Gaz en France

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La France doit améliorer son importantion de gaz des pays du Sud

30 décembre 2013 economiematin.fr

En raison d’une hausse des fiscalités et à une forte demande pour une offre en berne, les coûts du gaz pour les particuliers français et européens ont augmenté de 15% en Europe de 2010 à 2012. En effet, les méthaniers transportant le Gaz Naturel Liquéfié (GNL) trouvent leur bonheur en Asie, où la demande en GNL est soutenue par la croissance chinoise et les prix élevés offerts par un Japon privé de son parc nucléaire. Le gaz représente actuellement 30 % de la consommation d’énergie finale du résidentiel et 30% de l’énergie finale utilisée par l’industrie. Une augmentation des prix du gaz ou une tension sur les approvisionnements aura donc des impacts forts sur le pouvoir d’achats des français et sur la santé de notre tissu industriel. La demande en gaz en Europe est amenée à augmenter d’ici à 2020 principalement du fait de la production d’électricité pour accompagner les productions renouvelables intermittentes et la sortie du nucléaire par les Allemands.

Le gaz consommé en France vient des gazoducs pour la zone Nord de la Norvège (44%), la Russie (17%) et les Pays Bas (17%), et des terminaux méthaniers pour la zone Sud d’Algérie (10%), du Qatar, d’Egypte, de Lybie, d’Iran, ou de Trinidad et Tobago (12%). Essentiellement alimenté en GNL, la zone Sud dépend beaucoup des flux du Nord pour compléter ses besoins. La dépendance en GNL ainsi crée par la zone Sud peut être accentuée en cas de rupture des transits par l’Ukraine ou la Biélorussie qui contraindrait la flexibilité de la zone Nord. Il est donc nécessaire de renforcer les infrastructures de transit du Nord vers le Sud pour améliorer la liquidité du marché et minimiser la dépendance de l’Europe du Sud-Ouest au GNL. Il est également nécessaire de développer les infrastructures de la zone Sud et Ouest pour diversifier les points d’approvisionnements (construction de terminaux méthaniers sur la façade atlantique et méditerranéenne et de gazoducs depuis le Maghreb et la mer Caspienne vers l’Italie). Ces infrastructures doivent être associées à des infrastructures de transport vers l’Europe de l’Est pour réduire la dépendance à la Russie.

Ces investissements doivent faire partie d’un schéma directeur Européen incluant une vision long terme des prix de gaz et une politique conjointe de régulation. Ce dernier assurera la rentabilité des investissements, la pérennité des infrastructures ainsi que l’attractivité du marché européen face aux marchés asiatiques. Ces infrastructures sont complexes et longues à mettre en place du fait des nombreuses concertations nécessaires et d’un niveau d’investissement élevé, mais elles sont aussi génératrices d’emplois industriels, et doivent donc être soutenues politiquement.

En conclusion, plus les méthaniers iront alimenter l’Asie, plus nous serons dépendants du Gaz Norvégien mais surtout Russe, Qatari, Iranien ou Azéri et moins nous aurons de flexibilité et de résilience au pointes de consommation sur nos infrastructures. En cas de longue période de froid associé à des tensions sur les approvisionnements via l’Ukraine et la Biélorussie, nous serons de plus en plus exposés à un risque de pénurie en Europe. Pour réduire ce risque de pénurie en France, des projets sont en cours à Fos pour accueillir plus de GNL en provenance du Maghreb et du Moyen Orient ainsi qu’à Montoir pour accueillir du gaz en provenance de la mer du Nord mais surtout le GNL issu du gaz de schiste américain. Pour l’Europe, le projet TAP de gazoduc vers les pays du Sud est nécessaire. Ces projets doivent aller au bout et être complétés de capacité de transit supplémentaire du Nord vers le Sud et de l’Ouest vers l’Est.

http://www.economiematin.fr/les-experts ... ce-energie

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Lacq rebouche ses puits de gaz ouverts en 1951

Ouest-France 30 Dec 2013

Le gisement découvert au pied des Pyrénées a alimenté la France pendant un demi-siècle. Dans les années 1970, il fournissait près de la moitié de ce que brûlaient gazinières et chaudières.


la mi-décembre, les équipes de Total transféraient la tour de forage après avoir fermé un des quarante puits à présent inutiles.

Et de vingt-deux ! Plus que dix-huit puits à boucher. Les ouvriers mobilisés par TEPF (Total Exploration Production France) ont commencé, le 11 décembre, à démonter la tour de forage de vingt mètres de haut pour la transférer au puits suivant. La veille, ils avaient achevé d'extraire les tuyaux d'acier de neuf mètres qui plongeaient à 3 500 mètres de profondeur pour chercher le gaz dans le sol de Lacq.

Les derniers tuyaux sont encore rangés dans l'enceinte du puits inutile depuis que Total a cessé, le 14 octobre, d'approvisionner les particuliers en gaz de Lacq. À peine corrodés par un demi-siècle d'immersion dans le sous-sol béarnais. Au passage, les techniciens de Total ont coulé quatre bouchons de ciment de 150 mètres de hauteur chacun.

Histoire de s'assurer que le gaz qui reste dans les profondeurs ne s'échappe pas et que les aquifères transpercés ne communiquent pas entre eux. Pas question de laisser « fuiter » ce gaz hautement toxique, explosif et inflammable. Jean-Marc Dupuis, superviseur forage, vérifie les consignes de sécurité : « C'est la première préoccupation ici. » On n'entre pas sans un masque à gaz en bandoulière.

« Remettez-y vos vaches »

À l'origine, en 1951, c'était même une découverte très embarrassante. Croyant trouver une nouvelle nappe de pétrole, les pionniers des Pétroles d'Aquitaine creusent jusqu'à une réserve phénoménale - plusieurs milliards de mètres cubes - d'un gaz chargé en soufre et pour ainsi dire inexploitable.

Le gaz sort à 660 bars, c'est-à-dire 660 fois la pression de l'atmosphère. Sa teneur en soufre perce les meilleurs aciers. Impossible à contenir. On fait venir Myron Kinley, l'Américain spécialiste de la reprise de contrôle des puits. Il lui faut deux mois pour colmater le geyser. « Quand il est parti, il a dit : « Replantez de l'herbe et remettez-y vos vaches, vous n'arriverez jamais à exploiter ce gaz acide « », rappelle Nicolas Terraz, l'actuel directeur de TEPF.

Mais la France a besoin de ce gaz. Les sidérurgistes de Vallourec inventent un acier suffisamment résistant. Six ans plus tard, on commence à exploiter les ressources de Lacq, un gaz qui imbibe la roche sur une superficie de dix kilomètres sur dix. En 1957, on en extraira un million de mètres cubes par jour. Au pic de production, dans les années 1970, Elf Aquitaine est monté à 33 millions de mètres cubes/jour.

De quoi alimenter des millions de gazinières et de chaudières en un gaz beaucoup plus calorifique qui nécessitait de transformer les appareils ménagers. « C'était presque la moitié de ce que consommaient les Français, rappelle Nicolas Terraz. Le reste venait du gaz de houille, d'Europe du nord et d'Algérie. » Le gaz de Lacq arrive à Nantes en 1958 pour alimenter la centrale EDF de Cheviré, puis à Paris en 1959.

Parmi les premiers ouvriers, on trouvera des pieds-noirs venus des champs pétrolifères d'Oran. Les quelques villages qui entourent Lacq, au pied des Pyrénées, connaissent une révolution complète. Mourenx, 150 âmes, devient en quelques années une ville nouvelle de 10 000 habitants avec des barres d'immeubles au pied des Pyrénées. Le site de Lacq s'étend sur 220 hectares, colonisés depuis longtemps par des chimistes venus exploiter le soufre.

Franc gazier

« Dès le départ, il y avait l'idée que le gisement aurait une fin, explique Nicolas Terraz. Dans les années 1960, on a créé le franc gazier, c'est-à-dire que pour chaque mètre cube extrait, on mettait un franc de côté pour diversifier les activités. C'était totalement novateur et ça a été copié depuis. » 10 % des fibres de carbone produites dans le monde sortent ainsi de Lacq. Arkema, Abengoa, Sobegal, Toray et Sobeji ont suivi le mouvement. 7 500 personnes travaillent sur le bassin de Lacq alors que TEPF n'en emploie que 250.

http://www.nice.maville.com/actu/actude ... 0_actu.Htm

[Raminagrobis]

Je pensais que le gisement serait réutilisé pour stocker du CO2. On forera de nouveaux puits ? On ne peut pas gader les puits de production pour ça ?

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Gaz : la consommation des Français a augmenté de 1,4 % en 2013

19 Janv 2014

Ce sont donc pas moins de 467 térawattheures de gaz naturel, soit 40,8 milliards de mètre cube, qui ont été consommés l'an dernier, via le réseau principal de distribution de gaz, GRTgaz, la filiale de GDF Suez, en charge du transport du gaz sur la majeure partie du territoire, excepté le sud-ouest. Cette région est en revanche approvisionnée par TIGF, une ex-filiale du groupe Total.

Une hausse de la consommation de gaz chez les particuliers qui compense la baisse chez les industriels
Et bien qu'une hausse de la consommation de gaz a évidemment des effets négatifs sur la facture des particuliers, elle tombe plutôt à pic pour les fournisseurs d'énergie qui ont été confrontés, l'an dernier, à une sévère baisse de la consommation de gaz venant des industriels, notamment à cause de l'arrêt de plusieurs centrales électriques au gaz, que l'on sait non-rentables. Ainsi, on estime la baisse de la consommation totale des clients industriels à -2,4 %, soit 157 térawattheures.
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http://www.economiematin.fr/ecoquick/it ... mperatures

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Le chantier du terminal LNG de Dunkerque qui rapellons le sera le plus grand terminal méthanier de France est à mi parcours.
Ouverture prévue fin 2015.
3 réservoirs de 90 métres de diamétre pour 60 m de haut. 190 000 m3 chacun.
80 navires accosterons par an pour un cumul de 13 milliards de m3 qui repatiront dans les Gazoducs.

40% du Gaz partira en Belgique toute proche (via un Gazoduc de 25 km).

Pour le réchauffement/regazéification du Gaz une partie des calories fatales de la centrale nucléaire de Graveline sera utilisé (à hauteur de 5% des rejets) via un tunnel de 3 m de diamétre et 5 km de long !

Cout total de 1.24 milliards d' €

Extension possible avec une 4iéme cuve pour recevoir éventuellement du Gaz Russe de Yamal, pour un cout de 280 millions d'€.

source Usine Nouvelle version papier, le 05 Fev 2014.

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Le compteur Gazpar bientôt dans les foyers

21 Fev 2014 Le Figaro

Sept entreprises ont été retenues pour fabriquer le nouvel appareil, qui coûtera deux euros par an aux Français

Étape majeure pour Gazpar, le futur compteur de gaz communicant: GrDF, la filiale de GDF Suez chargée de la distribution, a sélectionné les fabricants qui seront chargés de réaliser et d'assembler l'appareil. Il s'agit d'un projet industriel majeur, car GrDF, qui sera l'architecte du système, a prévu d'installer 11 millions de compteurs entre 2016 et 2022, au rythme de 10.000 appareils par jour. L'investissement atteindra le milliard d'euros pour le distributeur, qui investit environ 700 millions d'euros par an pour entretenir et moderniser son réseau.

«La dimension du projet explique que l'appel d'offres a duré près d'un an, avec la nécessité de s'assurer de la parfaite fiabilité de nos parte­naires, explique Sandra Lagumina, la directrice générale de GrDF. Nous avions souhaité dès le départ que toute la partie intelligente de Gazpar soit implantée en France.»

Un projet «très suivi à l'étranger»

Ce sont ainsi quelque 1000 emplois directs qui devraient être créés dans le cadre de ce chantier, dont l'impulsion a été donnée en 2009 par les pouvoirs publics. En tout, sept sociétés ont été retenues: l'américain Itron, l'allemand Sappel, l'italien Dresser, le roumain AEM, l'anglais Elster ainsi que les deux français Sagemcom et ­Kerlink. Elles se partageront les ­tâches de construction et d'assemblage des compteurs, des concentrateurs et des modulateurs radio.

Il s'agit là des étapes clés de la fabrication de Gazpar. «Le marché que nous attribuons s'élève à 600 millions d'euros, poursuit Sandra Lagumina, il permettra de créer une filière d'excellence française dans un domaine à forte valeur ajoutée.» La dirigeante insiste encore sur la dimension pilote du projet, «très suivi à l'étranger, et qui pourrait ouvrir des pistes pour nos industriels»

Pour les pouvoirs publics, la sélection par GrDF des futurs fabricants de Gazpar représente quasiment l'ultime étape avant de donner le feu vert au déploiement du compteur communicant. Ils souhaitaient s'assurer de l'intérêt industriel pour le pays tout en gardant un niveau d'investissement raisonnable pour GrDF.

Source de contestation

Avec l'aval de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), il a été décidé que le distributeur se rémunérerait pour financer ce projet à hauteur de deux euros par an sur la facture du consommateur, mais le nombre d'années n'a pas encore été fixé. À l'issue des premiers tests, GrDF a pu constater la validité de son nouvel outil. «Grâce à Gazpar, les clients seront facturés sur leur consommation réelle à l'instant “T” et non plus sur la base d'estimations, source de contestation, expose Sandra Lagumina. Par ailleurs, de nombreuses opérations pourront être ­effectuées à distance, à commencer par la relève des compteurs.»

Quant au consommateur, il pourra suivre sa consommation en temps réel et ainsi apprendre à la moduler. GrDF met en exergue l'expérience britannique, qui s'est traduite par une économie de 2 à 3% de la consommation de gaz de 18.000 foyers. Pour la France, la CRE a déjà fait les comptes: Gazpar pourrait permettre d'économiser jusqu'à 850 millions d'euros par an.

http://www.lefigaro.fr/conso/2014/02/21 ... foyers.php

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en rapport avec ce post du 01/01/2014 viewtopic.php?p=355934#p355934

"Les gros consommateurs de gaz en situation de crise aigüe"

10 Mars 2014 enerzine

Dans le sud de la France, des sites chimiques très gros consommateurs de gaz sont menacés à court terme d'arrêt de production par la forte augmentation du prix du gaz du fait du mécanisme d'attribution aux enchères des droits de transport nord-sud, a fait savoir l'Union des Industries Chimiques (UIC)

Par ailleurs, l'industrie chimique en France reste non seulement touchée par la faiblesse de la demande européenne, mais elle demeure également handicapée par son manque de compétitivité concernant l'accès à l'énergie : le prix du gaz étant 3 fois supérieur à celui des Etats Unis.

Depuis Fukushima, et l'arrêt de la production nucléaire japonaise, le marché japonais absorbe, à prix très élevés, toutes les quantités de GNL disponibles. L'Europe, et en particulier la France, n'est plus desservie correctement en GNL : "50 % de baisse depuis 2011 dans ses terminaux de Montoir et de Fos. La zone sud est donc aujourd'hui approvisionnée très majoritairement par le réseau venant du nord qui n'a pas été conçu pour cela et il est donc à présent congestionné en permanence. En outre, la saturation désormais durable des exports vers l'Espagne n'a fait qu'empirer la situation."

Selon l'UIC, cette situation de rareté physique, parfaitement identifiée depuis deux ans, a pris une tournure dramatique depuis le dernier trimestre où les opérateurs sont venus disputer aux industriels consommateurs les rares capacités disponibles : "le prix de passage, selon les données publiques, est ainsi passé en pointe journalière à 17 € le MWh , et en moyenne vers 5 € le MWh (pour un coût réel de 0,6 € le MWh) soit une surcharge de coût durable de 20 % pour les industriels au sud de la France."

Dans ce contexte, la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) a décidé de mettre aux enchères de façon anticipée les capacités de transport nord-sud pour les quatre années à venir, solution jugée inefficace par les industriels. Alertés sur cette situation de crise, les pouvoirs publics, en concertation avec les consommateurs industriels, les fournisseurs, les transporteurs et les stockeurs, s'attachent depuis des mois à dégager des solutions structurelles. Une réunion d'urgence, en présence du Ministre de l'écologie, est alors intervenue le 27 février.

Malgré les demandes réitérées de l'ensemble des consommateurs industriels très inquiets, la CRE n'a pas cru devoir reporter les enchères : "le résultat, parfaitement prévisible et annoncé, est que celles-ci, en cours depuis lundi 3 mars, contribuent à une accélération de la distorsion nord-sud au lieu de la réduire."

Les industriels voient, avec une préoccupation extrême, la situation se dégrader, inexorablement, puisqu'ils n'ont pas d'autre choix que de suivre les enchères pour essayer d'obtenir quelques droits de passage supplémentaires, "au-delà des 50 % déjà acquis en ce qui concerne les gazo-intensifs".

Au final, la situation est exacerbée pour les sites qui n'ont pas obtenu le statut gazo-intensif. Elle est intenable pour de nombreux sites chimiques, petits et grands, du sud-Est, pour qui le gaz est absolument vital, puisqu'il est à la fois leur énergie et leur matière première.

L'UIC demande au Gouvernement de prendre immédiatement trois mesures :

► la création au 1er octobre 2014 d'une zone tarifaire unique en France fusionnant les zones tarifaires nord et sud

► la prise du décret en Conseil d'Etat, d'ici le 1er juillet 2014, instaurant l'obligation transitoire, pour les Obligés de Service Public de gaz jusqu'à fin 2018, d'importer physiquement dans les terminaux français les quantités de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) nécessaires au ré équilibrage physique du marché sud France, en toutes circonstances

► le lancement immédiat des travaux de construction des nouveaux gazoducs « Val de Saône » et « Gascogne-Midi » pour une mise en service fin 2018, afin d'assurer l'équilibrage physique définitif de la zone sud.

http://www.enerzine.com/12/17016+les-gr ... igue+.html

[phyvette]

5 principaux points d'entrée du gaz :
- les trois entrées par gazoducs à Taisnières et à Dunkerque dans le Pas-de-Calais et à Obergailbach en Lorraine ;- le terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne dans les Pays de la Loire (arrivée de gaz sous forme de GNL).- Fos-sur-Mer (Provence-Alpes-Côtes d'Azur) où sont situés deux terminaux méthaniers.
Un autre terminal méthanier est par ailleurs en construction à Dunkerque.

En 2012, seule 1,2% de la consommation française de gaz naturel était satisfaite par la production nationale en 2012. Depuis lors, l’exploitation du gisement historique de Lacq (Pyrénées Atlantiques) a été arrêtée en octobre 2013. La production intérieure de gaz ne repose ainsi plus que sur la récupération de gaz de mine dans le Nord-Pas-de-Calais.

Ces importations servent à satisfaire en direct la consommation française mais aussi à remplir les capacités de stockage dans des cavités souterraines (période de « remplissage » généralement de mai à septembre). Ces capacités de stockage sont vidées en période de forte demande (période de « soutirage ») et peuvent lors de période de grand froid couvrir jusqu’à près de 45% de la demande, comme en février 2012.

3 principaux points de sortie

Une fois entré en France, le gaz naturel n’est pas uniquement consommé sur place ou stocké. Une partie ressort du territoire par trois autres principaux points. L’un d’entre eux est situé à la frontière franco-suisse à Oltingue (Alsace) et deux autres à la frontière avec l’Espagne, Biriatou et Larrou (Aquitaine).

Ces sorties constituent au total 69,3 TWh, soit 12,7% des entrées initiales de gaz naturel en France. En 2012, les sorties vers l’Espagne ont augmenté de moitié tandis que celles vers la Suisse ont diminué d’un tiers.

http://energie.lexpansion.com/energies- ... -8042.html

[energy_isere]

Total confirme un projet de cession de Totalgaz

23 Mai 2014 LeMonde

Total a engagé le projet de cession de Totalgaz, sa filiale de commercialisation de gaz de pétrole liquéfié, selon un message publié sur l'intranet du groupe pétrolier, vendredi 23 mai.
« Une analyse stratégique approfondie a conduit au projet de cession de Totalgaz lui permettant d'assurer la poursuite de son développement industriel et commercial », selon ce message, qui précise qu'« il n'existe aucune offre ferme à ce stade ».

Fin avril, réagissant à des informations de presse, Total avait déjà admis poursuivre une « réflexion » quant aux « options stratégiques » concernant Totalgaz.

LE NOM DU REPRENEUR CONNU LE 2 JUILLET

Selon Les Echos de vendredi, Total pourrait présenter le 2 juillet en comité central d'entreprise le nom du repreneur, tandis que les syndicats remettront leur avis le 24 septembre.

Fin avril, les noms des fonds d'investissement First Reserve, Platinum, PAI Partners ou Astorg figuraient parmi les acheteurs potentiels évoqués, comme les industriels Antargaz, filiale de l'américain UGI Corporation, ou Primagaz, détenu par le néerlandais SHV Energy.

Totalgaz est un des cinq acteurs du marché du butane et du propane en France avec Antargaz, Butagaz, Primagaz et Vitogaz, avec environ 25 % du marché. Son chiffre d'affaires avoisine le milliard d'euros et son activité est bénéficiaire, selon Total.

http://www.lemonde.fr/economie/article/ ... _3234.html#

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suite de ce post du 20 nov 2009 (!) viewtopic.php?p=258438#p258438
et de celui ci du 25 Mai 2011 : viewtopic.php?p=294808#p294808

Un nouveau gazoduc dans la vallée du Rhône d’utilité publique

3 novembre 2014 by Sylvie Latieule 2014-11-03

Le futur gazoduc dans la vallée du Rhône, baptisé Eridan, vient de faire l’objet d’une déclaration d’utilité publique (DUP) après la signature d’un arrête inter-préfectoral, a indiqué la préfecture de la Drôme.
Construit par une filiale du groupe d’énergie GDF Suez, GRTgaz, ce gazoduc long de 220 kilomètres relie les communes de Saint-Martin-de-Crau (Bouches-du-Rhône) et Saint-Avit (Drôme), traversant trois régions et cinq départements (Drôme, Bouches-du-Rhône, Gard, Vaucluse, Ardèche).

La canalisation enterrée disposera d’un diamètre de 1,20 mètre et d’une pression maximale en service de 80 bar. Ce projet qui a fait l’objet d’une enquête publique à l’automne 2013, vise à développer les capacités de transport de gaz naturel dans le sud-est du pays, sur l’axe Sud-Nord, selon GRTgaz.

Un coût de 500 millions d’euros

Le coût de cette canalisation ainsi que des ouvrages d’interconnexion à Saint-Martin-de-Crau et Saint-Avit est estimé à 500 millions d’euros. Le projet bénéficie d’une importante subvention de l’Union européenne dans le cadre de la politique énergétique communautaire.

Le gazoduc doit être mis en service fin 2016. Après la signature de la DUP lundi, le projet requiert un arrêté ministériel d’autorisation de construire et d’exploiter la canalisation, des autorisations de défrichement, des dérogations à l’interdiction de porter atteinte aux espèces et habitats protégés et de multiples arrêtés préfectoraux dits de Servitudes d’Utilité Publique.

http://www.petrole-et-gaz.fr/un-nouveau ... ique-3048/

[energy_isere]

Fos : les méthaniers sont de retour

le 08/12/2014 lemarin.fr

Le principal terminal méthanier de Fos (Cavaou), de Fosmax LNG (filiale d’Elengy et Total), a battu son record historique en novembre avec neuf méthaniers venus décharger du gaz naturel liquéfié. Jamais il n’y en avait eu autant en un mois depuis son ouverture en 2010.

Ce flux marque le retour du GNL à Fos, y compris au second terminal d’Elengy (Tonkin) qui reçoit de plus petits navires dits MedMax (moins de 220 mètres de long).

Le trafic méthanier du premier port français végétait depuis Fukushima en raison du prix élevé du GNL en Asie, qui a poussé les vendeurs à délaisser l’Europe. En baisse de 28 % à 3,2 millions de tonnes à fin septembre, il devrait donc se reprendre un peu. Fos, qui avait réceptionnné son premier Q-max (345 mètres de long) en août 2013, n’en pas reçu cette année. Mais quatre Q-flex (315 mètres de long) différents ont été reçus pour certains à plusieurs reprises.

La reprise des livraisons de GNL vers l’Europe permet de détendre les prix du gaz dans le sud de la France. Les industriels gros consommateurs du nord bénéficiaient depuis l’an passé de prix plus attractifs grâce au gaz russe arrivant par gazoduc. Au contraire, faute de GNL et à cause du goulet d’étranglement des gazoducs nord-sud, les consommateurs du sud subissaient des prix bien plus élevés. Les industriels de la chimie de l’étang de Berre avaient même lancé un cri d’alarme. Le différentiel de prix, qui avait pu atteindre 150 % entre le nord et le sud, est redescendu actuellement à zéro. Une amélioration qui peut néanmoins se retourner à tout moment.


Le terminal méthanier de Fos-Cavaou a battu son record en novembre avec neuf méthaniers reçus. (photo Fosmax LNG)

http://www.lemarin.fr/secteurs-activite ... -de-retour

[EPE_bel]

Le chantier du terminal LNG de Dunkerque qui rapellons le sera le plus grand terminal méthanier de France est à mi parcours.

40% du Gaz partira en Belgique toute proche (via un Gazoduc de 25 km).

Tiens je ne l'avais pas vu passer celui-ci . Logiquement ce ne doit pas être pour la consommation belge, on est largement pourvus, mais à destination du Hub gazier de Zeebrugge , un des plus importants dans le nord de l'Europe. http://www.fluxys.com/belgium/fr-BE/Abo ... rk/Network

Zeebrugge qui est aussi terminal GNL - 1300 méthaniers depuis 1987 - mais sans doute au maximum de ses capacités.

[energy_isere]

suite de ce post du 05 fevrier 2014 viewtopic.php?p=357558#p357558

Terminal méthanier à Loon-Plage (Dunkerque) : le chantier réalisé aux deux tiers

LE 03/10/2014

À un peu plus d’un an de sa mise en service, prévue pour novembre 2015, la construction du terminal méthanier progresse bien sur la plage du Clipon à Loon-Plage. Alors que 66 % du chantier a été réalisé, la réparation du tunnel qui doit relier l’installation à la centrale nucléaire de Gravelines a démarré.

Au 30 septembre, l’état d’avancement du chantier du terminal méthanier était de 66 %. Depuis le début de sa construction en 2011, 5,6 millions d’heures ont été travaillées et l’effectif œuvrant sur le chantier au 24 septembre était de 1 772 personnes.

L’un des lots les plus avancés est celui des trois réservoirs de stockage de GNL (gaz naturel liquéfié), achevés à 85 %. Débutés en juillet, les tests hydrostatiques sur chaque réservoir visent à vérifier la bonne tenue des fondations, l’étanchéité de la cuve intérieure et son bon placement dans l'enveloppe de béton. « L’objectif de ces tests est de s’assurer que la cuve soit parfaitement étanche et qu’elle ait bien pris sa place dans l’enveloppe de béton, de façon à ce qu’elle ne puisse plus bouger », explique David Cieslik, responsable qualité chez Entrepose Projets.





Ces tests se font par remplissage d’eau, grâce à une pompe connectée à la mer et reliée au sommet du réservoir par des dizaines de tuyaux. « L’eau de mer est filtrée lors du remplissage et de la vidange de la cuve, qui est remplie jusqu’à 19,36 mètres de hauteur, soit 1,25 fois sa charge maximale », reprend David Cieslik. Cela représente 120 000 m3 d’eau (il faut environ une semaine pour remplir la cuve !). Terminés sur les réservoirs 1 et 2, ces tests sont en cours sur le troisième. Du côté du tunnelier, enfin, les travaux de galerie et de chambre latérales destinées à réparer la panne sont terminés. La réparation a débuté et le creusement devrait reprendre en novembre.

http://www.lavoixdunord.fr/region/termi ... 06n2413205

[energy_isere]

Fos : le projet de terminal méthanier Fos Faster abandonnél

e 12/01/2015

Le projet d’un nouveau terminal méthanier à l’horizon 2019 à Fos est abandonné. Interrogé par le marin, Philippe Cracowski, président de la société Fos Faster LNG Terminal, filiale à 90 % du groupe néerlandais Vopak et à 10 % de Shell, a confirmé l’information parue sur le site de la Commission nationale du débat public


Le projet de terminal méthanier Fos Faster, porté par le stockiste néerlandais Vopak, et Shell, devait prendre place en darse 1 de Fos.

http://www.lemarin.fr/secteurs-activite ... -abandonne

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suite de ce post du 22 Nov 2014 viewtopic.php?p=367611#p367611

Vallée du Rhône : feu vert du gouvernement pour un nouveau gazoduc

16/01/2015

Un arrêté ministériel publié vendredi autorise la construction du futur gazoduc Eridan, qui doit être mis en service fin 2016, reliant la station de compression de Saint-Martin-de-Crau (Bouches-du-Rhône) à celle de Saint-Avit (Drôme). Une mauvaise nouvelle pour les riverains de l'installation.

Le futur gazoduc, déclaré d'utilité publique en octobre, sera long de 220 kilomètres et traversera 59 communes, dans cinq départements (Drôme, Bouches-du-Rhône, Gard, Vaucluse, Ardèche).

Il vise à "développer les capacités de transport de gaz naturel dans le Sud-Est du pays, sur l'axe sud-nord", selon GRTgaz, la filiale du groupe d'énergie GDF Suez qui gère le réseau français de gazoducs.

Le projet, d'un coût estimé à 500 millions d'euros, avait été déclaré d'utilité publique en octobre. Il doit encore faire l'objet d'une autorisation de défrichement
et d'une autorisation de dérogation aux titres des espèces protégées, précise l'arrêté.

Dans la Drôme, les propriétaires dont les terrains seront traversés par le futur gazoduc se sont organisés en association ("Pierredomachal") pour réclamer la modification du tracé et de meilleures indemnisations.

http://france3-regions.francetvinfo.fr/ ... 34136.html