suscitent des inquiétudes. A part de rares exceptions telles que l'huile de Jatropha, ils entrent en compétition avec l’agriculture pour l’alimentation et avec les milieux naturels pour l’occupation des sols. Leur rendement énergétique est souvent critiqué De petites quantités de biocarburants peuvent être produites à partir de déchets de l’industrie agro-alimentaire, dans ce cas le bilan est bien meilleur. La production de biodiesel à partir d’algues attire un intérêt croissant : elle ne réclame ni eau douce, ni terres cultivables et offre un rendement à l’hectare bien supérieur et permettent de recycler du CO2 industriel.

Pour les autres utilisations du pétrole (industriel, résidentiel, tertiaire), des solutions locales, très dépendantes du contexte, peuvent apporter une diminution de l’emploi du pétrole, mais non un remplacement complet. Certaines industries génèrent des coproduits qui sont des sources d’énergie potentielles et ne sont pas toujours utilisées de façon optimale. À titre d’exemple, citons l’industrie du papier qui pourrait devenir autonome en énergie en valorisant plus efficacement les écorces et la liqueur noire ou des stations de retraitement des eaux usées qui peuvent s’auto-alimenter au moins partiellement grâce à la production de biogaz.

Pour le chauffage, les alternatives les plus courantes sont le gaz naturel et l’électricité. L’emploi d’électricité pour la production de chaleur par effet joule est thermodynamiquement inefficace, car l’électricité est généralement produite à partir de chaleur avec un mauvais rendement. Cependant, des solutions basées prioritairement sur l’isolation, mais aussi sur l'énergie solaire thermique (chauffage solaire), le bois ou la géothermie (pompes à chaleur) permettent un gain de rendement important. Enfin, pour la chaleur à basse température (comme l’eau chaude domestique), l’emploi du pétrole peut être assisté par l’énergie solaire.

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Raffinage du pétrole

Le raffinage du pétrole désigne l'ensemble des traitements et transformations visant à tirer du pétrole le maximum de produits à haute valeur commerciale. Selon l'objectif visé, en général, ces procédés sont réunis dans une raffinerie. La raffinerie est l'endroit où l'on traite le pétrole pour extraire les fractions commercialisables.

Le pétrole, qui est un mélange de différents produits hydrocarbonés, pour être utilisable dans les différentes branches de l'industrie et des moteurs à combustion, doit subir une série de traitements divers. Très souvent, la qualité d'un brut dépend largement de son origine. Selon son origine, sa couleur, sa viscosité, sa teneur en soufre, son point d'écoulement, sa teneur en minéraux varient. Aussi, la structure de chaque raffinerie doit tenir compte de tous ces facteurs.

En plus, une raffinerie doit être conçue pour traiter une gamme assez large de bruts. Bien sûr, il existe des raffineries conçues pour traiter uniquement un seul brut, mais ce sont des cas particuliers où la ressource estimée en brut est assez importante.

Il existe des raffineries simples ou complexes. Les raffineries simples sont constituées seulement de quelques unités de traitement tandis que les raffineries complexes en possèdent bien plus.

En effet, selon l'objectif visé et l'endroit où se trouve la raffinerie, selon aussi la nature des bruts traités (par exemple brut BTS ou HTS, brut naphténique ou aromatique) la structure de la raffinerie à construire est différente ; selon également les besoins potentiels locaux la raffinerie peut être très simple ou très complexe. Souvent en Europe, aux États Unis et généralement dans des régions où les besoins en carburants sont élevés, la structure des raffineries est complexe. Par contre dans les pays en développement, cette structure est assez simple.

Le pétrole, une fois arrivé à la raffinerie, est stocké dans des bacs de grande taille. En général on stocke le pétrole à basse teneur en soufre (BTS) séparé de celui à haute teneur en soufre (HTS). Il en est de même dans le traitement. Selon la demande du marché à l'instant 't', on traite d'abord dans un cycle avec du pétrole BTS avant de passer dans un cycle HTS afin d'éviter la pollution des produits BTS par ceux du HTS. Si c'est le cas inverse, les produits issus du traitement pendant quelques heures, s'il y a lieu, sont dirigés vers des bacs de produits HTS pour être retraités.

Nous n'avons pas la prétention de donner ici, dans les différentes unités de traitement que nous allons décrire, tous les détails sur les réactions chimiques permettant la transformation d'un produit en un autre produit, ni les conditions opératoires strictes dans le fonctionnement de ces unités. Les mécanismes détaillés de ces réactions feront, plus tard, l'objet d'articles séparés pour ne pas surcharger inutilement la prise de connaissance du monde pétrolier.

Le pétrole brut acheté sur l'un des marchés mondiaux doit répondre plus ou moins à l'attente des besoins du raffineur. Ce pétrole brut, comme il a été dit avant, est un mélange de plusieurs centaines de produits différents, allant du gaz méthane jusqu'au résidu bitumeux ayant des caractéristiques physico-chimiques différentes. Tel quel il n'y a guère d'utilité à en posséder car il est tout juste bon à servir dans une lampe à huile. Afin de séparer ces produits entre eux et d'en faire des produits réellement utilisables, on emploie des procédés de séparation physico-chimiques qu'on appelle le raffinage.

En matière de raffinage, il n'est pas aisé d'expliquer les différentes opérations de traitement avec des termes simples. Dans la mesure du possible, nous essayons de faire le parallèle entre ces opérations et celles couramment utilisées par les autres industries mais c'est rare.

Le raffinage consiste à utiliser d'abord les caractéristiques physiques de chacun des composants contenus dans le mélange telles que la température d'ébullition pour les séparer et extraire des fractions primaires.

Cette opération est appelée la distillation. Tout comme chez le bouilleur de cru, on chauffe le pétrole dans une colonne fermée qu'on appelle la colonne de distillation atmosphérique et grâce à la différence de température d'ébullition des composants en présence et avec la vaporisation des fractions plus ou moins légères, on recueille à différents niveaux de la colonne des fractions de produits légers, intermédiaires, moyens et lourds.

La distillation est dite «atmosphérique» car elle se fait à la pression ambiante dans une colonne munie d'un certain nombre de plateaux perforés et munis de clapets, en général de 30 à 50 plateaux . Après cette première distillation, la partie résiduelle est envoyée dans une autre colonne, moins haute et comportant moins de plateaux qu'on appelle la colonne de distillation sous vide.

En effet, cette fraction résiduelle, appelée «résidu atmosphérique» contient des hydrocarbures à longues chaînes et plus les chaînes sont longues plus elles sont fragiles, dont susceptibles d'être scindées en plusieurs morceaux si le chauffage continue sous la pression atmosphérique.

Afin d'éviter ces coupures intempestives de chaînes, on fait la séparation des produits de ce résidu atmosphérique sous un vide relatif correspondant à une pression d'environ 40 mm de mercure (la pression atmosphérique correspond à 760 mm de mercure). Ce vide relatif permet d'abaisser la température d'ébullition des composants, donc il faut moins chauffer ces produits. Comme il a été dit plus haut, le pétrole est un mélange d'hydrocarbures, et la distillation atmosphérique ne cherche pas à séparer les corps purs les uns des autres, mais seulement à les séparer en fractions. C'est aussi la première étape dans le traitement du pétrole.

Le brut qui arrive, passe à travers un premier train d'échangeurs pour être chauffé à la bonne température (vers 110 °C), puis il est dessalé s'il contient beaucoup de sel dans une unité de «dessalage» où, par adjonction d'eau douce et d'un champ électrostatique, ce brut est déchargé de son sel.

Le brut passe ensuite dans un deuxième train d'échangeurs, puis un four où sa température est portée à environ 360 °C. Il entre après dans la première colonne de fractionnement (colonne de distillation atmosphérique). C'est une colonne à plateaux munis de calottes et de clapets.

Comme le brut arrive sous une pression élevée et que la colonne est sous pression atmosphérique, il y a une détente brutale qu'on appelle «flash» des produits en présence.

Cette détente brutale fait évaporer en vapeur la fraction légère du brut contenant des composants légers vers la partie haute de la colonne, appelée «section de rectification». Une deuxième fraction, plus lourde, se condense sous forme de liquide et tombe vers le bas, dans la portion inférieure de la colonne dite «section d'épuisement», au fond de la colonne.

Pour réaliser l'échange de matière, base de tout fractionnement par distillation, les vapeurs ascendantes doivent entrer en contact avec la fraction liquide descendante circulant à contre-courant dans la colonne.

Dans ce but, une partie du liquide obtenu en haut de la colonne par condensation de vapeurs qui y parviennent est réinjectée sous forme de reflux en tête de colonne. Sa vaporisation progressive provoque la condensation d'un nombre sensiblement égal de molécules (de parties) plus lourdes qui rétrogradent vers les plateaux immédiatement inférieurs.

En lavant ainsi, par transfert de chaleur et de masse, les vapeurs ascendantes, le liquide descendant s'enrichit de tous les constituants lourds. La phase vapeur qui monte vers les plateaux supérieurs absorbe au contraire tous les constituants légers et la concentration de ceux-ci est de plus en plus grande dans cette phase.

Il s'établit de la sorte dans la colonne, de haut en bas, un gradient croissant de température puisque celle-ci s'élève à 110 °C en haut de colonne pour atteindre 350 °C en fond de colonne. L'échange de matières entre vapeur et liquide constitue ce qu'on appelle le taux de reflux.

Plus le «taux de reflux» est élevé, meilleure est la séparation des différents produits. Ce taux tourne en général autour de 7 dans la colonne atmosphérique.

Par des soutirages latéraux, placés aux bons endroits tout au long de la hauteur de la colonne, on recueille en tête de colonne la fraction la plus légère contenant des gaz liquéfiés et du naphta, ensuite un peu plus bas du kérosène, du gazole léger, des gazoles moyen et lourd et enfin du résidu atmosphérique.

Les fractions soutirées latéralement sont soumises, en plus, à un fractionnement complémentaire appelé « stripping » dans des colonnes annexes appelées « strippers », afin d'éliminer les fractions légères encore dissoutes. Ceci se fait par injection de vapeur d'eau, à contre-courant.

Le résidu peut être utilisé directement dans la fabrication de fuels lourds commerciaux ou subit une nouvelle distillation appelée distillation sous-vide.

Bien entendu, toutes ces fractions qu'on vient de soutirer à la colonne de distillation atmosphérique résultent d'une séparation primaire et toutes vont être utilisées comme charges (en quelque sorte comme matières premières) (feedstock) pour alimenter d'autres unités de traitement de la raffinerie.

La colonne de distillation elle-même, de forme cylindrique, est constituée de plateaux perforés de trous et munis de calottes et de clapets. Ces plateaux sont placés les uns au dessus des autres. En générale, le nombre de plateaux est d'une quarantaine (entre 30 et 50 dépendant de la gamme de bruts qu'on veut y traiter). La colonne possède une entrée qui se situe un peu au dessus du fond de la colonne pour l'arrivée du brut à traiter. Par ailleurs, cette colonne comporte différentes sorties (ou soutirages) pour extraire les différents produits pendant la distillation.

L'emplacement de l'entrée du brut ainsi que l'emplacement des sorties des fractions ne sont pas faits au hasard, mais calculés de manière à pouvoir traiter une gamme de bruts de différentes qualités.

Après ce traitement préliminaire, toutes les fractions soutirées vont servir de charges (feedstocks) pour alimenter les autres unités de traitement en aval. Nous allons examiner ces unités en partant de la fraction la plus légère c’est-à-dire celle soutirée en tête de la colonne de distillation atmosphérique.

La fraction naphta, sortie en tête de colonne contient un mélange de tous les gaz et du naphta total (point final (PF) d'ébullition 180 °C, ou 150 °C si les besoins en kéro sont élevés). Avant de faire la séparation en différentes petites fractions, on va passer ce naphta dans une unité d'hydrotraitement afin d'enlever tout le soufre qu'il contient.

Cette unité consiste en une boucle véhiculant de l'hydrogène, pressurisé par un compresseur, au travers d'un réacteur contenant un catalyseur. Celui-ci facilite la transformation des composés soufrés en H2S, plus facile à évacuer. La réaction étant consommatrice d'hydrogène, un appoint est fait en permanence, en général depuis l'unité de réformage catalytique, productrice d'hydrogène. L'essence et l'H2S formé sont séparés dans des ballons séparateurs successifs, dans lesquels on va soutirer un gaz riche en hydrogène renvoyé dans la boucle et une essence riche en H2S. L'essence est ensuite strippé : elle est ainsi débarrassée de l'H2S qui est évacué en tête du strippeur, sous forme de gaz acides traités dans les unités d'amines.

Ce concept de boucle réactionnel est identique pour les unités d'HDS de gazole.

En effet, le soufre est un produit très corrosif et les catalyseurs contenus dans d'autres unités vont être détruits et deviennent inactifs au passage des produits soufrés. D'autre part, les autres produits commerciaux extraits de ce naphta tels que le propane, le butane ne doivent pas non plus contenir du soufre ou des composés sulfurés.

Aussi, avant de fractionner ce naphta en des coupes plus étroites, on enlève le soufre, contenu dans cette fraction, en le faisant combiner avec de l'hydrogène pour former de l'hydrogène sulfuré de formule H2S, qui part vers une unité Claus pour en faire du soufre liquide. On peut aussi garder la coupe naphta total telle quelle sans faire de nouveaux fractionnements et l'utiliser comme charge pour le cracker à la vapeur.

L'hydrogène utilisé vient de l'unité de reformage catalytique.

La fraction du naphta total issue de l'hydrotraitement et débarrassée de son soufre est envoyée comme charge dans un stabilisateur (ou fractionnateur). Cette colonne fonctionne avec un taux de reflux très élevé sous une pression de l'ordre de 5 à 10 bars afin d'éliminer tous les gaz et ajuster la tension de vapeur de la coupe naphta. À la sortie de cette unité, tous les gaz C4- (c’est-à-dire le butane et tous les gaz plus légers que celui-ci) sont envoyés vers le «gas plant» pour être traités.

Dans le stabilisateur (appelé encore débutaniseur) le naphta qui reste est séparé en deux fractions : le naphta léger et le naphta lourd. Le premier a un point final de distillation de 80 °C (ou de 100 °C) et le dernier peut avoir un point final de distillation de 150 °C ou de 180 °C selon qu'on cherche à avoir un kéro court ou un kéro long.

En effet si on a besoin de fabriquer une grande quantité de kérosène, dans ce cas, on coupe le naphta à 150 °C, dans le cas contraire, on fixe le point final de distillation à 180 °C et parfois même vers 185 à 190 °C.

Le naphta léger est envoyé au stockage comme base de mélange (ou blendstock en anglais) pour être utilisé plus tard dans la fabrication des carburants.

Il faut signaler ici que les naphtas léger, lourd et total stabilisés peuvent également être envoyés en charge (liquide ou vapeur) au vapocraqueur.

Selon les besoins du moment, le raffineur peut fixer le point initial de coupe du kérosène à 150 °C ou à 180 °C. Le point final de distillation de cette coupe est en général de 225 °C mais peut aussi aller jusqu'à 250 °C. Si cette coupe est issue d'un brut TBTS (Très Basse Teneur en Soufre), il est inutile de la traiter. Si elle est issue d'un brut contenant du soufre, on envoie cette coupe vers l'unité d'hydrotraitement afin d'enlever tout le soufre que celle-ci contient. Celui-ci, en présence d'hydrogène, va former de l'hydrogène sulfuré qui va être envoyé vers le réseau de gaz Riche en H2S et envoyé en charge d'une unité Claus ( Sauvegarde de l'environnement).

Un autre procédé pour éliminer les produits sulfurés contenus dans le kérosène est le traitement dans une unité d'adoucissement (sweetening) comme par exemple le MEROX, un procédé à la soude. Ce procédé n'est utilisé que pour des coupes contenant peu de produits sulfurés particulièrement des mercaptans. Dans ce procédé, contrairement à l'hydrotraitement, on n'élimine pas le soufre contenu dans la coupe mais on le rend complexe. En effet on transforme les mercaptans corrosifs en disulfures non corrosifs. Ceux-ci ne sont pas éliminés et restent dans la coupe mais ne présentent plus d'agressivité. Les MEROX extractifs, variante du procédé MEROX, permettent d'éliminer les disulfures formés.

Le kérosène, débarrassé de son soufre, est envoyé au stockage pour être utilisé dans la fabrication du JET A-1, carburant pour les avions.

Les spécifications techniques du JET A-1 sont assez sévères notamment du point de vue congélation, un peu moins au niveau de la teneur en soufre du produit. Les normes internationales pour le point de congélation du JET A-1 sont de -47 °C. En effet, à 11.000 mètres d'altitude, la température extérieure peut descendre jusqu'à -65 °C, et on imagine aisément les conséquences pour un avion si le carburant gelait dans les réservoirs !

Le gazole (léger ou moyen) issu de la distillation atmosphérique, s'il vient d'un brut TBTS est envoyé tel quel au stockage de produits intermédiaires qui vont servir aux différents mélanges.

Par contre, s'il est issu d'un brut sulfureux (MTS ou HTS), il doit passer comme charge à l'hydrodésulfuration pour le désulfurer. Comme dans l'hydrotraitement, l'hydrodésulfuration est un traitement à l'hydrogène en présence de catalyseur afin de transformer le soufre contenu dans le gazole en hydrogène sulfuré (H2S) et ce gaz est envoyé dans une unité d'absorption aux amines. Dans celle-ci, l'H2S est lavé à la DEA dans un absorbeur. Le gaz lavé est envoyé au réseau fuel-gaz de la raffinerie, la DEA chargée en H2S est traité dans un régénérateur : elle y est distillée, l'H2S est récupéré en tête de colonne. Il est envoyé vers une "usine à soufre", basée sur le procédé Claus pour en faire du soufre liquide. Le durcissement de la législation concernant les rejets à l'atmosphère entraîne l'installation d'un traitement supplémentaire en aval des usines à soufre, les TGT (traitement des gaz de queue), qui approfondit encore la conversion de l'H2S et améliore la qualité des rejets.

En fond de colonne de distillation atmosphérique, il reste un résidu dont le point initial est de 380 °C (parfois le PI est de 390 à 400 °C). Comme il a été dit au départ, tout l'objectif du raffinage est dirigé vers la transformation, par des procédés divers, des composants hydrocarbonés à longues chaînes en des composants à chaînes courtes contenant un nombre de carbone, si possible, dans les environs de C8 - C10. Ceci pour avoir le maximum de fractions légères à hautes valeurs commerciales.

Aux États Unis, la plupart des raffineries ont cet objectif, fabriquer le maximum d'essence et de Jet A1, car les besoins du marché américain de ces deux produits sont énormes.

C'est ainsi que la distillation sous vide est une première étape tendant à aller vers cet objectif.

Le résidu atmosphérique est envoyé comme charge à l'entrée de la colonne sous vide. En effet, tous les composants hydrocarbonés qui ne peuvent être soutirés dans la colonne atmosphérique, sans subir un phénomène de craquage thermique, à cause de leur point d'ébullition trop élevé à la pression atmosphérique, sont distillés ici sous un vide relatif. La colonne sous vide est constituée seulement de 8 à 20 plateaux ou de garnissage (ou une alternance des deux), fonctionnant sous une pression de l'ordre de 40 mm de Hg (mercure) (la pression atmosphérique est égale à 760 mm de Hg).

Ici la vaporisation de la charge est favorisée par une injection de vapeur d'eau et le vide est réalisé à l'aide d'une série d'éjecteurs à vapeur.

Les deux premières fractions peuvent servir de compléments dans les différents mélanges de produits finis, mais aussi comme charges pour une unité de craquage catalytique (ex. : le FCC (Fluid Catalytic Cracking)). Quant au résidu sous-vide il va servir de charge au viscoréducteur. Ici il faut signaler aussi qu'on peut envoyer également le résidu atmosphérique comme charge de viscoréducteur si celui-ci est trop visqueux.

L'alkylation est une opération qui fait la synthèse des paraffines ramifiés à partir de l'isobutane et d'oléfines légères pour avoir des composants de carburants à haut indice d'octane. C'est l'opération inverse d'un craquage. La réaction est faite en phase liquide en présence d'un catalyseur qui peut être de l'acide sulfurique (H2SO4) ou de l'acide fluorhydrique (FH). Le composé obtenu est désigné sous le nom d'alkylat dans le jargon pétrolier et qui entre dans la composition des essences.

L'isomérisation est une opération qui permet de transformer une paraffine linéaire en paraffine isoméré dans le but d'augmenter son indice d'octane. La charge d'une unité d'isomérisation est le naphta léger (C5-C6). Le composé obtenu est désigné sous le nom d'isomérat dans le jargon pétrolier, et qui entre dans la composition des essences.

Le reformage catalytique a pour objectif de transformer les constituants naphténiques en constituants aromatiques à haut indice d'octane servant de base au mélange des essences. L'unité de reformage est constituée essentiellement d'une série de trois réacteurs contenant du catalyseur et un fractionnateur servant à séparer les différents produits à la sortie des réacteurs. Ce catalyseur est très sensible à la présence de produits sulfurés et azotés, aussi la charge de reformage doit être exempte de soufre, d'azote et de leurs dérivés.

La réaction se passe sous haute pression et à haute température de l'ordre de 550 °C avec production d'hydrogène venant des molécules naphténiques. C'est une réaction endothermique. En effet, les liaisons dans les molécules naphténiques s'ouvrent et libèrent de l'hydrogène et ces molécules donnent naissance à des molécules aromatiques dont le chef de file est le benzène. Le benzène est un hydrocarbure aromatique qui se présente sous la forme d'un hexagone ayant 3 doubles liaisons dont la formule chimique est C6H6.

Dans l'unité c'est par déshydrogénation partielle du cyclohexane (C6H12) que l'on obtient du benzène. Ci-contre la représentation de la réaction générale de déshydrogénation dans les réacteurs en présence de catalyseur.

La charge de l'unité peut venir de différentes unités telles que le naphta lourd de la distillation atmosphérique après passage à l'hydrotraitement ou bien de l'hydrocracker.

L'hydrogène est utilisé pour l'hydrotraitement et l'hydrodésulfuration, Le fuel gaz est envoyé au réseau fuel gaz, La coupe C3/C4 est envoyée en charge vers le gas plant, La coupe pentane ainsi que le reformat sont envoyés au stockage pour servir de base aux mélanges de carburants.

Le craquage catalytique en lit fluide est un procédé de raffinage qui a pour but de transformer, en présence d'un catalyseur, les coupes lourdes à longues chaînes d'hydrocarbones en coupes légères pour être utilisées dans la fabrication du carburant. Comme toujours, l'objectif est d'avoir le maximum de produits à haute valeur marchande.

En présence du catalyseur, à haute température (450 à 550 °C) et à pression atmosphérique, on casse les grosses molécules hydrocarbonées pour avoir de petites molécules ayant un indice d'octane élevé.

Les premiers catalyseurs étaient constitués par des silices-aluminés dont le caractère acide active la rupture des liaisons entre les atomes de carbone. Ces catalyseurs ont été améliorés par l'incorporation des tamis moléculaires et de terres rares. Ainsi les opérations de craquage peuvent être conduites à des températures moins élevées sous pression normale. Les dépôts de coke constitue un problème technologique principal à résoudre car il impose une régénération permanente du catalyseur.

Le procédé industriel souvent utilisé, vient des États Unis, c'est le «FCC» (1) ou «Fluid Catalytic Cracking». Il est basé sur l'utilisation d'un lit fluide de catalyseur. Le catalyseur, d'une grosseur de quelques 50 micromètres environ, est en suspension dans la charge, laquelle, après préchauffage, est injectée dans le réacteur sous forme gazeuse.

A partir des gaz de craquage qui contiennent beaucoup d'oléfines, on peut, par alkylation (polymérisation), réaliser la synthèse d'essences à haut indice d'octane.

L'hydrocraquage est un procédé permettant de convertir des Distillats lourds de pétrole en coupes légères à haute valeur marchande. Ce procédé est mis en œuvre sous une forte température de l'ordre 250 à 450 °C et une forte pression d'hydrogène (entre 50 et 150 bars), en présence d'un catalyseur en lit fixe.

À cette température, il y a craquage des molécules longues et apparition des molécules oléfiniques. Mais en présence d'hydrogène sous haute pression, il y a hydrogénation partielle de ces oléfines et aussi des aromatiques formés. Des intermédiaires lourds sont à l'origine de la formation du coke. Il faut signaler également qu'avec ce procédé, la consommation d'hydrogène est assez importante, de l'ordre de 200 à 700 m³ d'H2/m3 de charge.

Le procédé industriel souvent utilisé vient des USA, c'est l'hydrocraqueur de Chevron.

Les charges utilisées dans ce procédé sont des distillats légers et lourds sous-vide ainsi que du distillat lourd de viscoréducteur.

Différences entre Craquage catalytique en lit fluide et Hydrocraquage.

Le Craquage catalytique en lit fluide retire du carbone à la charge craquée et donne principalement des essences et des oléfines (propylène, butylène) qui intéressent la chimie. L'hydrocraquage ajoute de l'hydrogène à la charge craquée tout en la désulfurant et donne principalement du gazoil pour les diesel et du kerozene pour les avions.

L'hydrocraqueur émet des gaz à effet de serre indirectement lors de la fabrication d'hydrogène à partir de gaz naturel dans un Steam Methane Reforming. Le Craquage catalytique en lit fluide émet des gaz à effet de serre lors de la regénération du catalyseur par combustion du coke déposé sur ce dernier.

Le Craquage catalytique en lit fluide utilise un catalyseur en lit circulant alors que l'Hydrocraqueur travaille en lit fixe.

L'hydrocraqueur doit être arrêté pour renouveler le catalyseur contrairement au Craquage catalytique en lit fluide.

Contrairement à l'hydrocraqueur, le mode d'utilisation d'un catalyseur en lit circulant dans le Craquage catalytique permet à ce catalyseur d'être regénéré et permet au Craquage catalytique en lit fluide de faire de la conversion profonde en valorisant des Résidus Atmosphériques, nom donné au fond de tour non vaporisé des distillations atmosphériques.

Comme toujours, ici on cherche à transformer les résidus en coupes légères pour avoir une meilleure valorisation. Afin de réduire la viscosité des coupes lourdes et des résidus visqueux, on utilise un procédé appelé viscoréduction (visbreaking) qui a pour but de transformer en partie les produits lourds en produits légers et en même temps réduire la viscosité du résidu. En effet, c'est un "craquage thermique" de résidu atmosphérique ou sous-vide, à sévérité, en général, modérée. Les divers procédés de visbreaking opèrent en phase liquide entre 450 °C et 500 °C sous une pression comprise entre 5 et 20 bars.

En général, le bitume est constitué de 80 à 85% de carbone et de 10 à 15% d'hydrogène. Il est formé de deux parties dont l'un est insoluble (les asphaltènes) et l'autre soluble (les maltènes).

Le bitume se présente comme un système colloïdal. Mais s'il y a suffisamment de molécules aromatiques dans la partie maltènes, les asphaltènes peuvent alors être floculés. Ce système peut être considéré comme un "gel" qui confère au bitume ses propriétés élastiques. C'est en particulier le cas des bitumes dits "soufflés" ou "oxydés".

Le bitume sorti tel quel des unités de raffinage est trop mou pour être utilisé pour les revêtements routiers. Aussi pour le rendre plus dur, on procède à son soufflage. Le procédé est ni plus ni moins une déshydrogénation partielle et une polymérisation du bitume avec l'oxygène de l'air.

En effet, en faisant passer l'air à travers le bitume sous haute température (240 à 260 °C), il y a déshydrogénation partielle et l'oxygène contenu dans l'air soufflé forme des ponts oxygène avec les chaînes hydrocarbonées et il se forme des réseaux tridimensionnels par polymérisation. La réaction est plus ou moins exothermique et la température dans la tour de soufflage ne dépasse jamais 300 °C sous peine d'apparition du phénomène de "craquage". La dureté du bitume obtenue peut être contrôlée par le temps de passage de l'air, car plus il y a de ponts oxygène plus dur est le bitume.

Ces bitumes sont surtout utilisés dans la construction et l'entretien des chaussées, dans les travaux hydrauliques, et dans l'industrie (papeterie, étanchéité).

Les bruts à bitume sont des bruts lourds venant du Venezuela (Boscan, Bachaquero, Lagunillas et Tia Juana) ou du Moyen Orient (Safaniya (ou Arabe lourd) et Kuwait).

Pour éliminer les mercaptans contenus dans les gaz de pétrole liquéfiés (GPL), on se sert des tamis moléculaires qui sont ensuite régénérés, par passage à contre courant, sur de l'hydrogène chauffé.

Pour l'épuration des gaz de raffinerie, afin d'enlever les composés sulfurés (à l'origine des mauvaises odeurs) et en particulier l'H2S, toxique, on fait subir à ces gaz un traitement aux amines. Le procédé est basé sur l'absorption chimique de l'hydrogène sulfuré dans une solution aqueuse contenant de la diéthanolamine. Ensuite, par chauffage, on élimine l'hydrogène sulfuré et on régénère ainsi la solution aqueuse active qu'on réinjecte dans l'absorbeur.

Ce procédé est également utilisé pour purifier l'hydrogène de recycle des unités d'hydrotraitement en augmenter ainsi la pression partielle d'hydrogène.

Les produits intermédiaires issus des unités de raffinage sont rarement des produits commerciaux (sauf les naphtas et quelques autres produits) et ne peuvent pas être vendus tels quels. Pour être commercialisables, ceux-ci sont mélangés dans des proportions variables selon les spécifications techniques des produits finis. Ces spécifications techniques peuvent être des spécifications nationales ou internationales et obéissent à des définitions précises basées sur des normes (ASTM, NF et IP).

Pour les spécifications nationales, (tout au moins en France) celles-ci sont édictées par le Ministère des Finances et la Direction des Carburants (Ministère de l'Industrie) du pays, tandis que les spécifications internationales sont soumises à des normes édictées par les organisations internationales. Quant aux produits utilisés par l'armée, l'armée de chaque pays a ses propres exigences.

C'est ainsi que pour certains pays, on n'utilise que des carburants sans plomb tandis que pour d'autres pays on continue à mettre du plomb tétra-éthyl (PTE). Il en est de même pour les autres produits, gazole sans soufre, ou avec peu de soufre.

En raffinerie, pour faire des mélanges, on utilise des appareils doseurs avec contrôle automatique dont on affiche pour chaque produit entrant dans la composition finale, les pourcentages fixés à l'avance. Une fois que le mélange est fait, on procède à une analyse au laboratoire afin de coller au plus près aux spécifications attendues. Très souvent, afin d'économiser les constituants et/ou les additifs, ces spécifications sont respectées mais avec des propriétés légèrement inférieures aux normes.

A ces huiles de base on ajoute des additifs divers pour fabriquer des huiles finies pour moteurs. Ici l'ajout d'additifs ne sert pas d'arguments de publicité ou de vente, mais répond à des besoins de fonctions précises pendant l'utilisation des huiles. Il faut donc garder dans l'esprit qu'ici, exceptionnellement, les additifs répondent à des besoins réels de performance. Ces ajouts sont les résultats de longues recherches aux labotatoires.

C'est grâce aux lubrifiants qu'une marque peut se distinguer d'une autre marque et attirer des clients nouveaux. Ainsi c'est par cette voie qu'une marque peut bâtir sa réputation et garder des clients fidèles malgré la concurrence.

Les produits, une fois mélangés à partir des bases (ou blendstocks), sont commercialisables. Mais ceux-ci doivent avoir des spécifications techniques (physiques et chimiques) correspondant aux normes édictées par la Loi, ou encore par la profession elle-même. Pour certains produits, afin de garder une bonne image de marque de ces produits, la compagnie pétrolière elle-même peut fabriquer des produits dépassant quelques peu les normes édictées, en ajoutant différents additifs supplémentaires.

Il est donc normal que chaque produit commercialisable ait des caractéristiques physiques et chimiques qui lui sont propres. Mais dans la fabrication des produits, le raffineur se trouve dans l'impossibilité de respecter, à la lettre, ces caractéristiques. Aussi, au lieu de fixer des valeurs pour celles-ci, on crée des limites minimales et maximales pour chacune de ces caractéristiques.

Comme l'industrie du pétrole est, pour tous les pays, sans aucune exception, une manne financière énorme, ici comme ailleurs, on crée plusieurs étapes dans les spécifications afin de pouvoir mettre des taxes et impôts de toutes les sortes.

Sans vouloir entrer trop dans les détails de ces spécifications qui n'intéressent que les spécialistes concernés, disons que les deux premières catégories permettent à l'état de prélever toute une série de taxes et d'impôts, la troisième catégorie concerne la profession elle-même, la quatrième est faite pour l'image de marque de la compagnie pétrolière elle-même et la dernière permet aux compagnies de soigner particulièrement leurs gros clients.

Il faut signaler également que pour les produits livrés à l'armée du pays, celle-ci peut définir (et exiger) des spécifications particulières.

On voit qu'il n'existe pas, pour un produit pétrolier quelconque, une seule série de spécifications, mais toute une gamme de caractéristiques techniques.

Afin de déterminer les valeurs de ces caractéristiques et faire des contrôles de qualités des produits avant leurs mises sur le marché, chaque raffinerie possède un laboratoire d'analyse. Celui-ci suit, dans toutes les phases de fabrication des produits, l'évolution et/ou les changements dans les caractéristiques. En bout de chaîne, et avant que le produit commercialisable soit mis sur le marché, c'est au laboratoire d'analyse que revient la responsabilité de donner ou non le feu vert dans cette mise sur le marché.

C'est le laboratoire qui délivre en fin de compte le certificat de conformité du produit avant sa mise sur le marché. En cas de contestation de la part de la clientèle, c'est encore le laboratoire qui va jouer le rôle d'expert en concordance avec celui du client, qui, en général, est un laboratoire indépendant.

Ces caractéristiques sont importantes, mais il en existe d'autres telles que la corrosion sur une lame de cuivre pour les carburants, la teneur en mercaptans (ou RSH) pour le Jet Fuel, le PONA (% en volume de Paraffines, Oléfines, Naphtènes et Aromatiques) pour le naphta lourd, la pénétrabilité, le point d'écoulement, la température de ramollissement (bille-anneau) pour les bitumes, la teneur en sédiments, en cendres, en métaux lourds...

Seul le laboratoire d'analyse de la raffinerie est responsable des analyses et de ses résultats.

D'une manière générale, là où il y a du pétrole, il y a toujours un parc de stockage. En effet, on trouve du stockage aux lieux de production, aux terminaux pétroliers, au départ et à l'arrivée des gazoducs et des oléoducs et donc dans les raffineries.

Il existe toujours un parc de stockage dans chaque raffinerie. Selon la complexité de la raffinerie, le nombre de bacs de stockage varie. Pour chacune des charges, pour chacun des produits intermédiaires et finis, on a toute une série de bacs de différentes tailles. En plus pour certains produits à retraiter on a des bacs de slop ou des bacs de contaminats.

Les bacs sont de deux sortes : les bacs à toit flottant et ceux à toit fixe. Chez les premiers, le toit flotte et suit le niveau du produit, tandis que chez les derniers, le toit est fixe.

Comme le propane et le butane sont des gaz liquéfiés sous pression, on les met dans des cigares pour le propane et des sphères pour le butane.

Quant aux bruts, il existe des bacs pour bruts BTS et des bacs pour bruts HTS. En effet, les bruts à basse teneur en soufre sont plus chers à l'achat et les produits issus de ceux-ci sont plus chers aussi à la vente. Le nombre de bacs de bruts dépend de la capacité de traitement de la raffinerie. En général, par décantation, les bruts laissent toujours un dépôt visqueux (appelé "slop") au fond des bacs qu'il faut purger de temps en temps.

Afin d'économiser la construction des bacs, on peut aussi utiliser certains bacs pour mettre deux produits intermédiaires différents, mais néanmoins assez proches au point de vue caractéristiques.

Pour les produits finis, selon les besoins du marché, le nombre de bacs est élevé pour certains produits et faible pour certains autres.

En dehors de la raffinerie, si la configuration du terrain est favorable, existence des couches souterraines imperméables, on creuse des cavités dans le sous-sol pour y stocker des produits pétroliers. C'est ainsi que la société Géostock possède beaucoup de ces cavités qu'elle loue aux raffineurs et autres utilisateurs indépendants. Mais les raffineurs eux-mêmes ont des participations dans le capital de Géostock.

Pour avoir des cavités souterraines, on cherche des formations salifères, on creuse à la profondeur voulue, puis on procède au lessivage. Pour cela, un tubage est installé avec deux tubes concentriques, le tube extérieur doit se trouver au sommet du dôme de sel et le tube intérieur doit se trouver à la base. On injecte de l'eau douce et on évacue la saumure, on continue cette opération jusqu'à ce que les dimensions de la cavité atteignent le volume désiré.

Ensuite, on remplace ce tubage par un tubage d'exploitation et on injecte le produit à stocker sous pression. D'autres cavités que les cavités salifères peuvent être utilisées, du moment que le sous-sol s'y prête : galeries excavées, mines désaffectées.

C'est ainsi qu'on trouve, en France, des stockages d'éthylène à Viriat près de Lyon, à Manosque pour le stockage de bruts, à Petit-Couronne pour les C3/C4, à Lavera pour les GPL (gaz de pétrole liquéfié) (LPG, Liquified Petroleum Gas), et à May-sur-Orne près de Caen.

Afin de pouvoir réceptionner les bruts à traiter et certains produits à retraiter, et d'expédier les produits fabriqués vers les lieux de consommation, il est toujours prévu des moyens de réception et d'expédition dans une raffinerie.

Ces moyens sont nombreux et variables dépendant de la localisation de la raffinerie. Si celle-ci se trouve en bord de mer, c'est surtout par voie maritime que les bruts arrivent et que les produits sont expédiés. Si elle se trouve près d'un fleuve navigable par des barges et des petits tankers, c'est ce moyen qui est utilisé. Par contre si la raffinerie se trouve à l'intérieur des terres, on peut envisager différentes modes de réception et d'expédition : par fer, par camions citerne, par oléoduc.

C'est ainsi que la raffinerie de Grandpuits est alimentée en bruts par l'oléoduc Le Havre-Grandpuits, et l'expédition des produits se fait par barges, par fer et par camions citerne. Il en est de même pour la raffinerie de Feyzin qui est alimentée par l'oléoduc Sud-Européen SPSE. Par contre à Lavéra, la raffinerie est alimentée à partir du stockage du terminal pétrolier à travers un petit oléoduc. Il en est de même pour la raffinerie de Yanbu et celle d'Aramco à Dahran en Arabie Saoudite.

En région parisienne, la petite production de brut à Chailly-en-Bière est acheminée à Grandpuits par camions citerne. Pour la réception aussi bien que pour l'expédition, tous les moyens de transport sont munis de compteurs et après comptage, les volumes reçus ou expédiés sont ramenés à la densité normale (D15/4) pour être comptabilisés.

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Carburant aviation

Ravitaillement d'un Boeing 777 avec du Jet A-1par oléoserveur et hydrant system

Suivant le type de propulsion (turbines, moteurs à pistons), les aéronefs brûlent différents types de carburants.

Les moteurs d'aviation à turbine (turboréacteurs, turbopropulseurs) utilisent des carburants à base de kérosène. En aviation civile, le carburant de ce type le plus répandu est le Jet A-1, défini par la norme internationale AFQRJOS (Aviation Fuel Quality Requirements for Jointly Operated Systems),qui gèle au maximum à -47 °C. Aux États-Unis, il existe également un carburant Jet A, dont la fabrication est un peu moins coûteuse mais qui gèle à une température supérieure (-40 °C). La norme américaine de carburant militaire JP-8 est proche du Jet A-1, à quelques additifs près. Pour un usage en environnement froid, notamment dans le nord canadien, il existe aussi une spécification Jet B ; ce carburant inclut, en sus du kérosène, une fraction d'essence (coupe naphta), ce qui lui permet de rester liquide à de plus basses températures. Cependant, l'usage de ce carburant est en train de tomber en désuétude. Outre le prix plus élevé d'un tel carburant à coupe large de distillation, on peut aussi citer un risque plus élevé d'inflammation en raison de la volatilité plus importante de l'essence. Les Russes possèdent eux aussi une norme spécifique pour l'utilisation dans les zones froides, le TS 1.

En raison de contraintes particulières d'utilisation, il a existé une certaine variété de normes de carburants d'aviation militaire. Citons un carburant exceptionnel, le JP-7, développé pour les avions de reconnaissance américain SR-71 ; ce mélange spécial très coûteux, presque sans impuretés, avait notamment une température d'inflammation très élevée et une bonne stabilité en température. Les nouvelles générations de moteurs demandant quant à eux un carburant résistant mieux aux hautes températures, on a vu apparaître ces dernières années un carburant JP 8 +100 mais dont l'utilité reste controversée. L'utilisation spécifique des aéronefs embarqués nécessite quant à elle un carburant possédant un point d'éclair supérieur, appelé JP-4. Une des grandes spécificités des carburéacteurs à usage militaire est l'emploi quasi systématique de carburants contenant un additif anti-glace (appellations diverses : FSII, AL-41 ou S-1745). En effet, les aéronefs militaires n'étant pas toujours équipés de réchauffeurs au niveau des filtres, il existe un risque de colmatage lié à l'apparition d'eau libre suite à l'abaissement de température en haute altitude. Le rôle de cet additif est d'empêcher l'agglomération des microglaçons ainsi formés, les maintenant en deçà des performances des filtres de bord et évitant donc tout risque d'extinction du moteur.

Les moteurs à pistons d'avions fonctionnent traditionnellement avec de l'essence aviation (avgas 100LL et 110LL anciennement aussi 115), un carburant similaire à l'essence automobile mais à plus fort indice d'octane, contenant du plomb tétraéthyle, d'une formulation très peu agressive (pas d'alcools ni de solvants) et parfaitement asséché (pour éviter le givrage). En raison du coût élevé de l'essence aviation, certains moteurs peu puissants de petits appareils peuvent, avec des restrictions d'utilisation, fonctionner avec de l'essence automobile (mogas). Par ailleurs, des fabricants développent actuellement des moteurs diesel acceptant le kérosène Jet-A, proche du gazole mais moins gras et dépourvu de paraffines, particulièrement économiques et endurants, mais très coûteux à l'achat, un peu plus bruyants surtout pour les diesel 2 temps (ex: Wilksch) et plus lourds à puissance égale pour les 4 temps (SMA Morane-Renault ou encore Thielert).

Les moteurs diesel en aviation ne sont pas une nouveauté: Clerget construisait des moteurs en étoile dans les années 30 ainsi que Junkers-Jumo qui équipait des moteurs à pistons opposés notamment les bombardiers allemands et dirigeables.

Les compagnies pétrolières proposant de l'essence aviation sont traditionnellement les mêmes que pour l'automobile : Air Total et BP Airainsi que la Shell par exemple, ou plus recemment Petroplus.

Des biocarburants dits de deuxième génération sont développés pour se substituer, au moins partiellement, au kérosène. Un premier vol d'essais a eu lieu le 30 décembre 2008 sur un Boeing 747-400 d'Air New Zealand dont un des réacteurs RB 211a été alimenté avec 50% de Jet-A1 et 50% de carburant à base de Jatropha curcas. Il a été suivi d'un autre le 7 janvier 2009 sur un Boeing 737-800 de Continental Airlines dont un des moteurs CFM56-7B a a été alimenté par un mélange de moitié de kérosène traditionnel et pour moitié de jatropha et d'algues. A chaque fois, les mélanges se sont comportés sans altérer le fonctionnement des moteurs, sinon une légère baisse de consommation de 1 à 2%. Un troisième essai est prévu le 30 janvier 2009 avec un Boeing 747-300 de Japan Airlines équipé de moteurs Pratt & Wittney JT9D dont un alimenté avec un mélange de 50% de kérosène et 50% de cameline ("lin bâtard""), de jatropha et d'algues. L'objectif est d'obtenir la certification de ces mélanges en 2010 et de biocarburants purs en 2013. Le carburant à base de jatropha présente un point d'éclair à 46° contre 38° pour le Jet-A1 avec une énergie de 44,3 MJ/kg (contre 42,8 MJ/kg pour le Jet-A1), son principal avantage étant d'émettre 75% de gaz carbonique que le kérosène sur l'ensemble de son cycle de vie (incluant le CO2 absorbé par les plantes dans leur croissance), pour un prix de revient de 80$ le baril.

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Biocarburant

La canne à sucre peut être utilisée pour produire des agrocarburants ou des aliments.

Un biocarburant (ou agrocarburant) est un carburant produit à partir de matériaux organiques renouvelables et non-fossiles. Cette production peut se faire à partir d’un ensemble de techniques variées : production d’huile, d’alcool par fermentation alcoolique de sucres ou d’amidon hydrolysé, carburants gazeux obtenus à partir de biomasse végétale ou animale (dihydrogène ou méthane), ou carburants solides comme le charbon de bois.

L’expression « biocarburant » (du grec bios, vie, vivant et du latin carbo, charbon, carbone ) signifie que ce carburant est obtenu à partir de matériaux organiques. On emploie également les expressions « carburant vert » (suivant la tendance à appeler « vert » tout ce qui est présenté comme nuisant moins à l’environnement) et « carburant végétal ». Il est plus approprié d'appeler ces carburants « agrocarburants », ce qui évite l'amalgame avec l'agriculture biologique.

On distingue aussi les agrocarburants de première et de seconde génération. Cette dénomination n’a pas de définition officielle, il n’est donc pas possible de définir une ligne claire entre ce qui est un agrocarburant de première génération et ce qui est un agrocarburant de seconde génération. Cette classification peut servir à séparer les carburants issus de produits alimentaires des carburants issus de source ligno-cellulosique (bois, feuilles, paille, etc.). Une autre interprétation l’utilise pour faire la distinction entre les agrocarburants produits à partir de processus techniques simples et ceux produits par des techniques avancées. Une dernière utilisation permet de séparer les cultures agricoles à vocation générique (utilisables pour remplir des besoins alimentaires, industriels ou énergétiques), des cultures à vocation strictement énergétique.

La commission de l’Union Européenne a prévu de définir les agrocarburants de seconde génération suite à l’évaluation à mi-parcours de sa politique d'agrocarburants . Parmi les critères qui pourraient être pris en compte on peut citer : les matières premières utilisées, les technologies utilisées ou encore la capacité à lutter contre les émissions de gaz à effet de serre.

Selon un sondage réalisé en 2007 par l’UICN et la Banque mondiale auprès d’experts et de décideurs du secteur climatique, les agrocarburants de première génération ne sont qu’au 18e rang (avec 21 %) des technologies pouvant diminuer les émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère, alors que les agrocarburants de seconde génération sont au 7e rang (avec 43 %) .

Pour Jean-Louis Borloo, ministre de l’Écologie : « La position de la France est claire : cap sur la deuxième génération de agrocarburants » et « pause sur de nouvelles capacités de production d’origine agricole » .

Les agrocarburants sont apparus parallèlement à la naissance l'industrie automobile ; Nikolaus Otto, inventeur du moteur à explosion, avait conçu celui-ci pour fonctionner avec de l'éthanol. La Ford T (produite de 1903 à 1926) roulait avec cet alcool. Rudolf Diesel, inventeur du moteur à combustion faisait tourner ses machines à l'huile d'arachide. Lors des deux guerres mondiales, les gazogènes sont rapidement apparus pour parer au manque de gazole ou d'essence.

Au milieu du XXe siècle, quand le pétrole devint abondant et bon marché, les industriels et les consommateurs se désintéressèrent des agrocarburants. Le premier et second choc pétrolier (1973 et 1979) les rendirent à nouveau attractifs. De nombreuses études furent ainsi menées à la fin des années 1970 et au début des années 1980. Aux États-unis, les travaux du NREL (National Renewable Energy Laboratory, US Department of Energy, DOE) sur les énergies renouvelables ont commencé dans les années 1970 dans le contexte du peak oil américain, qui avait d’ailleurs été annoncé dès 1949 par le géophysicien M. King Hubbert. Il est alors apparu indispensable au gouvernement américain de se tourner vers des sources pétrolières étrangères ou de développer d’autres carburants.

Le contre-choc pétrolier de 1986 (baisse des prix du pétrole), et le lobbying des multinationales pétrolières ont fait chuter l'enthousiasme pour les agrocarburants. Dès 2000, une hausse du prix du pétrole, l'approche du pic pétrolier , la nécessité de lutter contre l'effet de serre et enfin les menaces sur la sécurité d'approvisionnement ont conduit les gouvernements à multiplier les discours et les promesses d'aides pour le secteur des agrocarburants. La Commission européenne souhaite que les pays membres incluent au moins 5,75 % d'agrocarburants dans l'essence, en subventionnant les agrocarburants. Enfin la Suède vise une indépendance énergétique dès 2020.

En avril 2007, un rapport de l'ONU n'arrive pas à quantifier les avantages et inconvénients des agrocarburants. Il propose aux décideurs d'encourager leur production et utilisation durable ainsi que d'autres bioénergies, en cherchant à maximiser les bénéfices pour les pauvres et pour l'environnement tout en développant la recherche et développement pour des usages d'intérêt public,. Deux projets de directive européenne sont en cours d'examen en 2007 ; sur la qualité des agrocarburants et sur leur promotion. En 2007, les demandes de subvention à l’Europe ont porté sur 2,84 millions d’ha, alors que le dispositif d’aide de la PAC a été prévu (en 2004) pour 2 millions d’ha consacrés aux agrocarburants. Seuls 70 % de l'aire pourra donc être subventionnée (45€ par ha - alors qu’on en cultivait déjà 1,23 millions d’ha). Cette subvention pourrait être remise en question par la commissaire européenne à l’agriculture Mariann Fischer Boel dans une Communication "Bilan de santé de la PAC", le prix du pétrole (100 USD le baril en janvier 2008) ne justifie plus cette aide. Le dernier écobilan fait en France a été fait par PWC (consultants) en 2002. Suite au Grenelle de l'Environnement (oct 2007), en France le gouvernement en a commandé un nouveau à l'Ademe.

De nombreuses espèces végétales sont oléifères comme le palmier à huile, le tournesol, le colza, le jatropha ou le ricin. Les rendements à l'hectare varient d'une espèce à l'autre.

Toute extraction d’huile végétale peut être effectuée par un simple pressage à froid (écrasement) ou par voie chimique ou une combinaison des deux méthodes. L’utilisation d’un solvant organique permet d’atteindre un niveau d’extraction de 99 % mais à un coût plus élevé. L'huile végétale brute (HVB, ou HVP) peut être utilisée directement dans les moteurs diesels adaptés (notamment à cause de sa viscosité relativement élevée). Les triglycérides qui constituent les huiles végétales peuvent également être transformés en monoesters méthyliques (Esters Méthyliques d'Huile Végétale - EMHV) et en glycérol par une réaction de trans-estérification avec des molécules de méthanol (on obtient des esters éthyliques avec l'éthanol). Les molécules plus petites du biodiesel ainsi obtenues peuvent alors être utilisées comme carburant dans les moteurs à allumage par compression. Ce biodiesel ne contient pas de soufre, n'est pas toxique et est hautement biodégradable. Le biodiesel est aussi appelé en France diester.

De nombreuses espèce végétales sont cultivées pour leur sucre : c'est le cas par exemple de la canne à sucre, de la betterave sucrière, du maïs, du blé ou encore dernièrement de l'ulve.

Une possibilité qui est développée en Europe et aux États-Unis est son épuration aux normes du gaz naturel pour qu'il puisse être injecté dans les réseaux de gaz naturel et ainsi s'y substituer en petite partie pour les utilisations traditionnelles qui en sont faites. Le rendement énergétique de cette filière agrocarburant est actuellement bien meilleure que les autres et techniquement plus simple mais elle est très peu médiatisée en France.

Le charbon de bois est obtenu par pyrolyse du bois, de la paille ou d'autres matières organiques. Un ingénieur indien a développé un procédé permettant de pyrolyser les feuilles de cannes à sucre, feuilles qui ne sont presque jamais valorisées actuellement.

La polyculture (association de plusieurs espèces) est de loin préférable d'un point de vue environnemental aux monocultures. On peut ainsi envisager de planter des forêts où se mélangent Mahua, Saijan, Karanj ainsi que d'autres essences utiles aux populations locales.

Le bilan énergétique ainsi le bilan carbone est en général meilleurs quand on adapte le moteur à l'huile végétale pure (moteur Elsbett par exemple) plutôt que d'adapter l'huile végétale (transformation chimique en biodiesel, processus lourd) à des moteurs conçus pour fonctionner avec des dérivés du pétrole.

Une équipe de l'université du Wisconsin, dirigée par James Dumesic a exposé en juin 2007 dans la Nature un nouveau procédé de transformation de l'amidon afin de produire un nouveau carburant liquide, le diméthylfurane. Ses propriétés semblent plus avantageuses que celles de l'éthanol.

Des biocarburants dits de deuxième génération sont développés pour se substituer, au moins partiellement, au kérosène. Un premier vol d'essais a eu lieu le 30 décembre 2008 sur un Boeing 747-400 d'Air New Zealand dont un des réacteurs RB 211a été alimenté avec 50% de Jet-A1 et 50% de carburant à base de Jatropha curcas. Il a été suivi d'un autre le 7 janvier 2009 sur un Boeing 737-800 de Continental Airlines dont un des moteurs CFM56-7B a a été alimenté par un mélange de moitié de kérosène traditionnel et pour moitié de jatropha et d'algues. A chaque fois, les mélanges se sont comportés sans altérer le fonctionnement des moteurs, sinon une légère baisse de consommation de 1 à 2%. Un troisième essai est prévu le 30 janvier 2009 avec un Boeing 747-300 de Japan Airlines équipé de moteurs Pratt & Wittney JT9D dont un alimenté avec un mélange de 50% de kérosène et 50% de cameline ("lin bâtard""), de jatropha et d'algues. L'objectif est d'obtenir la certification de ces mélanges en 2010 et de biocarburants purs en 2013. Le carburant à base de jatropha présente un point d'éclair à 46° contre 38° pour le Jet-A1 avec une énergie de 44,3 MJ/kg (contre 42,8 MJ/kg pour le Jet-A1), son principal avantage étant d'émettre 75% de gaz carbonique que le kérosène sur l'ensemble de son cycle de vie (incluant le CO2 absorbé par les plantes dans leur croissance), pour un prix de revient de 80$ le baril.

Les agrocarburants à partir de microalgues est l'"Algocarburant", l'agrocarburant dit de "troisième génération".

Une grande partie de la production pétrolière a lieu dans des pays instables : Irak, Nigéria, Venezuela, Iran. Les agrocarburants permettent aux pays qui les produisent de devenir moins dépendants sur le plan énergétique,.

Les deux plus grands producteurs de bioéthanol sont les États-Unis et le Brésil avec 16 et 15,5 milliards de litres produits en 2005. Union européenne : 900 millions de litres (le principal producteur est l'Espagne).

Les différentes filières d'agrocarburants peuvent stimuler l'activité agricole. La synthèse d'agrocarburants à l'échelle locale (huile végétale carburant par exemple) permet une autonomie énergétique des agriculteurs, et de limiter le transport des carburants.

Face aux changements climatiques et à la flambée des prix du pétrole, les agrocarburants sont envisagés comme un élément d'alternative énergétique durable. Mais, à l'exception des algocarburants et des espèces oléagineuses destinées aux zones désertiques, la production d'agrocarburants favorise la déforestation, et fait concurrence à l’alimentation. Leur production uniquement guidée par des impératifs économiques pourrait conduire à de graves conséquences sociales.

Les surfaces arables du globe sont en réduction depuis plusieurs dizaines d'années sous l'effet de plusieurs facteurs : urbanisation des meilleurs terres (notamment en Asie), processus de désertification (notamment dans les régions du Sahel et en Australie, mais aussi en Espagne), impact du réchauffement climatique (augmentation du stress hydrique en Europe selon un rapport publié par le Parc Naturel du Morvan en 2006) et érosion des terres arables fragiles causée par la mécanisation, la déforestation, ou l'abus d'engrais A l'échelle du globe, les pertes de surfaces arables sont estimées à une fourchette comprise entre 70 000 et 140 000 km2 par an (soit, à titre de comparaison, entre 12 et 25% du territoire français). Ce chiffre est estimé à plus de 100 000 km2 par B. Sundquist de l'Université du Minnesota dans son étude synthétique publiée en 2000, Topsoil loss - Causes, effects and implications: a global perspective.

Au delà de la réduction annuelle des terres arables disponibles, la perspective de voir de nouvelles terres déforestées (avec les risques d'érosion mentionnés ci-dessus) ou soustraites à la production agricoles pour la production d'agrocarburants entretient les tensions sur la production agricole alimentaire. De fait, « l'image des montagnes de beurre, de viande et de céréales stockées sans espoir de trouver acheteur appartient au passé. » et la Commission européenne étudie la réduction, voire la suppression des quotas et des jachères de la politique agricole commune. Ces mesures semblent insuffisantes pour endiguer la montée des prix alimentaires.

En Indonésie, pour le développement de la production de l'huile de palme pour l'industrie agro-alimentaire et la chimie organique, les forêts millénaires (tourbières) sont brulées (brulant parfois pendant des mois) pour être transformée en terres agricoles (les sols de l'indonésie concentrent 60 % de la tourbe mondiale). En tenant compte de ces rejets, l'Indonésie serait devenue le troisième émetteur de carbone après les Etats-unis et la Chine. Cette situation s'aggraverait encore davantage si cette culture cessait d'être minoritaire dans la production d'agrocarburants mondiale.

Le prix de la tortilla, aliment de base en Amérique latine, a flambé au Mexique. Le gouvernement mexicain en avait fait porter le blâme sur les exportations du maïs vers les USA où il est utilisé pour produire de l'éthanol.

Jean-Marc Jancovici explique qu'il est impossible de remplacer ne serait-ce que qu'un tiers du pétrole consommé dans le monde par des agrocarburants : si la totalité des surfaces cultivable du monde entier était affectée à la production d'huile de colza, d'huile de tournesol et/ou d'alcool de betterave ou de blé ... « ... nous obtiendrions 1 400 millions de tonnes d'équivalent pétrole alors que le monde en consomme aujourd'hui ... 3 500. Bref, en ne mangeant plus, nous pourrions faire rouler 40 % de nos voitures aux agrocarburants ! »,. Cependant, les algocarburants échappent à ces critiques. Certains pensent que les agrocarburants peuvent permettre une diminution du recours aux énergies fossiles. Des études prenant en compte d'autres cultures et d'autres modes de production agricoles ont conclu que la bioénergie pourrait assurer une part significative de nos besoins en déplacement. Les conditions nécessaires à ce scénario seraient des mesures importantes d'efficacité énergétique et un passage vers une agriculture locale peu consommatrice d'énergie.

Un rapport de la Banque mondiale, dévoilé le 4 juillet 2008 par le quotidien britannique The Guardian analyse l'enchainement des causes ayant amené à l'augmentation des prix alimentaires. Selon ce rapport, portant sur une analyse des prix alimentaires entre 2002 et 2008, près de 75 % de leurs hausses serait imputable aux mouvements financiers spéculatifs utilisant les politique de soutien aux agrocarburants dans l'Union Européenne et aux Etats-Unis. Ces opérations financières ont effrayé bon nombre de pays en développement qui ont alors interdit les exportations de produits alimentaires, entrainant par la suite une escalade des prix. Le reste de la hausse est principalement imputable à la hausse des prix du pétrole . Se basant sur le fait que le programme de développement des agrocarburants au Brésil n'a pas entrainé de hausse des prix, ce rapport recommande la suppression des politiques d'aides aux agrocarburants ainsi que celle des barrières douanières empêchant l'importation d'agrocarburants d'Afrique et d'Amérique du Sud comme moyen de conjuguer culture des agrocarburants et stabilité des prix agricoles mondiaux.

Stephan Tangermann, directeur de l’agriculture à l’OCDE tempère cette analyse car il estime qu'il est « très difficile de mesurer le pourcentage de tous les facteurs sur la hausse des prix » cependant il précise que « Ce qui est sûr, c’est que 60 % de la hausse de la demande mondiale en céréales et huiles végétales entre 2005 et 2007 était due aux biocarburants ». L’utilisation d'une partie des terres agricoles pour produire des agrocarburants (filière alcool ou filière huile) peut être un facteur de hausse des prix des produits agricoles destinés à l'alimentation. Le cours du maïs, utilisé pour produire l'éthanol, a atteint en 2006 son plus haut niveau depuis 10 ans à la bourse de Chicago, du fait d'un déséquilibre de l'offre et de la demande. Cela s'est répercuté sur le coût de la vie au Mexique et dans d'autres pays d'Amérique latine où la farine de maïs est l'une des bases de l'alimentation, , ,,, même si la hausse des prix de la tortilla mexicaine reste principalement imputable à une décision politique (libéralisation du marché des tortillas auparavant soumis à un prix fixé par l'état) et au contexte économique (position monopolistique du principal producteur de tortillas au Mexique).

Cette hausse peut se répercuter sur le prix d'autres produits agricoles. Les experts de la Deutsche Bank estiment que cela sera le cas pour la viande bovine (le bétail est nourri au maïs). En Allemagne, où 16 % des surfaces de cultures sont actuellement destinées à la production d'agrocarburants, le prix du malt à doublé en 2006, entraînant une hausse du prix de la bière,.

Une des conséquences de la hausse des prix mondiaux de l'alimentaire est prévisible : une instabilité sociale et politique croissante dans les pays aux populations pauvres (l'alimentaire formant déjà et de loin le premier poste du budget de ces ménages). Des émeutes de la faim ont déjà éclatées en Haïti et dans plusieurs pays d'Afrique (Sénégal, Égypte, Côte d'Ivoire, Cameroun, Burkina-Faso, ...).

« Les ministres de l'Économie et des Finances des pays africains, réunis à Addis-Abeba les 28, 29 et 30 mars, n'ont pu que constater que "l'augmentation des prix mondiaux des produits alimentaires présente une menace significative pour la croissance, la paix et la sécurité en Afrique". » précise ainsi Courrier International. Ces émeutes de la faim, annoncées dès 2006, sont amenées à se multiplier, faisant porter sur le développement des agrocarburants un prix géostratégique certain,.

Alors que les liens entre le développement des agrocarburants et la crise alimentaires sont tempérés par certains responsables énergétiques, les corrélations entre crise alimentaire et certaines politiques de développement des agrocarburants se multiplient.

Stephan Tangermann, directeur de l’agriculture à l’OCDE, tempère cette analyse car il estime qu'il est « très difficile de mesurer le pourcentage de tous les facteurs sur la hausse des prix » cependant il précise que « Ce qui est sûr, c’est que 60 % de la hausse de la demande mondiale en céréales et huiles végétales entre 2005 et 2007 était due aux agrocarburants ».

Dans ces conditions, le discours présentant la politique agricole des pays développés (États-Unis, Europe) comme une réorientation de leur production agricole vers les agrocarburants (via subventionnement) pour éviter d'avoir recours aux exportations massives contestées dans les instances régulant le commerce international est mis en doute. Au sein de l'Union Européenne, le développement des agrocarburants survient de fait parallèlement à la réduction voire la suppression du gel obligatoire d'une part des terres cultivées (ou jachère), mis en place en 1992, dont l'objectif était de lutter contre la surproduction agricole. Par ailleurs, dans la situation antérieure de prix agricoles faibles, l'écoulement à bas prix de produits vers des pays faiblement structurés avait des effets négatifs sur la mise en place ou le maintien d'une production locale de ces pays. La hausse des prix agricoles peut être ressentie durement par les consommateurs des pays en voie de développement, c'est aussi un soutien de fait à leur propres producteurs.

Les pays en développement spécialisés dans une monoculture agricole (Brésil, Indonésie) ont développé des mécanismes économiques permettant de se garantir d'une chute des prix synonyme de crise économique. L'élevage reste le principal consommateur de céréales produites dans les pays de l'OCDE (80 à 90 % de la production), loin devant l'industrie des agrocarburants. Les travaux menés pour le compte de l'OCDE et la FAO et présenté dans le rapport Agricultural Outlook 2007 - 2016 confirme cette analyse et impute l'augmentation des prix agricoles à des évènements climatiques exceptionnels (sécheresses), à la faiblesse des stocks existants et à une forte demande liée aux changements d'habitudes alimentaires dans la population mondiale (hausse de la consommation de produits laitiers et de viandes). A long terme cependant, l'impact des modifications structurelles accompagnant le développement rapide des agrocarburants pourrait maintenir des prix agricoles élevés dans la prochaine décennie.

Les agrocarburants de deuxième génération (plantes oléifères des zones arides...) et de troisième génération (algocarburants) à vocation purement énergétique - encore à l'état de recherche - pourraient permettre de résoudre ce problème de compétition avec les cultures à vocation alimentaire.

Un objectif de 7 % d'agrocarburants a été fixé pour 2010 en France . Il représente 310 000 hectares de grandes cultures, soit 1 % de la SAU, selon l'Office national interprofessionnel des grandes cultures. L'ADEME estime pour sa part que le même objectif mobiliserait environ 2 millions d'hectares et qu'il faudrait gérer en conséquence les tensions entre production énergétique et alimentaire. Un autre objectif, de 10 % d'agrocarburants semble avoir été prévu pour 2015. Les intérêts fiscaux dont bénéficient les agrocarburants ont récemment été dénoncés par la campagne « Les biocarburants, ça nourrit pas son monde » initiée notamment par Les Amis de la Terre, Oxfam France-Agir ici, Nicolas Hulot, le CCFD.

Produire des agrocarburants consomme de l'énergie. Le bilan énergétique est le rapport entre l'énergie fossile (le pétrole) économisée et utilisée. « Le bilan énergétique de l'éthanol à partir de blé est très médiocre. Le bilan des huiles de colza comme substitut au diesel est un peu meilleur, mais, dans les deux cas, si l'on tient compte des pollutions des eaux et d'autres aspects environnementaux, le bilan en termes d'environnement est très incertain, » selon Jean-Christophe Bureau, chercheur à l'Institut national de la recherche agronomique (INRA).

L'homme émet chaque année 19 milliards de tonnes de CO2 dans l'atmosphère. Les émissions massives de gaz à effet de serre (CO2, CH4 etc.) constituent l'origine principal du phénomène de réchauffement climatique.

La combustion des énergies fossiles (pétrole, charbon, gaz naturel) conduit à la libération de CO2 dans l'atmosphère, carbone qui était piégé dans le sous-sol depuis des millions d'années (d'où le terme d'énergie fossile). Il provient de la décomposition de la faune et de la flore qui ont vécu sur la Terre auparavant. La consommation de ces hydrocarbures dégage dans l'atmosphère du CO2 qui était sorti du cycle du carbone depuis plusieurs millions d'années.

Au contraire, le carbone émis lors de la combustion d'agrocarburants (filière huile ou filière éthanol) a préalablement été fixé par les plantes (colza, blé, maïs, ...) lors de la photosynthèse. Le bilan carbone semble donc a priori neutre et le recours à cette énergie permet d'éviter des émissions supplémentaires de gaz à effet de serre. Pour déterminer s'il y a un réel gain en terme d'émission de CO2, il s'agit de faire le bilan énergétique de la production d'agrocarburants.

Une étude publiée dans Nature resources research, les chercheurs David Pimentel et Tad Patzek concluent «qu'il n'y a aucun bénéfice énergétique à utiliser la biomasse des plantes pour fabriquer du carburant.» au terme d'un calcul tendant à montrer que l'énergie globale nécessaire à la production d'éthanol à partir de maïs, à la production du bois et à celle de biodiesel à partir de soja ou de tournesol est pour chacun de ces cas supérieure de 27 à 118 % à l'énergie produite. Il est donné pour cela des quantités d'énergie dépensées à la fabrication et lors du conditionnement, transport et épandage des pesticides et des engrais, à la fabrication des outils agricoles, au drainage à l'irrigation ainsi que l'énergie dépensée par les travailleurs eux-même en dehors de leur travail. Cette étude a été néanmoins dénoncée comme fortement biaisée par les hypothèses prises et l'interprétation des résultats. Les postes de dépenses énergétiques sont par exemple non vérifiable ou s'appuient sur des techniques obsolètes.

En France, l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (ADEME) et le Réseau Action Climat publient des études sur l'intérêt des agrocarburants pour réduire les émissions de gaz à effet de serre.

L'ADEME a réalisé une synthèse des différentes études, en normalisant les résultats. La conclusion du rapport de synthèse de 2006 est : "Alors que les résultats publiés sont radicalement différents et donnent lieu à des conclusions opposées, les résultats normalisés permettent de tirer une conclusion commune aux trois études : l’éthanol et le biodiesel permettent tous deux de réduire la dépendance aux énergies non renouvelables par rapport aux carburants fossiles. En ce qui concerne les GES, les indicateurs publiés soulignent les mêmes bénéfices des agrocarburants par rapport aux carburants fossiles.". La valorisation effective des coproduits (par la filière éthanol cellulosique ou par méthanisation par exemple) permettra d'améliorer considérablement ce bilan. Les conclusions d'un rapport du Department for Transport britannique vont dans le même sens, tout en soulignant cependant l'impact environnemental non négligeable du développement des filières classiques en zone tropicale. Ces impacts peuvent, selon l'ONG Via Campesina, conduire à rendre les agrocarburants pire que le pétrole qu'ils remplacent.

Cependant, une étude récente de P.J. Crutzen prétend que l'usage des agrocarburants issus des cultures de colza et de maïs pourrait en fait augmenter l'effet de serre,. Selon ces auteurs l'augmentation des émissions de protoxyde d'azote dus à l'usage d'engrais azotés pour la production d'agrocarburants à partir de ces cultures pourrait avoir un effet plus défavorable sur l'effet de serre que la réduction de la production de CO2 à cause de la persistance du protoxyde d'azote dans l'atmosphère. Selon Crutzen, les émissions de protoxyde d'azote auraient été sous-estimées jusqu'à présent. D'après les auteurs de cette étude, la production d'huile de palme ou d'éthanol cellulosique basé sur des plantes pérennes semblent ainsi plus adaptée à un objectif de réduction des gaz à effets de serre.

Selon le Réseau Action Climat, dans une étude publiée en mai 2006, les résultats de la filière éthanol présentent une économie énergétique limitée, très relative pour l'ETBE, voire négative pour l'éthanol de blé, et permettent quelques économies de GES.

Toujours selon la même étude, la filière oléagineuse est beaucoup plus intéressante surtout en ce qui concerne l'huile pure. Le bilan énergétique ainsi que le bilan carbone sont toujours bien meilleurs quand on adapte le moteur à l'huile végétale pure (moteur Elsbett par exemple) plutôt que d'adapter l'huile végétale (transformation chimique en biodiesel, processus lourd) à des moteurs conçus pour fonctionner avec des dérivés du pétrole, à plus forte raison si l'on préfère des plantes pérennes implantées dans des zones où elles n'entrent pas en concurrences avec d'autres. Des plantes qui peuvent se développer en zone aride comme Jatropha curcas, Pongamia pinnata ou Madhuca longifolia pourraient présenter de bien meilleurs résultats.

L'utilité des agrocarburants dépend ainsi de façon importante et de la filière choisie et de la valorisation effective des coproduits, d'où l'importance de leur trouver des débouchés, notamment pour les tourteaux de colza et de tournesol.

En France, d'après le ministère de l'industrie,, deux principaux agrocarburants sont utilisés à l'heure actuelle : l'ETBE (éthyle tertio butyle éther, à partir de l'éthanol) pour les véhicules essence (90 % de la consommation d'agrocarburants en France) et l'EMHV (biodiesel ou Diester) pour les véhicules diesel. Côté éthanol, l'ETBE reçoit la préférence du ministère par rapport à l'E85, plus riche (85 %) en éthanol : Au plan technique, l'ETBE est la meilleure façon d'incorporer de l'éthanol au carburant, grâce à son indice d'octane élevé autant qu'à sa faible volatilité. Cette conclusion technique fait l'objet d'un consensus dans les milieux professionnels. Ce qui amène le Réseau Action Climat à dire : « Le plan gouvernemental ambitieux et coûteux qui prévoit de remplacer 7 % des carburants pétroliers par des agrocarburants d’ici 2010 diminuerait les émissions de GES des transports routiers de moins de 7 % (alors que les transports routiers en France ont vu leurs émissions de GES augmenter de 23 % depuis 1990). ».

Au niveau mondial, la production d'agrocarburants en 2005 était de 37 millions de tonnes (Mt) pour le bioéthanol et 3,2 Mt pour le biodiesel.

D'après le Global Canopy Programme, regroupant les leaders scientifiques sur le sujet des forêts tropicales, la déforestation est une des principales responsable des émissions de gaz à effet de serre. Avec 25 % des émissions totales, elle n'est devancée que par l'énergie, mais bien au dessus des transports (14 %).

Plusieurs articles récents ,, dénoncent dans les agrocarburants un mirage qui nous ferait perdre de vue l'essentiel : stopper la deforestation et diminuer la consommation de carburant. Le danger est que la production d'agrocarburants accompagne une consommation croissante de carburant, se bornant à en faciliter l'approvisionnement.

La combustion du bioéthanol produit davantage d'aldéhydes que l'essence, mais ceux du bioéthanol sont moins toxiques (acétaldéhydes contre formaldéhydes pour l'essence). Selon Mark Jacobson de l'université de Stanford, la combustion de l'éthanol entraîne la formation d'oxydes d’azote et de composés organiques volatils (COV) qui réagissent pour former de l’ozone, principal responsable de la formation du smog. « Une hausse même modeste de l'ozone dans l'atmosphère peut être à l'origine d'une augmentation des cas d'asthme, d'un affaiblissement du système immunitaire. Selon l'Organisation mondiale de la santé, plus de 800 000 personnes meurent annuellement dans le monde à cause de l'ozone et de la pollution atmosphérique. » - « Au final, l’incidence des cancers liés à l’E85 serait similaire à ceux liés à l’essence. Par ailleurs, dans certaines régions du pays, l’utilisation du E85 aurait pour conséquence d’augmenter la concentration en ozone, un parfait ingrédient du brouillard ».

La production d'agrocarburants demande les moyens de la production agricole intensive en terme d'engrais et de produits phytosanitaires. Dans une étude parue dans Bioscience, les chercheurs Marcelo Dias de Oliveira et al., (université d'État de Washington) concluent que la filière éthanol à partir de canne à sucre réduit la biodiversité et augmente l'érosion du sol.

La production d'éthanol au Brésil, se base notamment sur l'exploitation de nouvelles terres défrichées pour cela.

Dukes estime que le remplacement des carburants fossiles par une combustion de végétaux actuels correspondrait au moins à 22 % de la production végétale terrestre (y compris des végétaux marins), augmentant ainsi de 50 % l'appropriation de cette ressource par l'homme, et pourrait compromettre la survie des autres espèces qui en dépendent.

Tyler Volk, professeur du Earth Systems Group du département de biologie de l'université de New York, estime que « la production massive d'éthanol pourrait augmenter la pression sur les terres cultivables, faire monter les prix de la nourriture et accélérer la déforestation».

Le caractère durable de la production des agrocarburants peut être mis à mal si elle est réalisée de manière non durable : épuisement des sols, pollution des eaux et destruction de milieux naturels pour cette production. Selon les estimations des Les amis de la Terre, la plantation de palmiers à huile a été responsable de 87 % de la déforestation en Malaisie entre 1985 et 2000. 4 millions d’hectares de forêts ont ainsi été détruites à Sumatra et Bornéo. 6 millions d’hectares en Malaisie et 16,5 millions en Indonésie sont programmés pour disparaître. Selon certains écologistes, la menace est sérieuse. Les politiques de promotion des agrocarburants sont responsables pour une partie seulement de la déforestation contemporaine. Cette déforestation concerne notamment le Brésil (destruction de la forêt amazonienne pour réaliser des monocultures de canne à sucre), la Malaisie, l'Indonésie, le Kenya, le Congo, le Nigeria, le Libéria, la Colombie, ou encore le Mexique.

Le volume de carburant consommé en France pour le transport automobile (hors transport aérien, ferroviaire, naval et consommation industrielle donc) s'élevait en 1998 à 19 000 milliers de m³, soit 19 000 millions de litres. Pour plusieurs raisons (réduction de la consommation des moteurs, essor du transport en commun, etc.), ce niveau de consommation baisse de 2 % par an depuis.

Pour produire le carburant nécessaire au transport automobile, il faudrait donc cultiver (190 / 84,2) soit 2,26 millions d'hectares, soit cinq fois plus que la surface déjà consacrée à la culture de la betterave à sucre (450 000 Ha).

La surface cultivable en france est de 30 millions d'hectares. En 1995, 1,5 % de cette surface était déjà consacrée à la culture de la betterave à sucre. Et seulement 6 % de cette même surface était en jachère.

Consacrer 7,5 % de la surface cultivable française à la production de carburants impliquerait donc deux choses : stopper la croissance démographique et réduire la consommation de viande par personne (cette dernière pesant pour 60 à 70 % de la surface cultivable française).

En 2003, le biologiste Jeffrey Dukes a calculé que les énergies fossiles brûlées en un an (1997) provenaient d’une masse de matière organique préhistorique qui représentait plus de 400 fois l'énergie qui à l'inverse se fixe et s'accumule naturellement dans le même temps sur la planète,. Dans le même article, Dukes estime que le remplacement des carburants fossiles par une combustion de végétaux actuels correspondrait au moins à 22 % de la production végétale terrestre (y compris des végétaux marins), augmentant ainsi de 50 % l'appropriation de cette ressource par l'homme.

L’obtention de ces agrocarburants nécessite d'importantes surfaces cultivables. Selon Jean-Marc Jancovici, Ingénieur Conseil spécialiste des émissions des gaz à effet de serre, il faudrait par exemple cultiver 118 % de la surface totale de la France en tournesol pour remplacer l’intégralité des 50 Mtep de pétrole consommées chaque année par les français dans les transports (104 % de la surface nationale avec le Colza, 120 % avec la betterave et 2700 % avec le blé). Pour remplacer totalement la consommation de carburants fossiles par des agrocarburants, il faudrait ... plusieurs fois la surface terrestre. Les agrocarburants ne seront qu'un appoint tant que nous ne passerons pas à l'ère des agrocarburants de seconde ou de troisième génération (algocarburants en particulier). Pour Jean-Marc Jancovici, les biocarburants sont donc un intéressant problème de politique agricole, mais un élément négligeable d'une politique énergétique.

Les analyses de Jean-Marc Jancovici sont critiquées. L'approche consistant à évaluer le potentiel des agrocarburants en rapportant les rendements agricoles à la surface disponible totale des terres arables est réfutée par certains scientifiques et industriels promoteurs des agrocarburants . Certains soulignent ainsi que le rendement maximal d'une plante cultivée est d'importance secondaire par rapport aux coproduits de celle ci, à la quantité de travail nécessaire à sa culture et à son impact sur la composition chimique du sol (enrichissement ou apauvrissement). Ils lui reprochent également le fait de ne prendre en compte la possibilité que d'une seule récolte par an ou de négliger la possibilité de mettre en place des systèmes de cultures combinés (faisant cohabiter plusieurs récoltes sur une même parcelle).

Ces analyses pourraient être également mises en défaut si les algocarburants tiennent toutes leurs promesses. Cette technologie est encore à l'étude et l'horizon de sa mise en application est estimé à 5 ou 10 ans. L'IFREMER affirme en octobre 2008 : « Comparativement aux espèces oléagineuses terrestres, les microalgues présentent de nombreuses caractéristiques favorables à une production d’acides gras qui pourraient notamment être mises à profit pour produire des algo-carburants. Les principaux atouts sont un rendement environ 10 fois supérieur en biomasse et l’absence de conflit avec l’eau douce et les terres agricoles. La production pourrait représenter 20 000 à 60 000 litres d’huile par hectare par an contre 6 000 litres pour l’huile de palme, un des meilleurs rendements terrestres. » .

La directive européenne 2003/30/CE demande à ce qu'en 2010 les agrocarburants représentent 5,75 % de la consommation. La France prévoit de monter ce taux à 10 %. Le gouvernement britannique espère que les agrocarburants puisse fournir en 2050 un tiers de la demande en carburant, dont on prévoit l'augmentation.

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Bioéthanol

Le bioéthanol est de l'éthanol d'origine agricole. Il n'est pas issu de l'agriculture dite "biologique". Le préfixe "bio" est donc contesté. Pour ses utilisateurs il signifie simplement qu'il est produit à partir de matières vivantes végétales. Il est utilisé comme biocarburant (terme également contesté que certains préfèrent appeler agrocarburant) dans les moteurs à essence. Il s'agit d'un vecteur énergétique issu de l’agriculture et appartenant à la famille des énergies renouvelables.

Les végétaux contenant du saccharose (betterave, canne à sucre…) ou de l’amidon (blé, maïs…) peuvent être transformés pour donner du bioéthanol, obtenu par fermentation du sucre extrait de la plante sucrière ou par hydrolyse enzymatiques de l’amidon contenu dans les céréales. On parle généralement de filière "sucre" pour désigner cette filière de production du "bioéthanol".

Cet éthanol d’origine végétale n’est rien d’autre que de l’alcool éthylique, le même que celui que l’on trouve dans toutes les boissons alcoolisées. Il peut être mélangé à l’essence en des proportions allant de 5 à 85 %. Au-delà de 20 % des adaptations aux moteurs de voitures sont souvent nécessaires.

Par rapport à la filière "huile" permettant de produire de l'huile végétale brute et du biodiesel (ester éthylique d'huile végétale ou EEHV), la filière "sucre" est de loin la plus développée dans le monde, principalement au Brésil, où le bioéthanol de canne à sucre couvre 22 % des besoins nationaux en carburant, en Suède où outre la vente de superethanol, l'essence contient 5% de bioethanol (à base de canne à sucre). Aux États-Unis, plus de 10 % de l’essence contient du bioéthanol (principalement de maïs) à hauteur de 10 %.

Le développement des biocarburants est accusé de tirer vers le haut les prix du maïs, du soja et du blé. Cependant, plusieurs études ont montré que entre 0,5% et 1% de la surface cultivable était utilisée pour la production de bio-carburants . D'autres études ont mis en avant la hausse de consommation de la viande dans les pays en voie de développement pour expliquer la pénurie en nourriture . Les études sur l'utilisation de surface cultivables ont mis en évidence la consommation importante par les élevages de viande .

En 1904, le Ministère français de l'Agriculture organisa un Circuit automobile du Nord destiné à propager l'utilisation de l'alcool comme carburant dans les moteurs à explosion (revue du Touring Club de France, mars 1931).

Il existe plusieurs types de carburants contenant de l'éthanol la plupart sont des mélanges d'essence et d'éthanol à différentes proportions. On les désigne par la lettre E suivie du pourcentage d'éthanol dans le mélange : par exemple du E85 représente un carburant contenant 85% d'éthanol et 15% d'essence. Dans cette nomenclature, E100 désigne l'éthanol pur.

On trouve ainsi du E5, E7, E10, E15, E20, E85, E95, E100 en fonction du pays dans lequel on se trouve et de l'utilisation que l'on veut en faire.

En france, la commercialisation de l'E85 aux particuliers, légalement nommé Superéthanol, est officielle depuis le 1er janvier 2007.

En Europe, les pétroliers préfèrent transformer l’éthanol en ETBE (éthyl tertio butyl éther) qui peut être incorporé à l’essence jusqu’à hauteur de 15 %. L’ETBE aurait l’avantage d’être mieux adapté aux moteurs. En effet, l’incorporation directe de l’éthanol à l'essence pose certaines difficultés techniques : le mélange essence/éthanol a une pression de vapeur plus élevée et tolère mal la présence de traces d’eau. Ces difficultés peuvent être surmontées par une reformulation des bases essence et par l’élimination des traces d’eau dans les cuves. Néanmoins, l'ETBE est moins vertueux pour l'environnement, d'où le choix de la France (et de nombreux autres pays) pour l'E85.

L’utilisation du biodiesel dans les moteurs diesel et le bioéthanol dans les moteurs à allumage commandé sont des biocarburants bien connu de tous. Par contre, une autre voie très prometteuse est l’utilisation de l’éthanol comme biocarburant dans les moteurs diesel.

Le biocarburant E-Diesel est un mélange qui se compose de diesel entre 85% et 95%, d’éthanol anhydre (sans eau) et un package d’additif spécialement réalisé pour la stabilité du mélange et pallier certains des inconvénients du bioethanol comme par exemple son faible indice de cétane(8), son faible pouvoir lubrifiant... afin de répondre au plus près à la norme des carburants diesel EN590. La concentration d’additif peut varier dans le mélange entre 0,6% et 1% en volume. L’avantage principal du E-diesel, qui est commercialisé actuellement en Europe par différentes sociétés comme O2DieselTM, est de pouvoir être utilisé dans n’importe quelles véhicules équipés d’un moteur diesel sans aucune modification.

Mélanger le diesel conventionnel avec de l’éthanol et l’additif améliore le fonctionnement de la combustion et augmente légèrement la volatilité du combustible. Le résultat principal est la réduction des émissions de gaz polluants réglementés tels que les particules (PM10) et les fumées. Cette diminution se doit au contenu en oxygène du biocarburant qui limite la formation des particules lors de la combustion du carburant. Le mélange du bioethanol avec le diesel a aussi pour conséquence et inconvénient principal la réduction du point d’éclair (13degC).

Les moteurs à éthanol actuels sont des moteurs à essence légèrement modifiés, notamment au niveau des joints qui sont améliorés pour résister à l'effet corrosif de l'alcool, les véhicules après 1994 ont des joints et durites compatible avec l'E85. Les véhicules sont équipés soit de ces moteurs spécifiquement conçus pour l'éthanol, soit de moteurs dit Flex-Fuel , ou encore les boitiers " flex " pour transformer une voiture a essence en voiture bi carburant.

Flexfuel (ou VCM, Véhicule à Carburant Modulable) est le nom donné aux véhicules spécialement conçus pour fonctionner indifféremment au Superéthanol E85 et/ou au Super sans plomb classique. Plus précisément, les véhicules Flexfuel sont capables d’adapter automatiquement leur fonctionnement pour tout mélange d’essence et d’éthanol pur dans des proportions comprises entre 0 % et 85 % en volume d’éthanol, d’où le mot « Flex ». Ce sont en pratique des véhicules dotés de moteurs essences équipés de dispositifs d’injections, de capteurs électroniques spécifiques… De plus, les matériaux utilisés doivent être compatibles avec l’éthanol. L’éthanol est en effet plus corrosif que l’essence. Les durits, réservoir et autres conducteurs du mélange doivent être renforcés.

La consommation d'un moteur à éthanol est supérieure d'environ 25% à celle d'un moteur à essence ; toutefois, ses taux de compression sont plus élevés ce qui permet d'exploiter plus de puissance. En général, les moteurs à éthanol sont étudiés pour fournir des puissances et couples similaires à ceux des moteurs à essence. Cependant, certains moteurs "Flex-Fuel" fonctionnant indifféremment au super 95 ou à l'éthanol E85, fournissent des rendements supérieurs (plus de 10%) lors du fonctionnement sous E85. Les émissions nettes de CO² sont réduites d'environ 40%.

Il existe maintenant des kits " Flex " , c'est un boitier électronique qui ajuste le temps d'injection et permet aux voitures à injection multipoint ou monopoint de rouler librement au superethanol. Le kit existe au Brésil, aux États-Unis, en Suède depuis des années . il y a plusieurs marques de kit "Flex" , Euroflex , ful.flex , flextek ... les tarifs sont de 300 a 600 euros ( selon les marques ) avec des modèles de boitiers automatique ou bi carburant . plus de 30 000 voitures roulent au Brésil avec des kits flex , 90 % des voitures sont compatibles .

En 2003, la production mondiale de bioéthanol s'est élevée à 22 milliards de litres, dont 620 millions dans l'Union européenne. L´Espagne est le plus grand producteur de l´Union. En Belgique, début janvier 2006, on ne produit pas encore de bioéthanol. Mais ce n'est qu'une question de temps car deux grosses unités de production sont en train de se mettre en place. Juste à côté de sa sucrerie de Wanze (Huy), la Raffinerie Tirlemontoise, leader belge du sucre et de l’inuline, développe BioWanze un projet de 200 millions d’euros pour fabriquer annuellement 300 millions de litres d’éthanol à partir de betteraves et de froment. BioWanze devrait générer 80 emplois directs et la production démarrer en 2007. Dans le port de Gand, la société Alco BioFuel, filiale du premier producteur d’éthanol en Europe, prévoit la construction de trois lignes de production principalement à base de grain belge. La première ligne (100 millions de litres/an) devrait être opérationnelle dès 2007. Les États-Unis sont les deuxièmes producteurs mondiaux de bioéthanol. Leur production s'élevait à 6,21 millions de mètres cubes en 2001 et 10,2 millions de mètres cubes en 2003. En 2006, 10 % de la production de maïs est transformée en biocarburants aux États-Unis.

Une nouvelle filière de production de bioéthanol est en train de se développer. C'est la filière BTL (pour biomass-to-liquid, en anglais) qui permettra de fabriquer les «carburants verts de deuxième génération». Pour de nombreux spécialistes, la filière BTL constitue la filière du futur. Elle permet de produire du bioéthanol ou du biodiesel, mais les procédés industriels utilisés sont très différents de ceux exploités par les filières "sucre" et "huile" traditionnelles. La filière BTL est en fait une étiquette générique qui recouvre deux sous-filières permettant de produire des carburants de synthèse par voie thermochimique (gazéification) ou par voie biologique (hydrolyse enzymatique).

La voie thermochimique permet d’obtenir du biodiesel. Choren Industries, entreprise allemande basée à Freiberg (dans la Saxe, non loin de Dresde), est leader en la matière. Avec sa technologie Carbo-V®, elle produit du SunDiesel® à partir de bois ou de n’importe quel type de biomasse. Cette voie thermochimique convertit d'abord la biomasse en un gaz de synthèse (mélange d’hydrogène et de monoxyde de carbone) qui est ensuite transformé en diesel en utilisant des procédés originellement développés pour la conversion du charbon en diesel par l’Allemagne durant la deuxième guerre mondiale et ensuite, l’Afrique du Sud durant l’embargo imposé pour contrer l’apartheid. Une autre voie thermochimique produit une huile par pyrolyse, huile qui est ensuite raffinée pour extraire des carburants et des produits chimiques à haute valeur ajoutée.

La voie biologique permet quant à elle de générer du bioéthanol. L’entreprise canadienne Iogen Corporation, basée à Ottawa, possède une usine-pilote qui convertit des matières cellulosiques (paille de blé, bois, etc.) en EcoEthanol™, grâce à des enzymes brevetées. Choren et Iogen bénéficient toutes deux de l’appui financier du géant anglo-néerlandais Shell. L'usine pilote Sekab de Domsjö en Suède produit de l'éthanol à base de copeaux de bois. Le procédé de production associe des hydrolyses acides et enzymatiques. Les produits obtenus sont de la lignine qui peut être soit brûlée directement soit séché et vendu pour servir de carburant, du gaz carbonique qui est récupéré et de l'éthanol qui est utilisé par l'usine de Sekab pour produire du biocarburant E85 comprenant 75-85% d'éthanol et 15-25% d'essence.

Pour les Brésiliens, aucun doute : leur pays va devenir l'Arabie saoudite du XXIe siècle. Premier exportateur du pétrole vert ou bioéthanol, le Brésil est un pionnier de la filière : cet alcool de canne à sucre a été développé après le premier choc pétrolier en 1973, sous l'impulsion de la dictature militaire. Il a été relancé en 2003 par la mise sur le marché d'une voiture "flex-fuel", acceptant indifféremment l'essence, l'éthanol ou un mélange des deux. En 2006, 75% des voitures vendues au Brésil étaient "flex". L'Association nationale des fabriquants de véhicules automobiles (Anfavea) estime que, dans 4 ans, elles représenteront 85% des voitures en circulation. Le Brésil, qui produit 17 milliards de litres d'éthanol par an, dispute aux États-Unis la place de premier producteur. L'engouement ne va pas sans inconvénients : le cours mondial du sucre, qui reste une denrée alimentaire, s'envole et le prix de l'éthanol augmente. "Et les petits paysans, poussés par l'extension des plantations de canne, refluent vers l'Amazonie, où ils défrichent pour planter", cela alerte l'association "Les Amis de la Terre". Pour ces petits paysans, le gouvernement encourage la production d'un autre biocarburant, le biodiesel, qui se mélange au gazole et se fabrique à partir d'oléagineux faciles à faire pousser sur de petits terrains.

Le fort développement d'une filière d'éthanol à base de maïs provoque une flambée des prix du maïs au Mexique. La principale nourriture au Mexique est la Tortilla, aliment à base de farine de maïs.

L'absence de taxe sur le biodiesel a dopé la production de ce carburant de 60% entre 2004 et 2005.

Des informations intéressantes sur les biocarburants sont disponibles sur le site .

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Source : Wikipedia