Apex Energy

Apex Energy

Apex Energy est une entreprise publique sur le sol Raskenois, chargée de l’intégralité de l’approvisionnement énergétique du pays. Son objectif est de maintenir, par tous les moyens, un approvisionnement stable et constant afin de ne pas perturber la vie économique de la nation. Pour en arriver là où elle est aujourd'hui, l’entreprise a parcouru un long, très long chemin. Tout commence en 1918 avec la création de l’entreprise privée Apex. Cette petite entreprise s’est spécialisée dès sa création dans l’extraction pétrolière, une source d’énergie en plein essor. Son créateur, Jeremias Breytenbach, y voyait un moyen de s’enrichir facilement. Cependant, les premières années de l’entreprise ne furent pas un long fleuve tranquille. Pendant les quatre premières années de son histoire, aucune découverte ne fut faite. Pire, son dirigeant, Jeremias Breytenbach, pensa même à jeter l’éponge. Cependant, Jeremias s’accrocha, et ce fut une bonne décision, car un an après, en 1923, la première découverte d’Apex fut officialisée avec Eisenbrand, un géant de quasiment 5 milliards de barils de réserve exploitable. La joie liée à la découverte d’un si gros gisement ne fut pas de longue durée, car l’année suivante, en 1924, une deuxième découverte fut officialisée avec Feuerklang, un gisement encore plus grand qu’Eisenbrand, estimé à plus de 5,5 milliards de barils de réserve exploitable. Jeremias se voyait déjà comme un magnat du pétrole, un producteur majeur de la région, et cela aurait dû être le cas, mais la réalité fut toute autre.

En effet, le gouvernement de la République de Brod Flor de l’époque, sous la présidence de Wilhelm Wagner, fit voter une loi en 1925 afin de pérenniser son approvisionnement en énergie. Cette loi stipulait que la production d’Apex devait suivre de près la consommation du pays afin de ne pas épuiser trop rapidement les gisements. Cette loi limita fortement la hausse de la production d’Apex ainsi que les ambitions de richesse de son fondateur.

En parallèle d’Apex, une autre entreprise commença à faire parler d’elle : Energy Kraft. Fondée en 1928 par Fritz Potthast, cette entreprise se spécialisa dans le raffinage du pétrole brut. Sa croissance fut bien moins problématique qu’Apex, car à peine deux ans après sa création, Energy Kraft inaugura sa première raffinerie. En 1932, soit deux ans plus tard, Apex franchit un jalon important : sa production dépassa pour la première fois la barre des 100 000 barils par jour. Durant les années suivantes, rien de marquant ne se produisit, à l’exception de l’inauguration d'une deuxième raffinerie par Energy Kraft en 1938. La prochaine date importante arriva en 1947. Cela faisait déjà un certain temps que le gouvernement y réfléchissait, mais cette année-là, la nationalisation d’Apex fut actée. Un an seulement après cette nationalisation, l’entreprise désormais publique dépassa la barre des 200 000 barils par jour. Cette année fut également marquée par la découverte du troisième gisement Raskenois, baptisé Erdschatten. Comparé à ses deux grands frères, ce gisement était bien plus petit, avec des réserves récupérables de 3,8 milliards de barils, le classant dans la catégorie des grands gisements, et non des gisements géants comme Feuerklang ou Eisenbrand.

À partir de 1951, le pays entra en guerre civile. Les deux camps qui s'affrontèrent étaient, d’un côté, le futur camp impérial dirigé par la générale Kristina Schützenberger, et de l’autre, le camp républicain dirigé par le président Friedrich Weber, alors en plein milieu de son mandat. De 1951 à 1976, il ne se passa presque rien, si ce n’est que la loi sur le pétrole, stipulant que la production devait suivre de près la consommation, fut abrogée par les deux camps. Cette abrogation visait à financer l’effort de guerre, d’abord du côté républicain, puis au fur et à mesure que les troupes de la générale Schützenberger gagnaient du terrain, du côté impérial. À la sortie de la guerre civile en 1976, le camp impérial victorieux rétablit la loi de 1925, réduisant ainsi drastiquement la production.

La même année, Energy Kraft fut à son tour nationalisée, puis fusionnée avec Apex pour former Apex Energy. L’année suivante, en 1977, il fut décidé qu’Apex Energy serait la seule entreprise autorisée sur le territoire Raskenois à s’occuper du secteur énergétique, incluant l’extraction d’hydrocarbures, la production électrique et le transport de l’énergie en général. En 1978, le site de Tremblay fut inauguré avec le premier réacteur de recherche Raskenois, Gretel 1. Plus tard, entre 1996 et 1997, Apex Energy inaugura les deux tranches du barrage d'Osterwald pour une capacité totale de 4000 MW.

À partir de 1998, les dirigeants de l’entreprise commencèrent à émettre des inquiétudes quant au futur de l’approvisionnement énergétique de Rasken. En effet, les gisements actuellement en exploitation avaient tous plus de 50 ans, voire plus de 70 ans pour les plus anciens. Et la loi de 1925, limitant la production, commençait à montrer ses limites. Comme si une entité supérieure les avait entendus, l’année suivante, Apex fit sa dernière découverte de pétrole, bien que modeste comparée à ses trois prédécesseurs. Le gisement baptisé Lagerstätte ne disposait que de 1,1 milliard de barils exploitables. Les dirigeants d’Apex n’attendirent pas longtemps avant de fixer la marche à suivre : Lagerstätte fut développé de manière agressive, sa production passant de zéro en 2000 à 160 000 barils par jour quatre ans plus tard, en 2004. Cette montée rapide permit de réduire la production des trois autres gisements et donc de les économiser encore un peu plus. Cette mise en production rapide repoussa le pic de production, qui aurait normalement dû avoir lieu en 2001. Au lieu de cela, la production pétrolière continua à augmenter pendant la décennie. Cependant, les analystes ne se faisaient pas d’illusions : si le pic n’avait pas eu lieu en 2001, il n’avait été que retardé et devrait survenir durant la décennie 2010.

À partir de 2005, Apex commença à prospecter le plateau de Crystal. Bien que cet environnement soit inhospitalier, certains chercheurs estimaient qu’il pourrait receler des réserves significatives. La même année, un nouveau gouvernement fut élu, moins opposé à l’énergie nucléaire que le précédent. Tout au long de l’année, des discussions eurent lieu au sein de l’Assemblée nationale pour décider si Rasken devait ou non se lancer dans l’atome. Finalement, le besoin croissant de remplacer les centrales à charbon en raison de leur pollution, ainsi que le bon fonctionnement du démonstrateur industriel Katia, suffirent à convaincre l’Assemblée et le gouvernement. À partir de cette date, Apex fut chargée de développer les infrastructures nécessaires au lancement d’un programme nucléaire à grande échelle afin de fermer la totalité des centrales à charbon d’ici 2024.

En 2011, comme l’avaient prédit les analystes, les quatre gisements Raskenois dépassèrent leur pic de production. Dès lors, le pays dut apprendre à vivre avec de moins en moins de pétrole produit sur son sol. Cependant, cette triste nouvelle fut éclipsée quelques mois plus tard par une autre annonce d’Apex Energy. En effet, les prospections du plateau de Crystal avaient été menées à terme et les résultats étaient très positifs : pas moins de six gisements furent découverts, et tous étaient classés dans la catégorie des super géants, c’est-à-dire possédant chacun plus de 10 milliards de barils exploitables. Le plus grand, Smaragdglut, atteignait presque les 60 milliards. La même année, l’entreprise inaugura ses deux premiers réacteurs nucléaires à la centrale d’Osterwald. Ces réacteurs, appelés RPR (Réacteur Pressurisé Raskenois), appartiennent à la génération 3+ et ont une puissance de 1200 MW. L’inauguration des deux premières tranches n'était que le début, car la centrale d’Osterwald accueillera à terme six réacteurs de 1200 MW. Viennent ensuite la centrale d’Ortmann, avec les mêmes caractéristiques, et enfin la centrale de Brandis, qui possédera le même nombre de réacteurs, mais avec une puissance de 1600 MW.

L’histoire d’Apex en résumé

1918

• Création de l'entreprise pétrolière Apex, un petit acteur local dans l'industrie pétrolière de Rasken.

1923

• Apex fait une découverte historique en trouvant son premier gisement de pétrole, établissant ainsi son rôle croissant dans la production énergétique du pays.

1924

• Un an seulement après sa première découverte, Apex fait une deuxième découverte significative de pétrole, consolidant davantage sa position sur le marché pétrolier.

1925

• Le gouvernement raskenois réagit à la croissance de l'industrie pétrolière en instaurant une loi interdisant l'exportation du pétrole, favorisant ainsi le développement de l'industrie nationale.

1928

• Energy Kraft est fondée, se spécialisant dans la distribution et le raffinage de produits pétroliers. Cela renforce l'industrie pétrolière dans le pays.

1932

• Energy Kraft inaugure la première raffinerie du pays, contribuant à la transformation du pétrole brut en produits finis.
• La même année, Apex atteint un jalon en dépassant la production de 100 000 barils de pétrole par jour, marquant une croissance significative.

1938

• Energy Kraft ajoute une deuxième raffinerie, consolidant sa position en tant qu'acteur clé dans l'industrie pétrolière de Rasken.

1947

• La société Apex est nationalisée, faisant du gouvernement le principal acteur de l'industrie pétrolière.

1948

• La production d'Apex franchit un nouveau seuil en dépassant les 200 000 barils par jour et la société découvre son troisième gisement de pétrole.

1951

• Le pays entre dans une guerre civile, forçant une surproduction de pétrole pour financer l'effort de guerre, portant la production à 400 000 barils par jour.

1953

• Découverte du premier gisement de gaz de Rasken (Alphastern, 50 milliards de mètres cubes).

1959

• La production de gaz dépasse la consommation, Rasken devient exportateur.

1967

• La première centrale à gaz du pays est inaugurée, sa puissance atteint 500 MW.

1974

• Début du programme de recherche nucléaire d’Apex avec la construction du site de recherche de Trembaly.

1976

• La guerre civile prend fin, marquant le retour à la loi de 1925 qui limite la production pour éviter l'épuisement rapide des gisements.

1977

• Le premier réacteur nucléaire d’Apex est inauguré, le réacteur de recherche baptisé Gretl 1, utilisant la technologie de réacteur à eau lourde refroidi au gaz, avec une puissance électrique de 120 KW.

1980

• L'entreprise Energy Kraft est nationalisée et fusionnée avec Apex pour former Apex Energy. Il fut décidé qu'Apex Energy prendra en charge l'ensemble des installations énergétiques sur le sol raskenois, actant sa domination dans l’exploitation et la distribution énergétique nationale.

1980

• Le premier réacteur de type UNGG (Uranium Naturel Graphite Gaz) est inauguré, baptisé Theodor 1, avec une puissance électrique de 40 MW.

1993

• Le pays connaît un boom économique et une croissance rapide de la consommation d'énergie.
• Le dernier réacteur de type UNGG est inauguré par l’entreprise, Theodor 4, avec une puissance électrique de 190 MW. L’entreprise annonce dans la foulée l'arrêt de son programme de recherche sur les UNGG pour se concentrer sur d’autres technologies.

1996

• Apex Energy inaugure la première tranche du barrage d'Osterwald, produisant 2 000 MW d'électricité.

1997

• La deuxième tranche du barrage d'Osterwald est inaugurée, augmentant la capacité de production à 4 000 MW.
• Inauguration du premier réacteur nucléaire à eau pressurisée de Rasken, baptisé Katia, avec une puissance électrique de 450 MW.

1998

• L'entreprise émet des inquiétudes concernant l'approche du pic pétrolier, soulignant la nécessité de diversification.

1999

• La découverte d'un quatrième gisement majeur incite Apex Energy à accélérer son développement pour économiser les gisements vieillissants.
• La consommation de gaz dépasse pour de bon la production, Rasken devient importateur.

2000

• La puissance installée des centrales à charbon dépasse pour la première fois les 10 000 MW (10 600 MW).

2005

• La croissance économique ralentit et la consommation d'énergie se stabilise.
• La même année, Oskar Brötzmann est nommé PDG d’Apex Energy. Dès son arrivée, il lance le programme de recherche Future Gaz au cas où le nucléaire serait refusé.

2006

• Apex Energy commence à prospecter le plateau de Crystal pour trouver de nouvelles réserves pétrolières.

2009

• Le pays plonge dans une seconde guerre civile, perturbant l'industrie énergétique.

2010

• La seconde guerre civile prend fin, permettant la reprise des activités pétrolières à leur plein potentiel.
• Le programme de recherche sur les centrales à gaz du futur s’achève et la construction de la centrale à gaz Superphénix d’une puissance annoncée de 1 800 MW débute.

2011

• Apex Energy annonce que les gisements historiques du pays ont atteint leur pic de production et que la production commence à décliner.
• Dans un second temps, Apex Energy annonce la découverte massive de pétrole sur le plateau de Crystal.
• Le gouvernement met fin à la loi de 1925 qui limitait la production et se prépare à l'exportation.
• Les deux premiers réacteurs nucléaires du pays sont lancés.
• La construction de la raffinerie géante de Weindorf, d’une capacité de raffinage de 1 million de barils par jour, débute.

2012

• Début des travaux du premier réacteur de 4ème génération, baptisé Irisdina. Il utilise la technologie des neutrons rapides et devrait avoir une puissance électrique de 200 MW.

2013

• Un accord est signé avec la Grande République de Velsna. Cet accord vise la mise en production des ressources pétrolières et gazières de la république ainsi que la construction de moyens de production électrique.

2014

• La centrale nucléaire d’Osterwald est achevée. Ses six réacteurs nucléaires de 1 200 MW produisent à pleine capacité.
• La centrale à gaz Superphénix est inaugurée, avec une puissance de 1 800 MW et un rendement de 75 %. [*] Début des travaux du réacteur de 4ème génération Bernhard, qui utilise la technologie des sels fondus et devrait avoir une puissance électrique de 300 MW.

Somaires

Secteur d’activité nationale de l’entreprise
xxxxxxxxxxxxxxPétrole
xxxxxxxxxxxxxxGaz
xxxxxxxxxxxxxxCharbon
xxxxxxxxxxxxxxBio gaz
xxxxxxxxxxxxxxÉlectricité
xxxxxxxxxxxxxxChaleur
xxxxxxxxxxxxxxBilan

Secteur d’activité internationale de l’entreprise
xxxxxxxxxxxxxxPétrole en construction
xxxxxxxxxxxxxxGaz en construction
xxxxxxxxxxxxxxÉlectricité en construction
xxxxxxxxxxxxxxBilan en construction
Technologie
xxxxxxxxxxxxxxPétrole en construction
xxxxxxxxxxxxxxGaz en construction
xxxxxxxxxxxxxxÉlectricité
Partenaire
xxxxxxxxxxxxxx[url=]Kiesling OilRig Groupe[/url]

Pétrole

Pôles de production
Production nationale

• Découverte : 1923
• Mise en production : 1924
• Type : Conventionnel onshore grand
• Profondeur : 600 m
• Distance à forer : 600 m
• Réserve en place : 12,34 milliards de barils
• Taux de récupération : 40 %
• Réserve récupérable : 4,95 milliards de barils
• Réserve déjà produite : 3,11 milliards de barils
• Réserve extractible restante : 1,83 milliard de barils
• Production journalière maximale enregistrée : 150 000 barils par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : De 1999 à 2000 et de 2005 à 2006
• Nombre de puits en activité : 0
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 113
• Production moyenne par puits en activité : 0 barils par jour
• Production actuelle : 0 baril par jour
• Fermeture du dernier puits : 2010

Le champ pétrolifère d'Eisenbrand a été mis en réserve en 2011 suite à la découverte des réserves du plateau de Crystal et à leur mise en production. Cela signifie que, même si le gisement n’est pas épuisé, sa production est à l’arrêt. En cas de crise ou de rupture d’approvisionnement depuis le plateau de Crystal, Eisenbrand pourrait être remis en service.

• Découverte : 1924
• Mise en production : 1925
• Profondeur : 640 m
• Distance à forer : 640 m
• Type : Conventionnel onshore géant
• Réserve en place : 12,1 milliards de barils
• Taux de récupération : 46 %
• Réserve récupérable : 5,56 milliards de barils
• Réserve déjà produite : 3,36 milliards de barils
• Réserve extractible restante : 2,2 milliards de barils
• Production journalière maximale enregistrée : 150 000 barils par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : De 1951 à 1976, de 1999 à 2000 et en 2005
• Nombre de puits en activité : 0
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 147
• Production moyenne par puits en activité : 0 barils par jour
• Production actuelle : 0 baril par jour
• Fermeture du dernier puits : 2010

Le champ pétrolifère Feuerklang a été mis en réserve en 2011 suite à la découverte des réserves du plateau de Crystal et à leur mise en production. Cela signifie que, même si le gisement n’est pas épuisé, sa production est à l’arrêt. En cas de crise ou de rupture d’approvisionnement depuis le plateau de Crystal, Feuerklang pourrait être remis en service.

• Découverte : 1948
• Mise en production : 1949
• Profondeur : 1 280 m
• Distance à forer : 1 280 m
• Type : Conventionnel onshore grand
• Réserve en place : 9,65 milliards de barils
• Taux de récupération : 40 %
• Réserve récupérable : 3,86 milliards de barils
• Réserve déjà produite : 2,03 milliards de barils
• Réserve extractible restante : 1,83 milliard de barils
• Production journalière maximale enregistrée : 200 000 barils par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : De 1998 à 1999
• Nombre de puits en activité : 0
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 154
• Production moyenne par puits en activité : 0 barils par jour
• Production actuelle : 0 baril par jour
• Fermeture du dernier puits : 2010

Le champ pétrolifère d'Erdschatten a été mis en réserve en 2011 suite à la découverte des réserves du plateau de Crystal et à leur mise en production. Cela signifie que, même si le gisement n’est pas épuisé, sa production est à l’arrêt. En cas de crise ou de rupture d’approvisionnement depuis le plateau de Crystal, Erdschatten pourrait être remis en service.

• Découverte : 1999
• Mise en production : 2000
• Profondeur : 2 530 m
• Distance à forer : 2 530 m
• Type : Conventionnel onshore grand
• Réserve en place : 4,29 milliards de barils
• Taux de récupération : 27 %
• Réserve récupérable : 1,16 milliard de barils
• Réserve déjà produite : 0,55 milliard de barils
• Réserve extractible restante : 0,61 milliard de barils
• Production journalière maximale enregistrée : 160 000 barils par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : De 2004 à 2010
• Nombre de puits en activité : 0
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 180
• Production moyenne par puits en activité : 0 barils par jour
• Production actuelle : 0 baril par jour
• Fermeture du dernier puits : 2010

Le champ pétrolifère de Lagerstätte a été mis en réserve en 2011 suite à la découverte des réserves du plateau de Crystal et à leur mise en production. Cela signifie que, même si le gisement n’est pas épuisé, sa production est à l’arrêt. En cas de crise ou de rupture d’approvisionnement depuis le plateau de Crystal, Eisenbrand pourrait être remis en service.

• Découverte : 2010
• Mise en production : 2011
• Profondeur : 5 200 m sous le niveau de la mer
• Distance à forer : environ 9 200 m
• Type : Semi-conventionnel (haute altitude, plus grand froid) onshore super-géant
• Réserve en place : 62 milliards de barils
• Taux de récupération : 45 %
• Réserve récupérable : 28 milliards de barils
• Réserve déjà produite (2014) : 0,83 milliard de barils
• Réserve extractible restante : 27,17 milliards de barils
• Production journalière maximale estimée : 590 000 barils par jour
• Temps durant lequel cette production sera maintenue : De 2037 à 2050
• Nombre de puits en activité : 80
• Production moyenne par puits en activité : 7 375 barils par jour
• Production actuelle (2014) : 570 000 barils par jour
• Fermeture du dernier puits : Pas d’estimations

Le champ pétrolifère de Glutglimmer est un champ de pétrole non conventionnel de type arctique super-géant, mis en production en 2011. Celui-ci est situé sur le plateau de Crystal, une steppe de haute altitude (en moyenne à 4 000 m), dans l'est de Rasken. Sa mise en production fut difficile en raison des conditions du plateau, mais les quantités en jeu rendirent son exploitation rentable. Contrairement à ses cinq "frères", il sera uniquement destiné à alimenter le marché Raskenois et non à l'exportation. D’après les estimations, Glutglimmer pourrait continuer à produire à ce rythme jusqu'en 2070, voire au-delà.
Production exportation

• Découverte : 2010
• Mise en Production : 2011
• Profondeur : 5700m sous le niveau de la mer
• Distance à forer : environ 9700 m
• Type : Semi-conventionnelle (haute altitude plus grand froid) onshore super-géant
• Réserve en place : 80 milliards de barils
• Taux de récupération : 47%
• Réserve récupérable : 38 milliards de barils
• Réserve déjà produite (2014): 0,84 milliards de barils
• Réserve extractible restante : 37,16 milliards de barils
• Production journalière maximale estimé : 1 100 000 barils par jour
• Nombre de puits en activité : 132
• Production moyenne par puits en activité : 8 333 barils par jour
• Temps durant lequel cette production sera maintenue : De 2014 à 2064
• Production actuelle (2014) : 1 100 000 barils par jour
• Fermeture du dernier puits : Pas d’estimations

Le champ pétrolifère de Schimmergold est un champ de pétrole semi-conventionnel de type arctique super-géant, mis en production en 2011. Celui-ci est situé sur le plateau de Crystal, une steppe de haute altitude (en moyenne à 4000 m) dans l'est de Rasken. Sa mise en production fut difficile en raison des conditions du plateau, mais les quantités en jeu rendirent son exploitation rentable. Contrairement à Glutglimmer, il sera uniquement destiné à alimenter le marché Raskenois et non à l'exportation. D'après les estimations, Schimmergold pourrait continuer à produire à ce rythme jusqu'en 2064, voire au-delà.

• Découverte : 2010
• Mise en Production : 2011
• Profondeur : 6100m sous le niveau de la mer
• Distance à forer : environ 10100 m
• Type : Semi-conventionnelle (haute altitude plus grand froid) onshore super-géant
• Réserve en place : 79 milliards de barils
• Taux de récupération : 53%
• Réserve récupérable : 42 milliards de barils
• Réserve déjà produite (2014): 0,84 milliards de barils
• Réserve extractible restante : 41,16 milliards de barils
• Production journalière maximale estimé : 1 100 000 barils par jour
• Temps durant lequel cette production sera maintenue : De 2014 à 2064
• Nombre de puits en activité : 126
• Production moyenne par puits en activité : 8 730 barils par jour
• Production actuelle (2014) : 1 100 000 barils par jour
• Fermeture du dernier puits : Pas d’estimations

Le champ pétrolifère de Amethystglanz est un champ de pétrole semi-conventionnel de type arctique super-géant, mis en production en 2011. Celui-ci est situé sur le plateau de Crystal, une steppe de haute altitude (en moyenne à 4000 m) dans l'est de Rasken. Sa mise en production fut difficile en raison des conditions du plateau, mais les quantités en jeu rendirent son exploitation rentable. Contrairement à Glutglimmer, il sera uniquement destiné à alimenter le marché Raskenois et non à l'exportation. D'après les estimations, Amethystglanz pourrait continuer à produire à ce rythme jusqu'en 2064, voire au-delà.

• Découverte : 2010
• Mise en Production : 2011
• Profondeur : 5400m sous le niveau de la mer
• Distance à forer : environ 9400 m
• Type : Semi-conventionnelle (haute altitude plus grand froid) onshore super-géant
• Réserve en place : 91 milliards de barils
• Taux de récupération : 47%
• Réserve récupérable : 43 milliards de barils
• Réserve déjà produite (2014): 0,84 milliards de barils
• Réserve extractible restante : 42,16 milliards de barils
• Production journalière maximale estimé : 1 100 000 barils par jour
• Temps durant lequel cette production sera maintenue : De 2014 à 2064
• Nombre de puits en activité : 118
• Production moyenne par puits en activité : 9 322 barils par jour
• Production actuelle (2014) : 1 100 000 barils par jour
• Fermeture du dernier puits : Pas d’estimations

Le champ pétrolifère de Rubinflex est un champ de pétrole semi-conventionnel de type arctique super-géant, mis en production en 2011. Celui-ci est situé sur le plateau de Crystal, une steppe de haute altitude (en moyenne à 4000 m) dans l'est de Rasken. Sa mise en production fut difficile en raison des conditions du plateau, mais les quantités en jeu rendirent son exploitation rentable. Contrairement à Glutglimmer, il sera uniquement destiné à alimenter le marché Raskenois et non à l'exportation. D'après les estimations, Rubinflex pourrait continuer à produire à ce rythme jusqu'en 2064, voire au-delà.

• Découverte : 2010
• Mise en Production : 2011
• Profondeur : 5200m sous le niveau de la mer
• Distance à forer : environ 9200 m
• Type : Semi-conventionnelle (haute altitude plus grand froid) onshore super-géant
• Réserve en place : 89 milliards de barils
• Taux de récupération : 47%
• Réserve récupérable : 42 milliards de barils
• Réserve déjà produite (2014): 0,84 milliards de barils
• Réserve extractible restante : 41,16 milliards de barils
• Production journalière maximale estimé : 1 100 000 barils par jour
• Temps durant lequel cette production sera maintenue : De 2014 à 2064
• Nombre de puits en activité : 120
• Production moyenne par puits en activité : 9 166 barils par jour
• Production actuelle (2014) : 1 100 000 barils par jour
• Fermeture du dernier puits : Pas d’estimations

Le champ pétrolifère de Saphirkranz est un champ de pétrole semi-conventionnel de type arctique super-géant, mis en production en 2011. Celui-ci est situé sur le plateau de Crystal, une steppe de haute altitude (en moyenne à 4000 m) dans l'est de Rasken. Sa mise en production fut difficile en raison des conditions du plateau, mais les quantités en jeu rendirent son exploitation rentable. Contrairement à Glutglimmer, il sera uniquement destiné à alimenter le marché Raskenois et non à l'exportation. D'après les estimations, Saphirkranz pourrait continuer à produire à ce rythme jusqu'en 2064, voire au-delà.

• Découverte : 2010
• Mise en Production : 2011
• Profondeur : 6700m sous le niveau de la mer
• Distance à forer : environ 10700 m
• Type : Semi-conventionnelle (haute altitude plus grand froid) onshore super-géant
• Réserve en place : 111 milliards de barils
• Taux de récupération : 53%
• Réserve récupérable : 59 milliards de barils
• Réserve déjà produite (2014): 1,06 milliards de barils
• Réserve extractible restante : 58,94 milliards de barils
• Production journalière maximale estimé : 1 600 000 barils par jour
• Temps durant lequel cette production sera maintenue : De 2014 à 2064
• Nombre de puits en activité : 157
• Production moyenne par puits en activité : 10 191 barils par jour
• Production actuelle (2014) : 1 600 000 barils par jour
• Fermeture du dernier puits : Pas d’estimations

Le champ pétrolifère de Smaragdglut est un champ de pétrole semi-conventionnel de type arctique super-géant, mis en production en 2011. Celui-ci est situé sur le plateau de Crystal, une steppe de haute altitude (en moyenne à 4000 m) dans l'est de Rasken. Sa mise en production fut difficile en raison des conditions du plateau, mais les quantités en jeu rendirent son exploitation rentable. Contrairement à Glutglimmer, il sera uniquement destiné à alimenter le marché Raskenois et non à l'exportation. D'après les estimations, Smaragdglut pourrait continuer à produire à ce rythme jusqu'en 2064, voire au-delà.

Résumé
En résumé :

Au premier janvier 2014, Rasken compte au total dix gisements de pétrole, dont six figurent parmi les plus grands du monde. Sur ces dix gisements, quatre ont été mis en réserve en 2011, les six autres assurant désormais la totalité de la production. Les réserves s'établissent à 248 milliards de barils de pétrole brut. Sur ces 248 milliards, six sont du brut conventionnel, tandis que les 242 milliards restants sont classés dans la catégorie de pétrole semi-conventionnel*. Quant à la production, elle atteint 6,47 millions de barils par jour, une production pouvant être maintenue pendant au moins 50 ans grâce à la politique à long terme du pays. La prospection du sous-sol Raskenois elle, est presque terminée, et le potentiel de nouvelles découvertes est donc très faible, même si une bonne surprise n'est jamais à exclure.

*Le pétrole semi-conventionnel est un terme utilisé par Apex pour désigner des gisements possédant les mêmes caractéristiques que le conventionnel, mais qui présentent également de nombreux défis à relever pour pouvoir être exploités.


Pôles de raffinageRaffinerie de Weindorf
En 2014, Rasken compte 4 sites de raffinage, dont 2 en activité, un en démolition et un en construction. La capacité de raffinage d'Apex est de 650 000 barils par jour et devrait augmenter sensiblement dans les prochaines années avec l'ouverture d'une nouvelle raffinerie.

Raffinerie

• Nom : Raffinerie d’Eberstadt
• Date de début de le construction : 1928
• Mise en exploitation de l’installation : 1930
• Date de fin d’exploitation de l’installation : 1970
• Durée d’exploitation : 40 ans
• Mise à niveau : 1954
• Date de début de la démolition du site : 1974
• Date de fin de la démolition du site : 1977
• Technologie utilisée : Craquage catalytique fluide (FCC) *
• Rendement : 72%
• Capacité de raffinage de 1930 à 1954 : 50 000 barils
• Capacité de raffinage de 1954 à 1974 : 80 000 barils
• Émission de CO2 de 1930 à 1954 : 20 000 tonnes par jours soit 7,3 millions par an
• Émission de CO2 de 1954 à 1974 : 32 000 tonnes par jours soit 11,68 millions par an
• Nombre d’employé entre 1930 et 1954 : 750
• Nombre d’employé entre 1954 et 1970 : 850

La raffinerie d’Eberstadt est la première raffinerie de l’entreprise Energy Kraft alors privée à l’époque. Celle-ci était initialement doté d’une capacité de raffinage de 40 000 barils par jour mais fut agrandie dans les année 50 (précisément en 1954) pour atteindre sa capacité maximale de 80 000 barils par jour. En 1970, il fut décidé de fermer définitivement la raffinerie car ses coup d’entretient explosé à cause son ancienneté.

• Nom : Raffinerie de Bonnberg
• Date de début de le construction : 1935
• Mise en exploitation de l’installation : 1938
• Date de fin d’exploitation de l’installation : 2008
• Durée d’exploitation : 69 ans
• Mise à niveau (modernisation) : 1975 et 1994
• Date de début de la démolition du site : 2012
• Date de fin de la démolition du site : 2015
• Technologie utilisée de 1938 à 1975: Craquage catalytique fluide (FCC) *
• Technologie utilisée de 1975 à 2008 : Hydrocraquage **
• Rendement de 1938 à 1975 : 74%
• Rendement de 1975 à 2008: 92 %
• Capacité de raffinage de 1938 à 1975 : 100 000 barils
• Capacité de raffinage de 1975 à 1994 : 150 000 barils
• Capacité de raffinage de 1994 à 2008 : 200 000 barils
• Émission de CO2 de 1938 à 1975 : 30 000 tonnes par jour soit 10,95 tonnes par an
• Émission de CO2 de 1975 à 1994 : 22 500 tonnes par jour soir 8,2 tonnes par an
• Émission de CO2 de 1994 à 2008 : 30 000 tonnes par jour soir 10,95 tonnes par an
• Nombre d’employé entre 1938 et 1975: 700
• Nombre d’employé entre 1975 et 1994: 640
• Nombre d’employé entre 1994 et 2007: 410

La raffinerie de Bonnberg est la deuxième raffinerie construite par l’entreprise privée Energy Kraft. La construction de celle-ci commença en 1935 pour une mise en production en 1938, à l’origine, la raffinerie utilisé la même technologie que celle de Bonnberg pour une capacité de raffinage de 100 000 barils par jour. En 1975, Energy kraft se décidé de moderniser les installations, de la raffinerie, dès lors, la technologie utilisé fut celle de l’hydrocraquage et sa capacité de raffinage fut porté à 150 000 barils par jours. En 1994, viens une deuxième mise à niveau, portant la capacité de traitement à 200 000 barils par jour. Plus d’une décennie plus tard en 2007, il fut la décision de fermer définitivement la raffinerie, ses infrastructure devenait trop vieille et son coût d’entretien montait en flèche. Le site fut fermé l’année suivante et sa démolition devait commencer en 2009, mais les troubles qui secouèrent la région de 2009 à 2010 reportèrent le début des travaux en 2012. La fin des travaux de démolition devrait s’achever e 2015.

• Nom : Raffinerie de Drache (au nord d’Eberstadt, remplace l’ancienne raffinerie)
• Date de début de le construction : 1970
• Mise en exploitation de l’installation : 1973
• Date de fin d’exploitation de l’installation : Pas avant 2030 au moins
• Durée d’exploitation : au moins 57 ans
• Mise à niveau (modernisation) : 1992 et 2010
• Date de début de la démolition du site : XXXX
• Date de fin de la démolition du site : XXXX
• Technologie utilisée de 1973 à 1992 : Hydrocraquage **
• Technologie utilisée de 1992 à 2010 : Conversion complète (Cokéfaction retardée, Alkylation, Isomérisation) ***
• Technologie utilisée de 2010 à XXXX : Rajout de la technologie de Capture et séquestration de carbone ***/*
• Rendement de 1973 à 1992 : 93%
• Rendement de 1992 à 2010 : 100%
• Rendement de 2010 à XXXX : 100%
• Capacité de raffinage de 1973 à 1992 : 150 000 barils
• Capacité de raffinage de 1992 à 2010 : 250 000 barils
• Capacité de raffinage de 2010 à XXXX : 250 000 barils
• Émission de CO2 de 1973 à 1992 : 10 500 tonnes par jour soit 3,8 tonnes par an
• Émission de CO2 de 1992 à 2010 : 17 500 tonnes par jour soir 6,38 tonnes par an
• Émission de CO2 de 2010 à XXXX : 3 500 tonnes par jour soir 1,28 tonnes par an
• Nombre d’employé entre 1973 et 1992: 430
• Nombre d’employé entre 1992 et 2010: 370
• Nombre d’employé entre 2010 et XXXX: 320

La raffinerie de Drache est la troisième raffinerie du pays, elle fut mise en exploitation en 1973 durant la guerre civile de 1951-1976 est la deuxième plus grosse raffinerie à être entrée en service sur le sol Raskenois même si cela devrait prochainement changer. Initialement équipé de la technologie d’hydrocraquage pour une capacité de 150 000 barils par jours, elle fut modernisé en 1992 utilisant désormais la technologie de conversion complète (Cokéfaction retardée, Alkylation, Isomérisation). Atteignant maintenant un rendement de 100 % elle fut également agrandi, sa capacité de traitement fut augmenter de 100 000 barils par jour atteignant désormais une capacité de 250 000 barils par jours. Très récemment en 2010, la raffinerie fut équipé de la technologie de Capture et Séquestration de Carbone (CSC) réduisant ses émissions de 80 %

• Nom : Raffinerie d’Hamförd
• Date de début de le construction : 1990
• Mise en exploitation de l’installation : 1994
• Date de fin d’exploitation de l’installation : Pas de date pour le moment
• Durée d’exploitation : Aucune date prévu
• Mise à niveau (modernisation) : 2004 et 2011
• Date de début de la démolition du site : XXXX
• Date de fin de la démolition du site : XXXX
• Technologie utilisée de 1994 à 2011 : Conversion complète (Cokéfaction retardée, Alkylation, Isomérisation) ***
• Technologie utilisée de 2011 à XXXX : Rajout de la technologie de Capture et séquestration de carbone ***/*
• Rendement de 1994 à 2011 : 100%
• Rendement de 2011 à XXXX : 100%
• Capacité de raffinage de 1994 à 2004 : 200 000 barils
• Capacité de raffinage de 2004 à 2011 : 400 000 barils
• Capacité de raffinage de 2011 à XXXX : 400 000 barils
• Émission de CO2 de 1994 à 2004 : 14 000 tonnes par jour soit 5,11 tonnes par an
• Émission de CO2 de 1975 à 1994 : 28 000 tonnes par jour soir 10,2 tonnes par an
• Émission de CO2 de 2011 à XXXX : 5 600 tonnes par jour soir 2,04 tonnes par an
• Nombre d’employé entre 1994 et 2004: 730
• Nombre d’employé entre 2004 et 2011: 840
• Nombre d’employé entre 2011 et XXXX: 670

La raffinerie d’Hamförd est actuellement la plus grande raffinerie du pays, mise en exploitation en 1994, celle-ci avait originellement une capacité de raffinage de 200 000 barils, le procédé alors utilisé était la conversion complète (Cokéfaction retardée, Alkylation, Isomérisation). En 2004, viens un agrandissement du site, la capacité de raffinage fut alors doublé ainsi que ses émissions de CO2. Viens alors en 2011 un grand plan visant à réduire au maximum les émissions de la raffinerie, grâce à une installation de CSC lourde, les émissions du site passèrent de 10,2 millions de tonne par an à "seulement" 2,04 soit une division par 5.

• Nom : Raffinerie de Weindorf (situé à coté du site de l’ancienne raffinerie de Bonnberg)
• Date de début de le construction : 2011
• Mise en exploitation de l’installation : 2016
• Date de fin d’exploitation de l’installation : Pas de date pour le moment
• Durée d’exploitation : Aucune date prévu
• Mise à niveau (modernisation) : XXXX
• Date de début de la démolition du site : XXXX
• Date de fin de la démolition du site : XXXX
• Technologie utilisée de 2015 à XXXX : Raffinage par Plasma avec technologie de Capture et
• séquestration de carbone ***/**
• Rendement de 2015 à XXXX : 100%
• Capacité de raffinage de 2015 à XXXX : 1 000 000 barils par jour
• Émission de CO2 de 2015 à XXXX : 6 000 tonnes par jour soit 2,19 tonnes par an
• Nombre d’employé entre 2015 et XXXX: 640

La construction de la raffinerie de Weindorf à début en 2011 et devrais s’achever en 2016, Weindorf à pour objectif de servir de vitrine technologique et du savoir faire d’Apex. Avec une capacité de raffinage de un millions de barils par jour la raffinerie de Weindorf ferra partie des plus grande raffinerie du monde cependant, même si elle n’est pas la plus grande, elle sera la plus avancé en terme de technologie utilisé. Malgré ses un millions de barils traité quotidiennement, elle émettra à peine plus que la raffinerie d’Hamförd malgré que sa production est plus de deux fois inférieur. Tout cela est du à la technologie utilisé, en effet, à la différence des ses deux sœur, Weindorf utilise la technologie de raffinage par plasma*** et non celle de la conversion complète (Cokéfaction retardée, Alkylation, Isomérisation). Couplé à cela un système de capture et séquestration de carbone fait que la raffinerie n’émet "que" 0,03 tonnes de CO2 par baril traité contre 0,07 pour la technologie de conversion complète. Cependant, grâce à la CSC, les émissions tombe à 0,006 tonnes de CO2 par barils traité.

* La technologie de Craquage Catalytique Fluide (FCC), fonctionne en transformant les fractions lourde du pétrole en fraction plus légère comme l’essence par distillation. La fraction lourde restante est alors chauffé puis mis en contacte d’un catalyseur qui accélère la rupture des grandes molécules en plus petites. Ce procédé est une avancé significative en comparaison des précédente technologie qui plafonnait à 60 % voire 30 % pour les plus ancienne.

** La technologie d'hydrocraquage utilise de l’hydrogène et un catalyseur sous haute pression et température afin que l’hydrogène brise les grandes molécules des fractions lourdes pour en créer des plus petites et plus légères. Cette technologie améliore significativement le rendement de l’installation, qui peut atteindre 90 à 95 %, et en parallèle, cette méthode de raffinage contribue à la réduction des impuretés dans le produit fini, comme le soufre, améliorant donc grandement leur qualité. En plus de tout cela, le processus est très flexible, ce qui permet à la raffinerie d’adapter sa production aux demandes du marché.

*** La technologie de raffinage par conversion complète est en fait une combinaison de plusieurs technologies afin de maximiser le rendement de l’installation, qui peut atteindre 100 %. Cette technologie a l’avantage de ne laisser quasiment aucun résidu, augmentant ainsi la part de produit fini pouvant être valorisé.

***/* La technologie de capture et séquestration de carbone (CSC) sur une raffinerie consiste à capter le dioxyde de carbone (CO₂) produit lors des processus de raffinage afin de le stocker dans des formations géologiques plutôt que de le relâcher dans l’atmosphère. Afin de capter le CO₂, il est séparé des gaz d'échappement ; une fois isolé, il est comprimé et transporté jusqu’à son lieu de stockage définitif.

***/** La technologie de raffinage par plasma est le summum de ce qu’est capable de faire Apex. Cette méthode à la pointe de la technologie utilise un arc de plasma pour générer des températures extrêmement élevées qui décomposent les hydrocarbures lourds du pétrole brut en produits plus légers comme l'essence et le diesel. De telles températures permettent une décomposition plus rapide et efficace des composants lourds, limitant au maximum les pertes. L’énergie apportée par le plasma permet de réduire au maximum la formation de résidus ainsi que d’améliorer la pureté des produits finaux.


Pôles de transport, stockage et exportation

De gauche à droite : Oléoduc alimentant la raffinerie de Weindorf / Dépôt de pétrole de Mielaska / Port pétrolier de Lengenbruck
Du fait de son histoire pétrolière très ancienne, le réseau de transport et de stockage de pétrole sur le territoire Raskenois était déjà extrêmement développé ; cependant, après 2011, il fut grandement agrandi afin de transporter le pétrole brut du plateau de Crystal. Avant 2011, il s’établissait déjà sur plus de 1 400 km sur tout Rasken, mais après les découvertes du plateau de Crystal, il fut sensiblement agrandi. Juste après l’annonce des vastes découvertes du plateau de Crystal, fut lancé le vaste projet d’oléoduc Mer-Crystal, qui visait à acheminer les quelques 6,5 millions de barils que produirait quotidiennement le plateau de Crystal une fois sa production de croisière atteinte. En 2012 fut inauguré l’oléoduc Mer-Crystal Sud, d’une capacité de transport de 2,5 millions de barils par jour. Il ajouta à lui seul près de 840 km au réseau existant. En 2013, l’extension nord du projet Mer-Crystal fut terminée, avec une capacité de transport de 2,3 millions de barils par jour et une longueur de 380 km. En mars 2014, l’extension centrale du réseau fut achevée, rajoutant 260 km au réseau et une capacité de transport de 2 millions de barils par jour, portant la capacité totale du réseau Mer-Crystal à 6,8 millions de barils par jour. La capacité de Mer-Crystal est légèrement surdimensionnée afin de pouvoir réagir en conséquence si un surplus de pétrole doit transiter. Après sa dernière extension, le réseau de transport de pétrole sur le territoire Raskenois atteint au total près de 2 890 km. En parallèle des extensions, le réseau d’oléoducs Raskenois fut également soumis à un vaste programme de rénovation afin de le porter aux standards actuels.

Rasken compte au total 6 dépôts de pétrole pour une capacité totale de 150 millions de barils de pétrole brut, soit quasiment 9 mois de consommation nationale. Sur le territoire Raskenois, il existe deux types de dépôts de pétrole : les dépôts historiques, comme ceux de Mielaska ou d'Eberstadt, qui existent depuis de nombreuses décennies, et les dépôts récents. Dans cette catégorie, il n’existe que deux dépôts, et tous deux se situent sur le plateau de Crystal. À eux deux, ils représentent un tiers des capacités de stockage de Rasken.

Avant 2011, il n’existait pas de ports pétroliers, car la politique Raskenoise en matière d’énergie visait la plus grande autonomie possible, ce qui a mené à la politique d’exploitation pétrolière limitée. Dans ces conditions, l’exportation ou l’importation n’avait pas leur place. Cependant, depuis l’annonce des vastes découvertes du plateau de Crystal et de l’abrogation de la loi de limitation sur la production pétrolière, la construction de ports pétroliers est devenue une priorité pour écouler les plus de 6 millions de barils extraits quotidiennement. Entre 2011 et 2014, trois ports furent adaptés pour accueillir les plus gros pétroliers du monde. L’exemple le plus marquant étant le port de Bonnberg, qui peut maintenant accueillir des pétroliers faisant jusqu’à 400 mètres de long pour 75 de large. Depuis sa finalisation, Bonnberg exporte en moyenne 2,1 millions de barils par jour. Le port d’Osterwald, lui, traite en moyenne 1,2 million de barils par jour ; cependant, sa construction n’est pas achevée à 100 %, et sa capacité devrait à terme passer à 1,6 million de barils par jour. Enfin, il y a le port de Lengenbruck, achevé en avril 2014, qui est en capacité d’exporter 1,4 million de barils chaque jour. À l’origine, il était prévu d’agrandir le port de Lengenbruck, mais l’émergence du projet Elysium a conduit à reconsidérer puis annuler cette extension.


Émissions de CO2


L’extraction et l’exploitation du pétrole brut sont des activités fortement émettrices de CO₂ et de méthane. Chez Apex Energy, nous nous engageons à mesurer et à réduire ces émissions. Dans sa démarche de transparence, voici les émissions de CO2 équivalent du secteur pétrolier d’Apex. Les émissions de ce secteur sont découpées en plusieurs parties, premièrement, l’extraction en tant que telle du pétrole brut. Ce premier pôle d’émissions est lui-même découpé en plusieurs parties.


Pole Production : Pour extraire le pétrole, les sites de production ont besoin d’un grand nombre d’appareils pour fonctionner. Cela comprend des pompes, des compresseurs et des équipements de forage qui sont, de manière générale, alimentés par des groupes diesel à cause de l’éloignement des sites de production. Les émissions de ces appareils vont typiquement de 20 à 80 kg de CO2 équivalent par baril, mais à Rasken, il y a deux situations : les anciens gisements et les nouveaux du plateau de Crystal. Les émissions vont alors de 30 kg de CO2 par baril pour les anciens gisements à 50 kg pour ceux du plateau de Crystal, qui sont un peu plus polluants à cause de la difficulté d’extraction accrue. Ce pôle représente à lui seul près de 118 millions de tonnes de CO2 chaque année.

Ensuite vient le torchage du gaz naturel qui remonte avec le pétrole, ce que l’on appelle le gaz de tête. Pour cette partie-là, c’est simple : le torchage de gaz de tête a été progressivement éliminé à partir de 2004 pour être totalement éradiqué en 2007 au sein du pays. Avant que celui-ci ne commence à être éliminé, les émissions étaient d’environ 30 kg de CO2 par baril. Depuis 2004, l’intégralité du gaz de tête est soit réinjectée dans le gisement, soit évacuée par pipelines sur le réseau de transport de gaz naturel.

Troisièmement, les fuites de méthane. Ces fuites, comme leur nom l’indique, sont des relâchages involontaires de méthane dans l’atmosphère, qui se produisent notamment lors de la production, du stockage temporaire et du transport sur site. Ces fuites ont commencé à être réduites dans notre pays à partir de 2012 et devraient être totalement éliminées d’ici 2019. Avant 2012, on estime que les émissions étaient de 40 kg de CO2 par baril extrait. Aujourd’hui, ces émissions sont tombées à 20 kg. Malgré la réduction des émissions par baril extrait à partir de 2012, les émissions totales ont continué d’augmenter jusqu’à l’année dernière, l’augmentation de la production contrebalançant la réduction.

Pour finir, il y a l’injection de vapeur dans le gisement afin de faciliter l’extraction du pétrole. Cela se fait généralement sur des gisements en fin de vie ou sur des gisements ayant un degré API très bas, faisant en sorte que celui-ci soit très lourd, visqueux et peu mobile. L’injection de vapeur sert à fluidifier le pétrole et à faciliter son extraction. Cependant, sa production est généralement effectuée grâce à la combustion de gaz ou de charbon. L’injection de vapeur fut employée sur le territoire raskenois de 2001 à 2010 sur le gisement de Lagerstätte. Son pétrole étant très lourd, il était nécessaire d’employer cette méthode pour l’extraction. Depuis 2010, l’injection de vapeur n’est plus pratiquée, grâce à la découverte des super-géants du plateau de Crystal. Ces super-géants étant encore dans ce que l’on appelle leur première santé et ayant un pétrole relativement fluide, il n’est pas nécessaire d’injecter de la vapeur. Cependant, cette méthode pourrait revoir le jour d’ici une cinquantaine d’années, lorsque la production des super-géants commencera à diminuer. De 2001 à 2010, quand l’injection de vapeur était utilisée, celle-ci générait des émissions de l’ordre de 60 kg de CO2 par baril extrait et est maintenant de 0, étant donné qu’elle n’est plus utilisée.


Pole Transport et stockage : Une fois que le pétrole a été extrait, il est transporté puis stocké ou exporté, et cette activité, bien qu’anodine, produit tout de même des émissions.

Pour que le pétrole puisse transiter par pipeline sur des centaines de kilomètres, il est nécessaire d’avoir recours à des stations de pompage alimentées par des moteurs diesel, des turbines à gaz ou de l’électricité. À Rasken, cela est assuré par des moteurs électriques, ce qui fait que les émissions sont relativement basses, autour de 1 kg de CO2 par baril. Ces émissions résiduelles sont dues à la production de l’électricité nécessaire au fonctionnement des pompes et devraient dans les années à venir encore diminuer avec l’arrêt progressif des centrales à charbon. Ce taux devrait tomber à 0,5 d’ici 2023. En parallèle des pompes, il y a ce que l’on appelle les émissions fugitives de méthane. Ces émissions sont dues à des fuites de méthane au travers des vannes, des raccords et des stations de compression. Ces fuites sont généralement sous-estimées, mais à Rasken, grâce à un suivi rigoureux et à un équipement de pointe, celles-ci sont très limitées, ne représentant qu’environ 2 kg de CO2 par baril. Ce chiffre pourrait encore se réduire à l’avenir avec du nouveau matériel, mais ne voulant pas faire de paris technologiques, nos estimations à l’horizon 2030 restent basées sur ce chiffre de 2 kg. Dans le monde, ce chiffre oscille entre 1 et 10 kg, principalement influencé par le degré de maintenance et de surveillance ainsi que par la qualité du pétrole.

Vient ensuite le stockage du pétrole, qui dispose des mêmes sources d’émissions que le transport. Le stockage consomme du pétrole au travers des pompes et des différents équipements, représentant environ 1,7 kg de CO2 par baril de pétrole stocké. Cela représente donc, en 2015, 0,255 Mt de CO2.
En plus des divers équipements à alimenter, il faut prendre en compte l’évaporation des composés organiques volatils. En théorie, cela peut représenter de 1 à 5 kg de CO2 par baril stocké. Cependant, à Rasken, les réservoirs disposent de systèmes de récupération des vapeurs, réduisant à quasiment 0 les émissions par baril. On estime les émissions résiduelles à seulement 10/15 kt de CO2.


Pole Raffinage : Le pétrole brut est une ressource dont on ne peut pas faire grand-chose en l’état. Il est nécessaire de le raffiner pour en extraire les éléments exploitables tels que l’essence, le diesel ou autre. Cette activité représente une part importante des émissions dans une activité pétrolière, cependant, les émissions dépendent grandement de la technologie utilisée.
Par exemple, la première raffinerie raskenoise, celle d’Eberstadt, construite en 1928, utilisait la technologie du craquage catalytique fluide (FCC). Cette technologie archaïque faisait que la raffinerie relâchait près de 400 kg de CO2 par baril raffiné. Si cette technologie était encore utilisée en 2015, les raffineries raskenoises rejetteraient près de 660 000 tonnes de CO2 par jour, soit 241 millions par an.

Fort heureusement, les technologies ont évolué. Aujourd’hui, les technologies utilisées sont d’un côté la conversion complète sur les raffineries construites avant 2011 et, de l’autre, le raffinage par plasma, uniquement utilisé à la raffinerie de Weindorf. Ces deux technologies ont respectivement des émissions de 70 et 40 kg de CO2 par baril traité. On peut tout de suite voir que les raffineries près de Weindorf polluent moins. Pour contrebalancer cela, la décision fut prise d’installer des systèmes de capture et de séquestration du carbone dès 2010 sur la raffinerie de Drache, puis sur celle d’Hamförd l’année d’après, réduisant les émissions des deux raffineries d’un facteur 8.

Solution pour l’avenir : En 2015, les émissions du secteur pétrolier d’Apex Energy s’élèvent à 178 millions de tonnes, en réduction de 6 % par rapport à l’année 2014. Cependant, pour atteindre l’objectif d’une réduction de 90 % des émissions à l’horizon 2025 par rapport à 2014, auquel Apex Energy s’est engagé la même année, il faut des actes et des idées. Voici donc la liste des projets sur lesquels Apex s’est engagé afin de respecter cet objectif.
Comme vous pouvez le voir sur le graphique, ce qui pollue le plus au sein du secteur pétrolier est l’extraction elle-même, suivie de près par les fuites de méthane. Afin de réduire les émissions liées à l’extraction, qui sont essentiellement basées sur le fonctionnement des diverses machines permettant l’extraction, nous avons trois solutions.

Premièrement, capter les émissions, mais cela serait très contraignant, car les émissions ne sont pas concentrées comme dans une centrale, mais plus ou moins diffuses. Deuxièmement, raccorder les installations pétrolières du plateau de Crystal au réseau électrique afin de ne plus dépendre des générateurs diesel. Cependant, cette solution serait également très contraignante : tirer des lignes électriques dans un désert de glace n’est pas la chose la plus simple. Finalement, nous avons choisi la dernière solution, qui est de remplacer les générateurs diesel par d’autres générateurs moins polluants. Les générateurs moins polluants que nous avons choisis sont ce que l’on appelle des SMR (Small Modular Reactors). Ceux-ci, de puissance variable en fonction des besoins, alimenteront la totalité des sites de production.

L’objectif de déploiement est, dans un premier temps, la mise en service de 2 SMR Griebel de 100 MWe en 2017, alimentant la moitié du site de production du gisement Smaragdglut, puis 2 autres l’année d’après, pour un total de 4 SMR. La construction de ces réacteurs a débuté en 2014 et devrait durer 3 ans, d’où la date de mise en service en 2017. Ensuite, pour les autres gisements qui produisent moins, la puissance électrique nécessaire est de 200 à 230 MWe. Trois SMR seront donc installés afin d’avoir une marge de manœuvre si l’un d’eux venait à stopper sa production. Pour le dernier gisement, qui s’occupe de la demande nationale, la puissance requise est de 120 MWe, deux SMR seront donc installés, portant le nombre total de SMR à 21, construits sur 8 ans. Le remplacement des générateurs diesel par des SMR permettrait de réduire les émissions de CO2 liées à l’extraction d’un facteur 16,6 à l’horizon 2022, passant de 118 millions de tonnes de CO2 en 2016 à 7,1 millions.

Passons maintenant au deuxième pôle d’émissions : les fuites de méthane. Celles-ci représentaient en 2015 47,2 millions de tonnes de CO2, ce qui est considérable. Mais surtout, ce qu’il faut retenir, c’est que ces émissions sont en baisse de 20 % par rapport à l’année 2014. Cela est dû à la mise en application de la politique zéro fuite de méthane d’Apex la même année. Les émissions devraient progressivement tomber à zéro d’ici quatre ans, à l’horizon 2019.

En plus de préserver l’environnement, cette mesure représente également une opportunité pour nous. En 2014, ce n’étaient pas moins de 1,2 million de m³ de méthane qui s’échappaient dans l’atmosphère, un volume qui pourrait être valorisé en étant réinjecté dans le réseau de gaz. Cependant, Apex a décidé de plutôt réinjecter le méthane capté dans les gisements afin de maintenir la pression dans les réservoirs. Ce gaz réinjecté devrait être mis en production à l’horizon 2020, lorsque toutes les infrastructures d’injection de CO2 dans les gisements seront opérationnelles.

Pour les deux derniers pôles d’émissions que sont les émissions fugitives de méthane et l’évaporation de composés organiques volatils, leur réduction se traduira par une surveillance toujours plus intensive ainsi que par une récupération des vapeurs dans le cas de l’évaporation.


Bénéfice
Depuis sa création, notre entreprise a toujours vu le pétrole occuper une part prépondérante de son chiffre d’affaires. Cependant, la découverte puis la mise en production du plateau de Crystal, ainsi que la mise en service de la raffinerie de Weindorf, ont décuplé ce chiffre d’affaires. En 2015, le chiffre d’affaires du pôle pétrolier s’est élevé à 125,5 milliards de Slecks (251 milliards d’euros) et devrait se stabiliser autour de 145 milliards dans les prochaines années. Le chiffre d’affaires du pôle pétrolier se répartit en deux catégories : le secteur du brut et le secteur du raffinage.




Secteur du brut : Comme son nom l’indique, ce secteur est lié à la vente de pétrole brut. Cependant, il faut faire une distinction entre le pétrole brut destiné à l’exportation et celui utilisé par nos raffineries. Apex possédant ses propres raffineries, elle raffine son pétrole et n’en achète donc pas, ce qui signifie qu’il n’y a pas de transfert d’argent interne.

En 2015, la production pétrolière d’Apex à l’échelle nationale s’élevait à 6,47 millions de barils par jour, dont une partie est destinée au raffinage. La capacité de raffinage actuelle étant de 1,15 million de barils par jour, il reste 5,32 millions de barils par jour pour l’exportation. Cette capacité augmentera à 1,65 million de barils par jour l’année prochaine avec la mise en service de la deuxième tranche de la raffinerie de Weindorf, réduisant ainsi les exportations à 4,82 millions de barils par jour.

En moyenne, un baril est vendu aux alentours de 35 Slecks (70 euros), ce qui représente un chiffre d’affaires journalier de 186,4 millions de Slecks (372,4 millions d’euros). Sur un an, cela équivaut à 67,93 milliards de Slecks (135,9 milliards d’euros), représentant environ 54 % des bénéfices du secteur pétrolier.

Secteur du raffinage : Ce secteur concerne le raffinage du pétrole et la vente de ses dérivés, comprenant le gaz léger, le gaz propane, le gaz butane, le naphta, l’essence, le kérosène, le gasoil léger, le gasoil moyen, le fioul lourd et le bitume. Il représente les 46 % restants du chiffre d’affaires du pôle pétrolier, soit 57,57 milliards de Slecks (115,14 milliards d’euros).

En première position, nous retrouvons le naphta, qui représente en 2015 21,2 milliards de Slecks (44,4 milliards d’euros). Une fois vendu, le naphta est principalement utilisé dans l’industrie pétrochimique pour la fabrication de plastiques, de solvants et de produits pharmaceutiques
.
En deuxième position, vient l’essence, qui représente en 2015 17 milliards de Slecks (34 milliards d’euros). L’essence est un produit très bien connu du grand public, car il s’agit pour une grande partie de la population du carburant qu’elle met dans sa voiture ou dans tout autre véhicule à moteur ou outil thermique. Cependant, dans une moindre mesure, elle peut également être utilisée comme solvant ainsi que comme matière première dans l’industrie pétrochimique.

Le gasoil léger se classe en troisième position avec un chiffre d’affaires de 7 milliards de Slecks (14 milliards d’euros). Au même titre que l’essence, le gasoil est bien connu, car là où l’essence représente quasiment la moitié du carburant des véhicules à moteur thermique, le gasoil en représente l’autre moitié. Comme son équivalent, il est également légèrement utilisé dans l’industrie comme matière première et solvant. Cependant, il a une autre application bien connue : il est utilisé comme carburant pour le chauffage domestique et les groupes électrogènes.

Vient ensuite, en quatrième position, le kérosène, avec un chiffre d’affaires de 6,67 milliards de Slecks (13,34 milliards d’euros). Celui-ci est principalement utilisé dans l’aviation grâce à ses propriétés antigel, qui le font se solidifier à une température bien plus basse que le gasoil.

En cinquième place, on retrouve le gasoil moyen, avec un chiffre d’affaires de 3,27 milliards de Slecks (6,54 milliards d’euros). Celui-ci est une fraction plus lourde que le gasoil léger, à mi-chemin avec le fioul lourd. Il est principalement utilisé comme carburant pour les locomotives diesel, les engins de chantier et machines industrielles, les engins agricoles, les bateaux et navires côtiers, ainsi que les groupes électrogènes industriels. Il est également utilisé comme combustible dans les chaudières industrielles.

Vient ensuite le fioul lourd, en sixième position, avec un chiffre d’affaires de 2,34 milliards de Slecks (4,67 milliards d’euros). Ce combustible est principalement utilisé dans le transport maritime, notamment sur les porte-conteneurs et les bateaux de pêche industrielle. Il est aussi utilisé dans les chaufferies industrielles de forte puissance.

En huitième position, on retrouve le bitume, avec un chiffre d’affaires de 20 millions de Slecks (40 millions d’euros). Il est majoritairement utilisé dans la construction et la réparation des routes, mais aussi, de manière marginale, dans l’étanchéité de certains bâtiments ou constructions grâce à son imperméabilité.

Vient ensuite pour finir les 3 gaz que sont le gaz léger, le propane et le butane avec respectivement un chiffre d’affaire de 4,17 | 14,47 | 3,39 millions de Sleks. Le propane et le butane sont généralement vendus sous forme de bouteilles pour une utilisation domestique, tandis que le gaz léger est réinjecté dans le réseau de transport du gaz naturel.


Dépense
Le chiffre d’affaires est une chose, cependant, il ne peut se faire sans dépenses. Ainsi, pour sortir un baril du sol, il est nécessaire d’investir de l’argent, que ce soit pour rémunérer les salariés ou pour entretenir le matériel. Il en est de même pour les autres secteurs : raffinage, transport et stockage. En 2015, les dépenses d’Apex Energy pour faire fonctionner le secteur pétrolier s’élèvent à environ 70 milliards de Sleks (140 milliards d’euros) et devraient se stabiliser l’année prochaine autour de 70,5 milliards de Sleks (141 milliards d’euros), avec la fin de la montée en puissance du plateau de Crystal et le démarrage complet de la raffinerie de Weindorf. Ces dépenses sont concentrées dans 4 secteurs distincts (les salaires des employés étant inclus dans les différents secteurs).



En premier, on retrouve le pôle d’extraction avec, en 2015, près de 64,4 milliards de Sleks (129,8 milliards d’euros). À lui tout seul, il représente 92,4 % des dépenses du pôle pétrolier. Grâce au graphique, on remarque notamment le changement de gisement à partir de l’année 2011. En effet, à cette date, les gisements de pétrole historiques furent mis en réserve (il faut entendre par là que leur production a été arrêtée) au profit des gisements super-géants du plateau de Crystal, qui n’ont pas les mêmes conditions d’extraction. Car là où le pétrole des gisements historiques pouvait être extrait aux alentours de 10 Sleks par baril (20 euros par baril), les conditions polaires du plateau de Crystal font qu’il n’est pas possible de produire un baril à moins de 27,5 Sleks (55 euros).

En deuxième position, on retrouve le transport du pétrole par pipeline, qui représente en 2015, 3,5 milliards de Sleks (7 milliards d’euros). Cela englobe la maintenance des pipelines et de toute l’infrastructure de transport, ainsi que les salaires des employés.

Le raffinage occupe la troisième place avec 1,45 milliard de Sleks (2,9 milliards d’euros) et, pour finir, nous avons le stockage, qui représente une infime partie des coûts avec seulement 25,6 millions de Sleks en 2015 (51 millions d’euros).


Bénéfice
Au final, quand on soustrait les dépenses au chiffre d’affaires, le bénéfice du pôle pétrolier national d’Apex Energy est, en 2015, de 34,7 milliards de Sleks (69,4 milliards d’euros). Ce chiffre d’affaires devrait monter l’année prochaine à 43,6 milliards de Sleks (87,2 milliards d’euros) et se stabiliser.



Grâce au graphique, on remarque notamment que, bien que la production de pétrole ait été multipliée par 11,5, les bénéfices, eux, n’ont augmenté que d’un facteur 3,1. Cela est dû en grande partie au coût d’extraction plus important pour les gisements super-géants du plateau de Crystal.

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Gaz (chiffre de 2015)

Pôles de production
La production des gisements mentionnés plus bas ainsi que les réserves concernent les gaz dits combustibles, c’est-à-dire qu’ils peuvent apporter de l’énergie, exception faite pour le H₂S, qui est un cas à part. Tous les autres gaz, dont le dioxyde de carbone, l’azote, le sulfure d’hydrogène et l’hélium, seront traités dans la partie raffinage.

Production nationale

Information générale :

• Découverte : 1952
• Mise en production : 1953
• Type : Conventionnel Onshore Majeur (1)
• Profondeur : 400 m
• Distance à forer : 400 m
• Réserve en place : 69,4 milliards de m3
• Taux de récupération : 72 %
• Réserve récupérable : 50 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 50 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 0 milliards de m3
• Production journalière maximale enregistrée : 6,6 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 6 ans, de 1966 à 1973
• Nombre de puits en activité : 0
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 25
• Production moyenne par puits en activité : 0 m3 par jour
• Production actuelle : 0 m3 par jour
• Fermeture du dernier puits : 2001

Composition du gaz :

• Méthane : 83 %
• Éthane : 8 %
• Propane : 4 %
• Butane : 2 %
• Dioxyde de carbone : 1 %
• Azote : 2 %
• Sulfure d’hydrogène : 0,1 %
• Hélium : 0 %

Le champ gazier d’Alphastern, découvert en 1952 et mis en production en 1953, est le premier gisement découvert sur le sol raskenois. Il s’agit d’un gisement onshore situé à 400 mètres de profondeur, contenant près de 69,4 milliards de mètres cubes de gaz, dont 72 %, soit 50 milliards de mètres cubes, sont exploitables. Il est alors classé dans la catégorie des gisements majeurs(1).

De par sa composition, son gaz est dit humide(4), c’est-à-dire qu’il contient une forte proportion d’hydrocarbures plus lourds que le méthane. De plus, il présente une faible part d’impuretés, représentée par le CO₂, l’azote et le H₂S. Sa production maximale, de 6,6 millions de m³/jour, a été maintenue pendant six ans (1966-1973), avec un maximum de 25 puits actifs. Le dernier puits a été fermé en 2001, et le gisement est aujourd’hui complètement épuisé.

Information générale :

• Découverte : 1958
• Mise en production : 1959
• Type : Conventionnel Onshore Majeur(1)
• Profondeur : 940 m
• Distance à forer : 940 m
• Réserve en place : 44,9 milliards de m3
• Taux de récupération : 78 %
• Réserve récupérable : 35 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 35 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 0 milliards de m3
• Production journalière maximale enregistrée : 4,62 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 5 ans, de 1974 à 1979
• Nombre de puits en activité : 0
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 19
• Production moyenne par puits en activité : 0 m³ par jour
• Production actuelle : 0 m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2006

Composition du gaz :

• Méthane : 87 %
• Éthane : 7 %
• Propane : 3 %
• Butane : 2 %
• Dioxyde de carbone : 0,5 %
• Azote : 0,5 %
• Sulfure d’hydrogène : 0 %
• Hélium : 0 %

Le champ gazier d’Omegaville, découvert en 1958 et mis en production en 1959, est le deuxième gisement découvert sur le sol raskenois. Il s’agit d’un gisement onshore situé à 940 mètres de profondeur, contenant près de 44,9 milliards de mètres cubes de gaz, dont 78 %, soit 35 milliards de mètres cubes, sont exploitables. Il est alors classé dans la catégorie des gisements majeurs(1).

De par sa composition, son gaz est dit humide(4), c’est-à-dire qu’il contient une forte proportion d’hydrocarbures plus lourds que le méthane. De plus, il présente une faible part d’impuretés, représentée par le CO₂, l’azote et le H₂S. Sa production maximale, de 4,62 millions de m³/jour, a été maintenue pendant cinq ans (1974-1979), avec un maximum de 19 puits actifs. Le dernier puits a été fermé en 2007, et le gisement est aujourd’hui complètement épuisé.

Information générale :

• Découverte : 1959
• Mise en production : 1960
• Type : Conventionnel Onshore Majeur(1)
• Profondeur : 880 m
• Distance à forer : 880 m
• Réserve en place : 53,8 milliards de m3
• Taux de récupération : 78 %
• Réserve récupérable : 42 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 42 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 0 milliards de m3
• Production journalière maximale enregistrée : 5,54 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 6 ans, de 1973 à 1979
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 23
• Nombre de puits en activité : 0
• Production moyenne par puits en activité : 0 m³ par jour
• Production actuelle : 0 m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2009

Composition du gaz :

• Méthane : 81 %
• Éthane : 3 %
• Propane : 1 %
• Butane : 0,5 %
• Dioxyde de carbone : 0,5 %
• Azote : 10 %
• Sulfure d’hydrogène : 2 %
• Hélium : 2%

Le champ gazier Solaris, découvert en 1959 et mis en production en 1960, est le troisième gisement découvert sur le sol raskenois. Il s’agit d’un gisement onshore situé à 880 mètres de profondeur, contenant près de 44,9 milliards de mètres cubes de gaz, dont 78 %, soit 35 milliards de mètres cubes, sont exploitables. Il est alors classé dans la catégorie des gisements majeurs(1).

De par sa composition, son gaz est dit modérément acide(5), à forte teneur en azote(8) et à haute teneur en hélium(9), c’est-à-dire qu’il contient une forte proportion de sulfure d’hydrogène, d’azote et d’hélium. Sa forte teneur en hélium rend son extraction économiquement intéressante. Sa production maximale, de 5,64 millions de m³/jour, a été maintenue pendant six ans (1973-1979), avec un maximum de 19 puits actifs. Le dernier puits a été fermé en 2009, et le gisement est aujourd’hui complètement épuisé.

Information générale :

• Découverte : 1970
• Mise en production : 1971
• Type : Conventionnel Onshore Majeur(1)
• Profondeur : 1100 m
• Distance à forer : 1200 m
• Réserve en place : 97,5 milliards de m3
• Taux de récupération : 82 %
• Réserve récupérable : 80 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 79,72 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 0,28 milliards de m³
• Production journalière maximale enregistrée : 10,56 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 6 ans, de 1985 à 1991
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 40
• Nombre de puits en activité : 10
• Production moyenne par puits en activité : 62 100m3 par jour
• Production actuelle : 0,62 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2017

Composition du gaz :

• Méthane : 90 %
• Éthane : 2 %
• Propane : 2 %
• Butane : 1 %
• Dioxyde de carbone : 0,5 %
• Azote : 1 %
• Sulfure d’hydrogène : 3 %
• Hélium : 0%

Le champ gazier Caelum, découvert en 1970 et mis en production en 1971, est le quatrième gisement découvert sur le sol raskenois. Il s’agit d’un gisement onshore situé à 880 mètres de profondeur, contenant près de 44,9 milliards de mètres cubes de gaz, dont 78 %, soit 35 milliards de mètres cubes, sont exploitables. Il est alors classé dans la catégorie des gisements majeurs(1).

De par sa composition, son gaz est dit modérément acide(5), c’est-à-dire qu’il contient une forte proportion de sulfure d’hydrogène. En dehors du H₂S, son gaz est relativement pur, contenant environ 96 % de combustible en proportion. Sa production maximale, de 10,56 millions de m³/jour, a été maintenue pendant six ans (1985-1991), avec un maximum de 40 puits actifs. Le dernier puits devrait être fermé en 2017, et le gisement est aujourd’hui quasiment épuisé.

Information générale :

• Découverte : 1976
• Mise en production : 1977
• Type : Conventionnel Offshore Géant(2)
• Profondeur : 1200 m
• Distance à forer : 1100 m
• Réserve en place : 179 milliards de m3
• Taux de récupération : 67 %
• Réserve récupérable : 120 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 91 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 29 milliards de m³
• Production journalière maximale enregistrée : 13 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 6 ans, de 1998 à 2006
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 56
• Nombre de puits en activité : 35
• Production moyenne par puits en activité : 234 000m3 par jour
• Production actuelle : 8,19 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2037

Composition du gaz :

• Méthane : 75 %
• Éthane : 5 %
• Propane : 2 %
• Butane : 1 %
• Dioxyde de carbone : 5 %
• Azote : 3 %
• Sulfure d’hydrogène : 8 %
• Hélium : 1 %

Le champ gazier Astralix, découvert en 1976 et mis en production en 1977, est le cinquième gisement découvert sur le sol raskenois. Il s’agit d’un gisement offshore situé à 1 500 mètres de profondeur, contenant près de 179 milliards de mètres cubes de gaz, dont 67 %, soit 120 milliards de mètres cubes, sont exploitables. Il est alors classé dans la catégorie des gisements géants(2).

De par sa composition, son gaz est dit acide(6), modérément enrichi en azote(7) et à haute teneur en hélium(9), c’est-à-dire qu’il contient une forte proportion de sulfure d’hydrogène. Sa production maximale, de 10,56 millions de m³/jour, a été maintenue pendant huit ans (1998-2006), avec un maximum de 40 puits actifs. Le dernier puits devrait être fermé en 2017, et le gisement est aujourd’hui quasiment épuisé.

Information générale :

• Découverte : 1986
• Mise en production : 1987
• Type : Conventionnel Offshore Géant(2)
• Profondeur : 1400 m
• Distance à forer : 1200 m
• Réserve en place : 195 milliards de m3
• Taux de récupération : 68 %
• Réserve récupérable : 133 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 44,7 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 88,3 milliards de m³
• Production journalière maximale enregistrée : 7,5 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 21 ans, de 2002 à 2023
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 28
• Nombre de puits en activité : 28
• Production moyenne par puits en activité : 267 857m3 par jour
• Production actuelle : 7,5 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2075

Composition du gaz :

• Méthane : 72 %
• Éthane : 5 %
• Propane : 2 %
• Butane : 1 %
• Dioxyde de carbone : 8 %
• Azote : 2 %
• Sulfure d’hydrogène : 9 %
• Hélium : 1 %

Le champ gazier Heliosphere, découvert en 1986 et mis en production en 1987, est le sixième gisement découvert sur le sol raskenois. Il s’agit d’un gisement offshore situé à 1 400 mètres de profondeur, contenant près de 195 milliards de mètres cubes de gaz, dont 68 %, soit 133 milliards de mètres cubes, sont exploitables. Il est alors classé dans la catégorie des gisements géants(2).

De par sa composition, son gaz est dit acide(6) et à haute teneur en hélium(9), c’est-à-dire qu’il contient une forte proportion de sulfure d’hydrogène et d’hélium. Sa production maximale, de 7,5 millions de m³/jour, sera maintenue pendant 21 ans (2002-2023), avec un maximum de 28 puits actifs. Le dernier puits devrait être fermé en 2075, et le gisement est aujourd’hui en pleine exploitation, c’est-à-dire que la moitié de ses réserves n’a pas encore été consommée.

Information générale :

• Découverte : 1986
• Mise en production : 1987
• Type : Conventionnel Offshore Majeur(2)
• Profondeur : 1400 m
• Distance à forer : 1600 m
• Réserve en place : 46,5 milliards de m3
• Taux de récupération : 86 %
• Réserve récupérable : 40 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 24,9 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 15,1 milliards de m³
• Production journalière maximale enregistrée : 5,28 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 6 ans, de 2005 à 2011
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 24
• Nombre de puits en activité : 19
• Production moyenne par puits en activité : 226 347m3 par jour
• Production actuelle : 4,3 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2049

Composition du gaz :

• Méthane : 98 %
• Éthane : 1,5 %
• Propane : 0,3 %
• Butane : 0,1 %
• Dioxyde de carbone : 0,1 %
• Azote : 0,1 %
• Sulfure d’hydrogène : 0 %
• Hélium : 0 %

Le champ gazier Cosmodôme, Découvert en 1986 et mis en production en 1987, est le septième gisement découvert sur le sol raskenois. Il s’agit d’un gisement onshore situé à 1 400 mètres de profondeur, contenant près de 46,5 milliards de mètres cubes de gaz, dont 86 %, soit 40 milliards de mètres cubes, sont exploitables. Il est alors classé dans la catégorie des gisements majeurs(1).

De par sa composition, son gaz est dit sec(3), c’est-à-dire qu’il contient une très forte proportion de combustible. Sa production maximale, de 5,28 millions de m³/jour, a été maintenue pendant six ans (2005-2011), avec un maximum de 24 puits actifs. Le dernier puits devrait être fermé en 2049, et le gisement est aujourd’hui dans sa seconde phase d’exploitation, c’est-à-dire que plus de la moitié de ses réserves a déjà été consommée.

Gaz associé super géant plateau de Crystal
Le gaz associé est, à contrario des gisements précédents, du gaz associé, comme son nom l’indique, au pétrole, c’est-à-dire que le gaz est présent dans le pétrole et remonte avec lui lors de son exploitation. Généralement, il est soit réinjecté dans le gisement pour maintenir la pression, soit brûlé en torchère si l’on ne peut rien en faire. Cependant, grâce au vaste plan de capture et de séquestration de carbone mis en place dans le pays, nous serons bientôt en capacité d’injecter de grandes quantités de CO₂ dans ces gisements, ce qui nous permettra d’en extraire le gaz sans compromettre la récupération du pétrole en faisant baisser la pression. Les super-géants du plateau de Crystal sont au nombre de six et contiennent, d’après nos estimations, près de 980 milliards de mètres cubes de gaz, soit plusieurs fois plus que nos réserves historiques.

Information générale :

• Découverte : 2010
• Mise en production : 2016
• Type : Gaz associé
• Profondeur : 10700 m
• Distance à forer : 10700 m
• Réserve en place : 219 milliards de m3
• Taux de récupération : 95 %
• Réserve récupérable : 208 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 0 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 208 milliards de m³
• Production journalière maximale prévu : 22 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a devrait être maintenue : 11 ans, de 2022 à 2033
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 157 (le gaz remonte par les même puits de production que le pétrole
• Nombre de puits en activité : 157 (le gaz est pour l’instant réinjecté)
• Production moyenne par puits en activité : 0m3 par jour
• Production actuelle : 0 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2094

Composition du gaz :

• Méthane : 45 %
• Éthane : 20 %
• Propane : 12 %
• Butane : 5 %
• Pentane et plus lourd : 5 %
• Dioxyde de carbone : 5 %
• Azote : 0 %
• Sulfure d’hydrogène : 2 %
• Hélium : 0 %

Information générale :

• Découverte : 2010
• Mise en production : 2016
• Type : Gaz associé
• Profondeur : 9200 m
• Distance à forer : 9200 m
• Réserve en place : 200 milliards de m3
• Taux de récupération : 93 %
• Réserve récupérable : 186 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 0 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 186 milliards de m³
• Production journalière maximale prévu : 18 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production devrait être maintenue : 12 ans, de 2022 à 2034
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 120 (le gaz remonte par les même puits de production que le pétrole
• Nombre de puits en activité : 120 (le gaz est pour l’instant réinjecté)
• Production moyenne par puits en activité : 0m3 par jour
• Production actuelle : 0 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2090

Composition du gaz :

• Méthane : 70 %
• Éthane : 12 %
• Propane : 8 %
• Butane : 3 %
• Pentane et plus lourd : 3 %
• Dioxyde de carbone : 2 %
• Azote : 2 %
• Sulfure d’hydrogène : 0 %
• Hélium : 0 %

Information générale :

• Découverte : 2010
• Mise en production : 2016
• Type : Gaz associé
• Profondeur : 9400 m
• Distance à forer : 9400 m
• Réserve en place : 182,6 milliards de m3
• Taux de récupération : 98 %
• Réserve récupérable : 179 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 0 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 179 milliards de m³
• Production journalière maximale prévu : 14 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a devrait être maintenue : 16 ans, de 2021 à 2037
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 118 (le gaz remonte par les même puits de production que le pétrole
• Nombre de puits en activité : 118 (le gaz est pour l’instant réinjecté)
• Production moyenne par puits en activité : 0m3 par jour
• Production actuelle : 0 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2109

Composition du gaz :

• Méthane : 55 %
• Éthane : 18 %
• Propane : 10 %
• Butane : 6 %
• Pentane et plus lourd : 7 %
• Dioxyde de carbone : 2 %
• Azote : 0 %
• Sulfure d’hydrogène : 2 %
• Hélium : 0 %

Information générale :

• Découverte : 2010
• Mise en production : 2028
• Type : Gaz associé
• Profondeur : 10100 m
• Distance à forer : 10100 m
• Réserve en place : 171,1 milliards de m3
• Taux de récupération : 97 %
• Réserve récupérable : 166 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 0 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 166 milliards de m³
• Production journalière maximale prévu : 21,4 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a devrait être maintenue : 1 ans, de 2060
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 126 (le gaz remonte par les même puits de production que le pétrole
• Nombre de puits en activité : 126 (le gaz est pour l’instant réinjecté)
• Production moyenne par puits en activité : 0m3 par jour
• Production actuelle : 0 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2103

Composition du gaz :

• Méthane : 50 %
• Éthane : 20 %
• Propane : 10 %
• Butane : 5 %
• Pentane et plus lourd : 7 %
• Dioxyde de carbone : 5 %
• Azote : 0 %
• Sulfure d’hydrogène : 2 %
• Hélium : 0 %

Information générale :

• Découverte : 2010
• Mise en production : 2028
• Type : Gaz associé
• Profondeur : 9700 m
• Distance à forer : 9700 m
• Réserve en place : 162,1 milliards de m3
• Taux de récupération : 95 %
• Réserve récupérable : 154 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 0 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 154 milliards de m³
• Production journalière maximale prévu : 19,47 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a devrait être maintenue : 1 ans, de 2059
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 132 (le gaz remonte par les même puits de production que le pétrole
• Nombre de puits en activité : 132 (le gaz est pour l’instant réinjecté)
• Production moyenne par puits en activité : 0m3 par jour
• Production actuelle : 0 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2108

Composition du gaz :

• Méthane : 75 %
• Éthane : 10 %
• Propane : 6 %
• Butane : 3 %
• Pentane et plus lourd : 2 %
• Dioxyde de carbone : 2 %
• Azote : 2 %
• Sulfure d’hydrogène : 0 %
• Hélium : 0 %

Information générale :

• Découverte : 2010
• Mise en production : 2028
• Type : Gaz associé
• Profondeur : 9200 m
• Distance à forer : 9200 m
• Réserve en place : 96,6 milliards de m3
• Taux de récupération : 90 %
• Réserve récupérable : 87 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 0 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 87 milliards de m³
• Production journalière maximale prévu : 12,1 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a devrait être maintenue : 1 ans, de 2054
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 80 (le gaz remonte par les même puits de production que le pétrole
• Nombre de puits en activité : 80 (le gaz est pour l’instant réinjecté)
• Production moyenne par puits en activité : 0m3 par jour
• Production actuelle : 0 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2109

Composition du gaz :

• Méthane : 60 %
• Éthane : 15 %
• Propane : 8 %
• Butane : 5 %
• Pentane et plus lourd : 6 %
• Dioxyde de carbone : 4 %
• Azote : 0 %
• Sulfure d’hydrogène : 2 %
• Hélium : 0 %

Gaz de charbon (non-conventionnel)
Le gaz de charbon, aussi nommé Coal Bed Methane (CBM), est le gaz contenu dans les pores du charbon, connu sous le nom de grisou, responsable de nombreux accidents dans les mines de charbon souterraines. Même épuisée, une mine de charbon contient toujours du charbon, on dit que ce charbon est inexploitable, du moins pas de manière rentable, que ce soit économiquement ou énergétiquement. Ainsi, on estime qu’en moyenne, le rapport entre charbon exploitable et inexploitable est de 1 pour 17. Cela veut donc dire que, par exemple, Rasken, qui disposait à l’origine de 11,4 milliards de tonnes de charbon exploitable, a en fait sous ses pieds 198.9 milliards de tonnes de charbon inexploitable. Ce qui fait que, même si le charbon Raskenois n’est pas très méthanogène, c’est-à-dire qu’il ne contient pas beaucoup de méthane, les quantités deviennent très vite importantes. En effet, la quantité de méthane contenue dans le charbon varie en fonction du type de charbon. On a donc, par exemple, 7 mètres cubes de méthane par tonne d’anthracite, alors que les charbons de moins bonne qualité, comme la lignite, en contiennent environ 25. Aussi, il ne faut pas seulement prendre en compte le type de charbon, mais également la profondeur, car plus il est profondément enfoui, plus grande est sa capacité à stocker du méthane. Ainsi, un charbon bitumineux à 500 mètres de profondeur ne stocke que 15 mètres cubes, alors que le même charbon à 1500 mètres peut stocker 40 mètres cubes. Malheureusement pour nous, la majorité du charbon Raskenois est de l’anthracite à faible profondeur (93,8 %), le reste étant du charbon bitumineux.

Cependant, tout n’est pas rose. Bien que d’énormes quantités de gaz soient contenues dans le charbon, la perméabilité de celui-ci empêche de produire une grande partie du gaz. Ainsi, si l’on exploite juste le gaz en forant un trou simple, le taux de récupération pour de l’anthracite est compris entre 10 et 30 %. Un moyen d’augmenter cela est de fracturer le charbon, soit avec de l’eau, soit avec de l’air comprimé. Cela permet d’augmenter la perméabilité de la roche et donc de faciliter le passage du gaz. Un autre moyen d’augmenter le taux de récupération est de forcer le gaz à se diriger vers les puits de production. Cela se fait majoritairement par injection de CO2, car ce gaz a une meilleure affinité que le méthane pour le charbon. Enfin, il faut prendre en compte que ce type de gisement de gaz a une faible production par puits. En effet, pour ce type de gisement, on peut produire en moyenne 15 000 mètres cubes par puits, alors que, sur un gisement standard, cela peut monter à plus d’un million.

Information générale :

• Découverte : 1854
• Mise en production : 2016
• Type : Gaz de charbon
• Profondeur : 150 m
• Distance à forer : 150 m
• Type de charbon : Anthracite
• Teneur en méthane : 7m3/Tonnes
• Réserve en place : 336 milliards de m3
• Taux de récupération : 45 %
• Réserve récupérable : 151,2 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 0 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 151,2 milliards de m³
• Production journalière maximale prévu : 9 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a devrait être maintenue : 21 ans, de 2020 à 2041
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 0
• Nombre de puits maximum en activité prévu : 600
• Production moyenne par puits en activité prévu : 15 000m3 par jour
• Production actuelle : 0 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2083

Injection de CO2 :

• Nombre de puits d’injection : 22
• Injection moyenne par puits en activité prévu : 491 tonnes par jours
• Quantité de CO2 injecté prévu : 10 800 tonnes par jours
• Quantité totale de CO2 injecté sur la durée de vie du gisement : 264 millions de tonnes

Composition du gaz :

• Méthane : 92 %
• Dioxyde de carbone : 5 %
• Azote : 2 %
• Sulfure d’hydrogène : 1 %

Information générale :

• Découverte : 1864
• Mise en production : 2016
• Type : Gaz de charbon
• Profondeur : 180 m
• Distance à forer : 180 m
• Type de charbon : Anthracite
• Teneur en méthane : 8m3/Tonnes
• Réserve en place : 489,6 milliards de m3
• Taux de récupération : 42 %
• Réserve récupérable : 205,6 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 0 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 205,6 milliards de m³
• Production journalière maximale prévu : 10 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a devrait être maintenue : 24 ans, de 2022 à 2046
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 0
• Nombre de puits maximum en activité prévu : 715
• Production moyenne par puits en activité prévu : 14 000m3 par jour
• Production actuelle : 0 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2113

Injection de CO2 :

• Nombre de puits d’injection : 24
• Injection moyenne par puits en activité prévu : 500 tonnes par jours
• Quantité de CO2 injecté prévu : 12 000 tonnes par jours
• Quantité totale de CO2 injecté sur la durée de vie du gisement : 424,8 millions de tonnes

Composition du gaz :

• Méthane : 88 %
• Dioxyde de carbone : 7 %
• Azote : 4 %
• Sulfure d’hydrogène : 1 %

Information générale :

• Découverte : 1940
• Mise en production : 2025
• Type : Gaz de charbon
• Profondeur : 1200 m
• Distance à forer : 1200 m
• Type de charbon : Anthracite
• Teneur en méthane : 6m3/Tonnes
• Réserve en place : 134,4 milliards de m3
• Taux de récupération : 50 %
• Réserve récupérable : 67,2 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 0 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 67,2 milliards de m³
• Production journalière maximale prévu : 4 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a devrait être maintenue : 22 ans, de 2028 à 2050
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 0
• Nombre de puits maximum en activité prévu : 223
• Production moyenne par puits en activité prévu : 18 000m3 par jour
• Production actuelle : 0 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2112

Injection de CO2 :

• Nombre de puits d’injection : 10
• Injection moyenne par puits en activité prévu : 480 tonnes par jours
• Quantité de CO2 injecté prévu : 4 800 tonnes par jours
• Quantité totale de CO2 injecté sur la durée de vie du gisement : 152,4 millions de tonnes

Composition du gaz :

• Méthane : 80 %
• Dioxyde de carbone : 10 %
• Azote : 8 %
• Sulfure d’hydrogène : 2 %

Information générale :

• Découverte : 1970
• Mise en production : 2025
• Type : Gaz de charbon
• Profondeur : 1500 m
• Distance à forer : 1500 m
• Type de charbon : Charbon bitumineux
• Teneur en méthane : 35m3/Tonnes
• Réserve en place : 367,5 milliards de m3
• Taux de récupération : 65 %
• Réserve récupérable : 238,87 milliards de m3
• Réserve déjà produite : 0 milliards de m3
• Réserve extractible restante : 238,87 milliards de m³
• Production journalière maximale prévu : 13 millions de m3 par jour
• Temps durant lequel cette production a devrait être maintenue : 22 ans, de 2031 à 2053
• Nombre de puits maximum enregistré en activité : 0
• Nombre de puits maximum en activité prévu : 590
• Production moyenne par puits en activité prévu : 22 000m3 par jour
• Production actuelle : 0 millions de m³ par jour
• Fermeture du dernier puits : 2119

Injection de CO2 :

• Nombre de puits d’injection : 32
• Injection moyenne par puits en activité prévu : 487,5 tonnes par jours
• Quantité de CO2 injecté prévu : 15 600 tonnes par jours
• Quantité totale de CO2 injecté sur la durée de vie du gisement : 535,2 millions de tonnes

Composition du gaz :

• Méthane : 85 %
• Dioxyde de carbone : 8 %
• Azote : 6 %
• Sulfure d’hydrogène : 1 %

Définition :
1-Gisement majeur : Gisement contenant entre 10 et 85 milliards de m³ exploitables
2-Gisement géant : Gisement contenant entre 85 et 850 milliards de m³ exploitables
3-Gaz sec : Gaz contenant au moins 95 % de méthane
4-Gaz humide : Gaz contenant moins de 95 % de méthane et contenant des hydrocarbure plus lourd comme l’éthane, le propane ou le butane en quantité significative.
5-Gaz modérément acide : Gaz contenant du sulfure d’hydrogène dans des proportion comprise entre 1 et 5%
6-Gaz acide : Gaz contenant du sulfure d’hydrogène dans des proportion comprise entre 5 et 15%
7-Gaz modérément enrichi en azote : Gaz contenant de l’azote dans des proportion comprise entre 3 et 10%
8-Gaz à haute teneur en azote : Gaz contenant de l’azote dans des proportion comprise entre 10 et 20%
9-Gaz à haute teneur en hélium : Gaz contenant de l’hélium dans des proportion comprise entre 1 et 3%


Pôles de traitement
De par sa nature, le gaz est généralement traité directement sur le lieu de production du gaz brut, car, en fonction de ses impuretés, le transporter sur plusieurs kilomètres nécessiterait des gazoducs spéciaux pouvant supporter la corrosion ou d’autres phénomènes. Ainsi, à Rasken, chaque gisement dispose de son unité de traitement, y compris les deux gisements offshore que sont Astralix et Heliosphere, qui disposent de plateformes avec des extensions pour accueillir les unités de traitement.



Au total, en 2015, la production raskenoise de gaz brut s’élève à 26,5 millions de m³. En comparaison, la production de gaz naturel, donc de méthane, n’a été que de 20,7 millions de m³. Cela signifie donc que quasiment 6 millions de m³ ne sont pas du méthane. Le rôle des unités de traitement est justement de retirer cette fraction, soit pour en extraire les impuretés, soit pour procéder à un triage. Par exemple, le butane et le propane étant vendus en bouteille, alors que le méthane est vendu soit par gazoduc si vous avez un raccordement, soit un camion vient remplir votre citerne.

Au final, qu’en est-il des impuretés ?

Production gisement historique


Production gaz associé


Production gaz de charbon


On distingue donc deux situations similaires et une à part, en fonction des trois types de gisements. Nous allons commencer par les deux situations similaires.

Le gaz historique et le gaz associé sont deux types de gaz brut relativement similaires de par leurs composants. Ce qui change, c’est leur composition. Là où, dans nos gisements historiques, les autres gaz sont dominés par le sulfure d’hydrogène, notamment à cause de nos deux gisements offshore contenant une grande proportion de ce gaz, le gaz associé, lui, est dominé par les gaz combustibles comme l’éthane, le propane, le butane, le pentane et d’autres.

Le gaz de charbon, lui, ne contient pas d’hydrocarbures plus lourds que le méthane. Ainsi, les autres gaz présents lors de l’exploitation du gisement sont plus limités. On y trouve uniquement de l’azote, du CO₂ et du sulfure d’hydrogène.

Au final, si l’on agrège tous les types de gisements, on obtient ceci :


Nous allons donc détailler les productions des différents gaz, ainsi que leur utilité une fois séparés du reste. En premier lieu, nous allons détailler les gaz combustibles, puis les gaz valorisables, et enfin les déchets. Les valeurs seront prises pour l’année 2015.

Gaz combustibles
En premier, on retrouve donc le trio éthane, propane/butane et pentane

• L’éthane a une production journalière en 2015 de 1,15 million de m³ par jour. Celui-ci est principalement utilisé comme matière première dans l’industrie, notamment dans la production d’éthylène, qui sert ensuite à la fabrication de matières plastiques. Il est également utilisé, dans une moindre mesure, dans l’industrie pharmaceutique et chimique pour fabriquer des solvants, des médicaments et comme stérilisant pour la médecine. Enfin, il est utilisé comme réfrigérant, notamment dans les méthaniers, grâce à sa capacité à rester liquide à basse température (-88°C).


• Ensuite viennent le propane et le butane, qui ont respectivement une production en 2015 de 0,226 et 0,456 million de m³ par jour. Ils sont principalement utilisés comme combustibles pour les gazinières ainsi que comme carburants dans le transport sous la forme de Gaz de Pétrole Liquéfié (GPL). Ils peuvent également, dans une moindre mesure, être utilisés comme gaz réfrigérant, comme gaz propulseur dans les aérosols, ainsi que dans l’industrie chimique pour la fabrication de solvants ou de plastiques.


• Vient ensuite le pentane, qui, bien qu’il ne soit pas encore produit à l’heure actuelle, le sera l’année prochaine avec la mise en production des champs du plateau de Crystal. Celui-ci est principalement utilisé comme solvant industriel, notamment pour extraire les huiles essentielles, nettoyer les composants électroniques sensibles ou encore dans l’industrie pétrolière pour le craquage du pétrole brut et la purification des hydrocarbures. Sa deuxième utilisation majeure est dans la fabrication de mousses plastiques, comme le polystyrène expansé, en remplacement des agents expansifs comme les SFS. Enfin, on le retrouve également comme fluide frigorifique dans les réfrigérateurs et climatiseurs. Le pentane, tout comme l’éthane, bien qu’étant un combustible, est très peu utilisé à cette fin.

Gaz valorisable

• L’hélium a une production de 0,213 million de m³. Ce gaz est vital pour notre société moderne, car il est présent dans des endroits insoupçonnés. On le retrouve notamment comme refroidissant dans les IRM et équipements cryogéniques. Il est également utilisé dans la fabrication de composants électroniques et de semi-conducteurs, afin d’empêcher une surchauffe. On le retrouve aussi dans le secteur aérospatial, où il sert à purger et pressuriser les réservoirs d’oxygène liquide et d’hydrogène liquide des fusées.


• Le sulfure d’hydrogène a une production en 2015 de 1,84 million de m³ par jour. À Rasken, nous avons décidé de le valoriser en séparant l’hydrogène du soufre grâce à un procédé électrochimique. Le soufre est vendu sous forme de soufre élémentaire sur le marché national et international. De même, l’hydrogène peut être valorisé dans différents secteurs.


• L’azote, avec une production de 0,548 million de m³ par jour, est généralement considéré comme un déchet dans la majorité des pays du monde. Il est soit relâché dans l’atmosphère, soit réinjecté dans le gisement. Cependant, à Rasken, nous faisons les choses différemment. Grâce à une législation avantageuse, ce gaz est entièrement valorisé. Il est majoritairement vendu à l’industrie pour la fabrication d’engrais azotés et est également utilisé comme fluide frigorifique.

Gaz non valorisables (Déchets)

• Enfin, nous avons le CO₂, le seul véritable déchet avec lequel nous ne pouvons rien faire. Contrairement aux autres gaz, aucune valorisation n’est possible. Il est simplement réinjecté dans le gisement.

Pôles de transport, stockage et d’importation[img=]Apex[/img]
Malgré son histoire plus récente que celle du pétrole, le réseau gazier raskenois est extrêmement développé, bien plus que celui du pétrole, la raison étant que le gaz est beaucoup plus utilisé de manière domestique. C’est-à-dire que les habitations ou n’importe quel bâtiment peuvent être raccordés au gaz, alors que ce n’est pas le cas pour le pétrole. Ainsi, en 2015, le réseau s’étendait sur 18 000 km. De plus, il a gagné depuis 2011 environ 3 000 km, du fait de la découverte des super-géants du plateau de Crystal.

En effet, dès leur découverte, il était envisagé d’exploiter un jour leur gaz associé. C’est en prévision de cela que de nombreuses connexions furent établies entre les super-géants et le reste du réseau. De plus, il devrait encore gagner environ 2 000 km dans les années à venir avec la mise en production du gaz contenu dans les gisements de charbon. Ainsi, à terme, le réseau devrait s’étendre sur 20 000 km à l’horizon 2020 et ne devrait plus grandir de manière significative à partir de là. Les années post-2020 se concentreront uniquement sur l’exploitation et l’entretien du réseau ainsi que sur son adaptation à la part croissante de biogaz.

Afin de garantir une sécurité énergétique, et du fait de sa forte consommation de gaz pour sa production électrique, Rasken dispose de réserves de gaz conséquentes. Au total, ce ne sont pas moins de 15 dépôts pouvant stocker près de 20 milliards de m³ de gaz, répartis sur le territoire raskenois. Sur le territoire national, il existe deux types de dépôts différents :

Les cavités salines : Ces cavités sont formées artificiellement par l’injection d’eau dans une formation saline afin de dissoudre le sel. Une fois le sel dissous, l’eau salée est pompée, ce qui crée une cavité vide et étanche, prête à être mise sous pression par l’injection de gaz. Ce type de stockage est le plus répandu avec 15 sites, cependant, il ne représente que 5 milliards de m³ de stockage. Malgré sa capacité de stockage plus faible, l’avantage des cavités salines est qu’elles permettent des cycles d’injection et de soutirage plus rapides, idéales pour répondre aux variations rapides de la demande.

Les aquifères : Il s’agit de formations de roches poreuses gorgées d’eau. Ce type de stockage a pour avantage d’offrir des volumes importants, adaptés à une modulation saisonnière, donc plus lente que celle des cavités salines.

Du fait de sa dépendance aux importations de gaz, Rasken a dû très tôt construire des moyens d’importation afin de pallier ce manque de production. En effet, dès 1988, il n’y avait plus aucun doute que Rasken allait perdre son indépendance gazière. Ainsi, cette année-là, la construction du premier terminal méthanier du pays, dans la ville de Lengenbruck, débuta et était prévue pour durer cinq ans, avec une capacité d’importation de 20 millions de m³ par jour.

Cependant, ce que l’on n’avait pas prévu, c’était que la consommation du pays augmenterait aussi vite. Ainsi, en 1991, alors que le chantier battait son plein, le pays devint, pour la première fois de son histoire, déficitaire en gaz. Le terminal étant en cours de construction, le pays dut utiliser ses réserves stratégiques pour combler le manque de production. Malheureusement, ce ne fut pas suffisant, les réserves étant trop petites, elles ne permirent de tenir qu’une seule année.

À l’époque, les réserves stratégiques de gaz ne couvraient qu’un mois de consommation, elles furent donc rapidement vidées, entraînant une crise énergétique sans précédent dans le pays. Des mesures de sobriété furent prises, mais cela marqua tout de même la décennie 1990. Pendant deux ans, le pays passa en mode sobriété le temps que le terminal soit achevé.

En 1993, ce fut chose faite, et les citoyens comme l’économie purent à nouveau respirer. Cependant, ce premier terminal méthanier n’apporta qu’un moment de répit, car si rien n’était fait, le pays serait de nouveau déficitaire en gaz dès 2001.

Ainsi, en 1995, la construction d’un deuxième terminal méthanier commença dans le port de Bonnberg, avec une capacité de 50 millions de m³ par jour. Puis, enfin, en 2005, l’extension du terminal de Lengenbruck fut lancée, portant sa capacité à 50 millions de m³ par jour, comme pour Bonnberg.


Émissions de CO2


Au même titre que son homologue liquide, l’industrie du gaz naturel est une activité polluante. Cependant, là où elle se démarque du pétrole, c’est dans la quantité de CO₂ émise. En effet, comme vous pouvez le voir dans le graphique ci-dessus, les quantités émises sont incomparables à celles du pétrole. Cependant, il faut relativiser, car on ne peut pas comparer un baril de pétrole à un m³ de gaz, du moins pas directement. Si l’on veut comparer les émissions, il faut le faire avec une valeur qui ne varie pas ou peu. Cette valeur, c’est l’énergie. En effet, un baril de pétrole moyen et un m³ de gaz naturel moyen contiennent une certaine quantité d’énergie. À quantité d’énergie équivalente, le gaz naturel produit en moyenne 1,5 à 2 fois moins de CO₂ que le pétrole.

Comme pour le pétrole, les émissions de CO₂ du secteur gazier sont étroitement liées à la production même du gaz. C’est pour cela que l’on observe un premier pic d’émissions en 2002, qui correspond presque (à deux années près) au pic de production de gaz. Voici donc maintenant les émissions de CO₂ de la branche gaz naturel d’Apex. Comme pour le pétrole, les émissions sont découpées en trois pôles différents, eux-mêmes subdivisés en plusieurs secteurs.


Pole Production :Comme pour le pétrole, les sites d’extraction du gaz naturel nécessitent un ensemble de machines assurant le bon fonctionnement de l’extraction. On y retrouve donc des pompes, des compresseurs et des équipements de forage. Cependant, à la différence du pétrole, où ces machines sont alimentées par des groupes électrogènes du fait de l’isolement des gisements sur le plateau de Crystal, les gisements de gaz, eux, sont raccordés au réseau électrique. Ils bénéficient donc d’une électricité qui est certes carbonée, mais bien moins qu’elle ne le serait si elle provenait de groupes électrogènes. De plus, le mix électrique se décarbone progressivement avec le déploiement de notre parc nucléaire.Les émissions de CO₂ directement liées à l’extraction du gaz sont généralement de l’ordre de 0,01 à 0,03 kg de CO₂ par m³ de gaz extrait. Ce secteur représentait en 2015 environ 0,1 million de tonnes de CO₂.
Ensuite viennent les fuites de méthane. Pour elles, c’est simple : elles ont été complètement éradiquées dans notre pays en 2007. Cependant, en moyenne dans le monde, les émissions liées aux fuites de méthane se situent entre 0,02 et 0,07 kg de CO₂ par m³ de gaz extrait. À son pic, les fuites de méthane représentaient 0,86 million de tonnes de CO₂. On peut également citer le torchage du gaz naturel, mais cette pratique n’a jamais existé dans notre pays pour les gisements de gaz, contrairement aux gisements de pétrole.

Pole Traitement : Dans le pôle traitement, on retrouve d’abord l’électricité nécessaire au fonctionnement des installations, incluant tout ce qui concerne la circulation et la séparation des hydrocarbures. Les émissions sont typiquement de 0,01 à 0,03 kg de CO₂ par m³ de gaz traité. Cependant, ce facteur d’émission devrait chuter dans moins de 10 ans à une valeur bien plus faible, autour de 0,0033 kg de CO₂, grâce à la fermeture de nos centrales à charbon et la mise en place de la capture et séquestration du carbone sur nos centrales à gaz. En 2015, l’électricité nécessaire au fonctionnement de nos installations de traitement a été responsable de l’émission de 0,32 million de tonnes de CO₂.

Ensuite, on retrouve le traitement du H₂S (sulfure d’hydrogène), un gaz acide qui doit être traité. Généralement, celui-ci est traité par le procédé de Klaus afin d’en retirer le soufre. Cependant, à Rasken, nous utilisons un procédé électrochimique. Ce procédé, bien que plus émetteur de CO₂ que celui de Klaus (0,05 kg contre 0,01 kg de CO₂ par m³ de gaz traité), nous permet d’extraire l’hydrogène en plus du soufre afin de le valoriser. Ces deux éléments sont ensuite revendus. À Rasken, les émissions liées au traitement du sulfure d’hydrogène sont de 0,025 kg de CO₂ par m³ de gaz traité, soit 0,4 million de tonnes de CO₂ en 2015.

Comme le H₂S, d’autres gaz doivent être extraits afin de fournir aux consommateurs un produit de qualité. L’azote est présent naturellement dans un gisement de gaz, mais il est inerte, c’est-à-dire qu’il n’apporte rien et, en trop grande quantité, nuit à la capacité énergétique du gaz. Nous devons donc l’extraire par divers procédés. Une fois extrait, nous avons plusieurs options : le réinjecter dans le gisement, le relâcher dans l’air, ou encore le revendre. Il est notamment revendu aux industries qui achètent l’hydrogène pour fabriquer de l’ammoniac, utilisé ensuite dans la production d’engrais. L’extraction de l’azote du gaz représente des émissions de l’ordre de 0,03 kg de CO₂ par m³ de gaz traité, soit 0,29 million de tonnes de CO₂ en 2015.

Vient enfin le dernier gaz à séparer, le CO₂. Celui-ci est pire que l’azote, car il n’est tout simplement pas valorisable. La seule utilité possible de ce gaz est d’être réinjecté dans le gisement afin de maintenir la pression. L’extraction du CO₂ du gaz brut a un facteur d’émission de 0,041 kg de CO₂ par m³ de gaz traité, ce qui représente environ 0,4 million de tonnes de CO₂ en 2015.

Pole Transport/stockage et importation : Le transport et le stockage du gaz naturel sont également émetteurs de CO₂, en raison des nombreuses pompes nécessaires pour faire transiter le gaz. À Rasken, les émissions sont de 0,005 kg, soit 5 grammes de CO₂ par m³ de méthane. Ce facteur étant lié au gaz qui transite, il dépend directement de la consommation de gaz et non de la production. Ainsi, en 2015, les émissions dues au transport et au stockage ont été de 0,21 million de tonnes de CO₂.

Pour finir, étant donné que Rasken consomme plus de gaz qu’il n’en produit, nous devons importer une part significative de notre gaz. Ainsi, nous disposons de terminaux méthaniers, servant à accueillir les méthaniers et leurs cargaisons. Le gaz naturel arrive sous forme liquide afin d’être transporté en plus grande quantité. Pour l’injecter sur le réseau, il faut donc le regazéifier. Il existe plusieurs méthodes pour cela : par exemple, brûler du gaz naturel, mais cette technique, bien que très efficace, entraîne des émissions de CO₂ conséquentes.

À Rasken, nous avons préféré utiliser l’eau de mer pour réchauffer le méthane liquide. Cette méthode permet d’avoir des émissions très faibles, car elles proviennent uniquement des circulateurs utilisés pour faire circuler le liquide. Ainsi, le facteur d’émission est de 0,003 kg, soit 3 grammes de CO₂ par m³, soit 0,13 million de tonnes de CO₂ en 2015.

Solution pour l’avenir : En 2015, les émissions du secteur gazier d’Apex s’élevaient à 1,69 million de tonnes de CO₂. Malheureusement, nous ne pourrons guère descendre plus bas. Le cycle étant en grande partie électrifié, le seul paramètre sur lequel nous pouvons agir est l’intensité carbone de notre électricité. Malheureusement, le déploiement du nucléaire et la fermeture des centrales à charbon ne permettront pas de compenser l’augmentation des émissions due à l’accroissement de la production de gaz, avec la mise en exploitation du plateau de Crystal et du gaz de charbon. Ainsi, d’ici quelques années, les émissions de CO₂ du pôle gazier devraient monter jusqu’à 7,5 millions de tonnes.


Chiffre d'affaire
Bien que plus récent que le secteur pétrolier, l’industrie du gaz naturel possède également un poids conséquent dans l’activité de notre entreprise. Comme pour le pétrole, la découverte des super-géants du plateau de Crystal va renforcer le chiffre d’affaires du gaz naturel grâce à la mise en production du gaz associé à ces gisements. En 2015, le chiffre d’affaires du pôle gazier d’Apex Energy représente environ 7,5 milliards de Sleks (15 milliards d’euros). Cependant, avec la mise en production du gaz associé et du gaz de charbon, celui-ci devrait s’envoler puis se stabiliser autour de 41 milliards de Sleks (82 milliards d’euros) durant la prochaine décennie.



Secteur du gaz naturel : Sous l’appellation gaz naturel se cache en réalité plusieurs gaz, comme vous avez pu le voir dans la partie traitement. Cependant, dans l’imaginaire collectif, le gaz naturel correspond au gaz injecté dans le réseau, alors qu’il est composé quasiment exclusivement de méthane, qui est le composant principal du gaz extrait.

En 2015, la production journalière moyenne de gaz brut fut de 26,54 millions de m³ par jour. Cependant, après traitement, le volume de méthane n’est plus que de 20,72 millions de m³ par jour. Avec la mise en production prochaine du gaz associé et du gaz de charbon, la production devrait remonter pour atteindre un maximum de 151 millions de m³ de gaz brut en 2031, soit une production de méthane de 95,1 millions de m³.

En moyenne, un m³ de méthane est vendu aux alentours de 0,75 Sleks (1,5 euro). Cela représente un chiffre d’affaires journalier en 2015 de 15,5 millions de Sleks (31 millions d’euros). Sur l’année 2015, cela représente 5,67 milliards de Sleks (11,34 milliards d’euros).

Secteur du raffinage : Ce secteur concerne les produits valorisés après traitement du gaz brut, en excluant le méthane. Cela comprend donc tous les hydrocarbures plus lourds que le méthane, comme l’éthane, le propane, le butane et le pentane. On retrouve également le sulfure d’hydrogène, l’hélium et l’azote, le CO₂ n’étant pas valorisable, il n’est pas pris en compte.

En première position, on retrouve l’hélium avec un chiffre d’affaires en 2015 de 1,17 milliard de Sleks (2,34 milliards d’euros). Une fois vendu, l’hélium est principalement utilisé comme fluide cryogénique, servant par exemple à refroidir les aimants supraconducteurs dans les IRM.

En deuxième position, vient le butane avec un chiffre d’affaires en 2015 de 0,333 milliard de Sleks (0,666 milliard d’euros). Le butane est principalement connu comme étant le gaz de cuisine sous la forme de bouteilles métalliques servant à alimenter les gazinières. On le retrouve cependant un peu dans la pétrochimie, où il est utilisé pour la fabrication de plastique ou de solvants.

Ensuite, on retrouve le propane, se classant troisième pour le chiffre d’affaires 2015 du pôle gazier avec 144 millions de Sleks (288 millions d’euros). Comme le butane, il est principalement utilisé dans les gazinières, la seule différence étant la couleur de la bouteille métallique, qui est différente de celle du butane.

Pour la quatrième position, on retrouve le sulfure d’hydrogène, celui-ci étant séparé dans le tableau ci-dessus en hydrogène et en soufre. En 2015, la vente des sous-produits du H₂S a généré un chiffre d’affaires de 133 millions de Sleks (266 millions d’euros).
Il faut cependant différencier les deux éléments :

• L’hydrogène représente la plus grande part du chiffre d’affaires, avec 84,5 millions de Sleks (169 millions d’euros). À Rasken, l’hydrogène produit à partir du H₂S est principalement vendu aux usines de fabrication d’ammoniac, qui en font généralement de l’engrais en le faisant réagir avec de l’azote. L’hydrogène non utilisé par cette industrie est vendu à certaines aciéries partenaires pour la production d’acier bas carbone.
• De l’autre côté, nous avons donc le soufre, avec un chiffre d’affaires de 48,5 millions de Sleks (97 millions d’euros). Le soufre est principalement vendu sous forme de soufre élémentaire à des industries pharmaceutiques, des industries chimiques pour la production d’acide, ou encore comme engrais.

À la cinquième place, on retrouve l’azote extrait du gaz brut, avec un chiffre d’affaires annuel en 2015 de 50 millions de Sleks (100 millions d’euros). L’azote extrait du gaz brut est vendu en intégralité aux mêmes industries de fabrication d’engrais qui achètent l’hydrogène. Cette pratique de valorisation de tout ce qui peut l’être est due à une réglementation Raskenoise forçant Apex à le faire. Cette obligation est quasiment inexistante dans le reste du monde.

Enfin, en dernière position, on retrouve l’éthane, avec un chiffre d’affaires de 31,45 millions de Sleks (62,9 millions d’euros). Celui-ci est principalement vendu aux industries pétrochimiques, où il sert de matière première pour la fabrication de plastiques et de solvants.


Dépense
Comme pour le pétrole et n’importe quel secteur d’activité, le chiffre d’affaires n’est pas égal au bénéfice, car pour fonctionner, un secteur a besoin d’argent. Ce qui fait la rentabilité d’un secteur, c’est uniquement que le chiffre d’affaires soit supérieur aux dépenses. Ainsi, pour savoir si un secteur est rentable, il est nécessaire de calculer les dépenses. Pour le pôle gaz, ces dépenses s’élèvent, en 2015, à 23 milliards de Sleks (46 milliards d’euros). Ces dépenses devraient augmenter dans les années à venir à cause de la remontée de la production gazière au sein du pays, et ce, malgré la réduction des importations. Importations qui sont actuellement les dépenses pesant le plus sur ce secteur.



En première position des dépenses, on retrouve, en 2015, les importations qui pèsent pour près de 16 milliards de Sleks (32 milliards d’euros). La production raskenoise de gaz naturel étant pour l’instant en déclin et la consommation ne faisant qu’augmenter, les importations n’ont pas arrêté d’augmenter depuis 1990. Cependant, grâce à la mise en production du gaz des super-géants du plateau de Crystal, les importations devraient diminuer à partir de 2017 et baisser au maximum à 6,7 milliards de Sleks (13,2 milliards d’euros) à l’horizon 2022, avant de réaugmenter de manière modérée après.

Le deuxième secteur de dépense est, en 2015, celui de l’extraction, avec près de 6,35 milliards de Sleks (12,7 milliards d’euros). Ce secteur englobe tout ce qui concerne la maintenance du matériel et les salaires des employés. À terme, avec la remontée de la production raskenoise de gaz naturel, les dépenses liées à ce secteur devraient monter jusqu’à 35 milliards de Sleks (70 milliards d’euros) et se stabiliser à ce niveau-là pour la décennie suivante.

Le transport du gaz naturel prend la troisième place avec "seulement" 396 millions de Sleks sur l’année 2015 (792 millions d’euros). Ce chiffre n’est pas lié à la production ou à l’importation, mais à la consommation. Ainsi, il est pour ainsi dire en perpétuelle augmentation : tant que la consommation augmentera, les dépenses liées à ce secteur augmenteront.

Pour la quatrième place, c’est le stockage qui fait son apparition avec 198 millions de Sleks (396 millions d’euros) pour l’année 2015. Comme pour le transport, ce secteur n’est pas lié à la production ou à l’importation, mais à la consommation. En effet, afin de ne pas sombrer en cas de rupture d’approvisionnement, le gouvernement veut qu’en tout instant, Rasken dispose de réserves de gaz permettant de tenir 6 mois si le pays se retrouve dans un scénario où tous ses fournisseurs ne sont plus là.

Enfin, on retrouve le traitement du gaz naturel avec la séparation et le traitement des différents gaz que sont le sulfure d’hydrogène, l’hélium et l’azote, avec respectivement des dépenses de 8,35 | 7,78 | 3 millions de Sleks (16,7 | 15,56 | 6 millions d’euros) pour l’année 2015.


Déficit
Au final, et à la différence du pétrole, on se rend compte que le secteur gazier raskenois est largement déficitaire. En 2015, ce n’est pas moins de 15,5 milliards de Sleks (31 milliards d’euros) de déficit qui furent enregistrés par Apex sur le gaz. Ce secteur n’étant pas autonome, son déficit doit être compensé par d’autres sources. Ainsi, ce sont majoritairement les bénéfices du pétrole qui compensent ce déficit.



Grâce à ce graphique, nous pouvons remarquer que, grâce à la remontée de la production raskenoise, le déficit du pôle gaz raskenois d’Apex devrait en partie se résorber à partir de 2017. Le déficit le plus bas enregistré devrait être atteint en 2022 avec seulement 1,87 milliard de Sleks (3,74 milliards d’euros), avant de réaugmenter de manière modérée.

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Charbon (chiffre de 2015)

Pôles de productionL’une des excavatrices de la mine de Geyer à son pic d’activité en 1978
L’exploitation du charbon sur le sol raskenois est très ancienne, encore plus que celle du pétrole, et cela est dû au fait que le charbon est la source d’énergie à la base de la révolution industrielle. En 2015, la production raskenoise de charbon s’établit à 10,5 millions de tonnes par an, en recul de 10 % par rapport à l’année précédente. Cette baisse de production est tout à fait normale, car elle s’inscrit dans la politique du gouvernement de forte réduction de notre consommation de charbon, en parallèle de la fermeture de nos centrales à charbon. La production devrait continuer à baisser de 10 % par an pour s’établir à 1,5 million de tonnes annuelles en 2021. Le charbon raskenois se caractérise par sa très grande qualité : en effet, 93,8 % du charbon raskenois est composé d’anthracite, la meilleure qualité possible pour un charbon, les 6,2 % restants étant un charbon bitumineux de moindre qualité.



Détails de la production

• Découverte : 1854
• Mise en production : 1855
• Type : Gisement de charbon d’anthracite, mine à ciel ouvert
• Profondeur maximal de la mine : 400 m
• Quantité de roche exploitable : 20 milliards de tonnes
• Ration Charbon/Stérile : 20%
• Réserve récupérable : 4 milliards de tonnes
• Réserve déjà produite : 4 milliards de tonnes
• Réserve extractible restante : 0 milliards de tonnes
• Production journalière maximale enregistrée : 115 millions de tonnes par an
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 1 ans en 1970
• Fermeture de la mine : 2003

La mine de charbon de Geyer est la première mine de charbon sur le sol raskenois à être entrée en exploitation. Il s’agit d’une mine à ciel ouvert d’anthracite. Cette mine fut frappée de plein fouet par la première guerre civile raskenoise. C’est pour cela que, sur le graphique, on remarque une chute de la production pendant 3 ans, de 1950 à 1953, perdant près de 48,8 % de sa production. Cependant, une fois que les combats se furent éloignés, la production repartit à la hausse de manière spectaculaire, motivée par le besoin de devises du camp contrôlant la mine. En 1957, Geyer fut d’ailleurs la première mine à utiliser les excavatrices géantes Léviathan de l’équipementier minier Magnier. Léviathan est la dernière d’une longue série d’excavatrices géantes, avec notamment ses deux petites sœurs, Goliath et Béhémoth, pouvant extraire chacune deux fois moins que la précédente. Au totale, 6 Léviathan furent en service dans cette mine, c’est excavatrice sont actuellement entreposé et toujours maintenue en parfait conditions de fonctionnement si elle devait reprendre du service un jour, c’est pour cela que même aujourd’hui elle sont quasiment neuve car modernisé en permanence.

• Découverte : 1864
• Mise en production : 1865
• Type : Gisement de charbon d’anthracite, mine à ciel ouvert
• Profondeur maximal de la mine : 500 m
• Quantité de roche exploitable : 34 milliards de tonnes
• Ration Charbon/Stérile : 15%
• Réserve récupérable : 5,1 milliards de tonnes
• Réserve déjà produite : 5,1 milliards de tonnes
• Réserve extractible restante : 0 milliards de tonnes
• Production journalière maximale enregistrée : 138 millions de tonnes par an
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 1 ans en 1978
• Fermeture de la mine : 2010

La mine de charbon de Wickler est la deuxième mine de charbon à entrer en exploitation sur le sol raskenois, se trouvant au sud-ouest. Elle est un peu le miroir de Geyer tant ses caractéristiques sont similaires. Comme Geyer, il s’agit également d’une mine à ciel ouvert, bien que sa profondeur maximale soit légèrement plus importante (500 mètres contre 400). Comme Geyer, elle fut également frappée par la guerre civile, mais bien après, car au début, les combats étaient loin de la mine. Ce fut en 1958 que les combats commencèrent à se faire ressentir sur la mine, et de 1958 à 1961, la mine perdit près de 68,5 % de sa production. Mais en à peine 6 ans, la production retrouva son niveau d’avant-guerre et, comme pour Geyer, augmenta sensiblement, motivée par les besoins de devises pour financer la guerre. Une fois les combats éloignés, Wickler utilisa également les excavatrices géantes Léviathan à partir de 1971. Comme pour Geyer, trois furent utilisées pour cette mine, les machines étant maintenant entreposées.

• Découverte : 1940
• Mise en production : 1941
• Type : Gisement de charbon d’anthracite, mine souterraine
• Profondeur maximal de la mine : 1200 m
• Quantité de roche exploitable : 3,2 milliards de tonnes
• Ration Charbon/Stérile : 50%
• Réserve récupérable : 1,6 milliards de tonnes
• Réserve déjà produite : 0,925 milliards de tonnes
• Réserve extractible restante : 0,675 milliards de tonnes
• Production journalière maximale enregistrée : 29,2 millions de tonnes par an
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 1 ans en 2007
• Fermeture de la mine : pas de date prévu

Diemer est la troisième mine de charbon mise en exploitation sur le sol raskenois. Bien qu’étant également une mine d’anthracite, la mine de Diemer est très différente des deux précédentes, car il s’agit d’une mine souterraine. À 1200 mètres de profondeur, il devient complètement non rentable d’exploiter le charbon via une mine à ciel ouvert. Bien qu’également frappée par la guerre civile, la baisse de production ne fut pas conséquente, étant donné que la mine en était à ses débuts. La chute de production ne fut que de 400 000 tonnes de charbon sur une seule année, de 1959 à 1960. Comparée à la production de plusieurs millions de tonnes des autres mines, cette baisse ne se fit pas ressentir sur la production globale du pays.En 2012, le gouvernement vota, en quelque sorte, le début de la fin du charbon avec la baisse volontaire de la production jusqu’en 2021. La mine, déjà en déclin, passa de 10 millions de tonnes en 2012 à 7 millions de tonnes cette année et finira par se stabiliser à 1 million de tonnes en 2021.

• Découverte : 1970
• Mise en production : 1947
• Type : Gisement de charbon bitumineux, mine souterraine
• Profondeur maximal de la mine : 1500 m
• Quantité de roche exploitable : 1,4 milliards de tonnes
• Ration Charbon/Stérile : 50%
• Réserve récupérable : 0,7 milliards de tonnes
• Réserve déjà produite : 0,421 milliards de tonnes
• Réserve extractible restante : 0,279 milliards de tonnes
• Production journalière maximale enregistrée : 19,9 millions de tonnes par an
• Temps durant lequel cette production a été maintenue : 1 ans en 2005
• Fermeture de la mine : pas de date prévu

Klotz est la petite dernière des mines de charbon exploitées sur le sol raskenois. Elle se différencie encore plus des mines précédentes, car en plus de ne pas être une mine à ciel ouvert, cette mine n’exploite pas le même type de charbon. En effet, il existe plusieurs types de charbon que l’on classe en fonction de leur teneur en carbone. L’anthracite a, par exemple, une teneur en carbone comprise entre 90 et 98 %, là où le charbon bitumineux exploité à Klotz a une teneur comprise entre 80 et 90 %. À Rasken, les teneurs en carbone sont respectivement de 96 % pour l’anthracite et de 87 % pour le bitumineux.Ce gisement, découvert quasiment à la fin de la guerre, du moins une fois que les combats dans cette zone eurent cessé, n’eut pas à subir les affrontements et donc aucune chute de production. Comme pour Diemer, la mine, bien que déjà en déclin en 2012, fut forcée de réduire sa production d’un facteur 10 d’ici 2021. Ainsi, la mine passa d’une production de 5 millions de tonnes en 2012 à 3,5 millions en 2015 pour finir par se stabiliser à 0,5 million en 2021.


Émissions de CO2


Le charbon est la source d’énergie la plus polluante qu’il soit possible d’utiliser. Bien sûr, il existe des différences en fonction de la qualité du charbon : l’anthracite ne polluera pas autant que la tourbe. Cependant, bien que le charbon pollue beaucoup, ses émissions sont en fait concentrées dans un seul secteur : sa combustion. On pourrait penser qu’il en est de même pour les autres énergies fossiles, ce qui est vrai, mais c’est encore plus marqué pour le charbon. L’extraction du charbon, aussi surprenant que cela puisse paraître, est peu polluante en comparaison de sa combustion.

En 2015, l’extraction du charbon sur le sol raskenois a été responsable de l’émission de 1,16 million de tonnes de CO₂, tandis que la combustion des 7 millions de tonnes d’anthracite et des 3,5 millions de tonnes de charbon bitumineux a généré 28,7 millions de tonnes. L’extraction ne représente donc que 4 % des émissions totales. En comparaison, pour la même année, la production de gaz naturel a été de 7,55 milliards de mètres cubes. La combustion de ce gaz a généré 15,34 millions de tonnes de CO₂, tandis que l’extraction de ces mêmes 7,55 milliards de m³ a entraîné l’émission de 1,48 million de tonnes de CO₂, représentant ainsi 9,6 % des émissions totales.

Comme pour les autres pôles, les émissions de CO₂ sont réparties en plusieurs secteurs liés à la production de charbon. Cependant, il faut différencier deux cas : les deux mines de charbon encore en activité sur le sol raskenois n’extraient pas la même ressource. Il s’agit bien de charbon pour les deux, mais pas de même type. En effet, l’extraction de l’anthracite est moins polluante que celle du charbon bitumineux, et les émissions de CO₂ d’une mine à ciel ouvert ne sont pas les mêmes que celles d’une mine souterraine.

En première position des émissions de CO₂, on retrouve les fuites de méthane. Le méthane est bien connu des mineurs sous le nom de "grisou", ce gaz inflammable qui a causé la mort de nombreux mineurs. Ce secteur est responsable de l’émission de 1,01 million de tonnes sur l’année 2015. On pourrait penser que les mines à ciel ouvert relâchent plus de méthane, car il n’y a ni galerie ni toit pour le retenir. En réalité, c’est tout le contraire. Les deux mines à ciel ouvert exploitent de l’anthracite, un charbon très dense qui contient peu de méthane. En moyenne, ces deux mines relâchaient 80 kg de CO₂ par tonne de charbon extrait. La troisième mine d’anthracite, Diemer, dispose des mêmes avantages que les deux autres, mais le fait qu’elle soit souterraine entraîne des émissions légèrement supérieures, à hauteur de 90 kg de CO₂ par tonne de charbon extrait. Enfin, la mine de Klotz pollue un peu plus en raison de son charbon bitumineux, qui contient davantage de méthane, avec des émissions de l’ordre de 110 kg de CO₂ par tonne de charbon extrait.

Le traitement du charbon prend la deuxième place de ce classement avec 0,077 million de tonnes de CO₂ pour l’année 2015. Comme pour les fuites de méthane, le traitement de l’anthracite et du charbon bitumineux n’entraîne pas les mêmes émissions. Ainsi, Geyer et Wickler sont responsables de l’émission de 5 kg de CO₂ par tonne traitée. L’exploitation du charbon de Diemer se situe à 6 kg par tonne, tandis que celle de Klotz atteint 10 kg par tonne de charbon traité.

En troisième position, on retrouve l’extraction elle-même, responsable de l’émission de 0,07 million de tonnes de CO₂ en 2015. Comme pour les deux précédents secteurs, le charbon de Geyer et Wickler émet 5 kg de CO₂ par tonne extraite, celui de Diemer 6 kg, et celui de Klotz 8 kg.

Solution pour l’avenir :Au même titre que le gaz naturel, l’exploitation du charbon sur le sol raskenois est déjà quasiment aussi propre qu’elle pourrait l’être en matière d’émissions. Il reste cependant un léger travail à fournir pour éviter les dernières fuites de méthane. Néanmoins, avec la réduction progressive de la production de charbon, les émissions de CO₂ de ce pôle vont naturellement diminuer dans les années à venir. Même si aucune date précise n’a encore été fixée pour l’arrêt complet de l’exploitation, à partir de 2021, les émissions ne seront plus que de 0,166 million de tonnes par an.


Chiffre d'affaire
Le charbon est la plus vieille source d’énergie fossile exploitée sur le sol raskenois, et bien qu’en déclin, elle représenta pendant de longues années un secteur majoritaire de l’économie du pays. Et si actuellement, le chiffre d’affaires d’Apex Energy est dominé par le pétrole et, dans une moindre mesure, par le gaz, pendant un très long moment, le secteur charbonnier avait un chiffre d’affaires supérieur à celui du pétrole. Pendant près de 19 ans, le chiffre d’affaires du charbon a été supérieur à 15 milliards de Sleks actuels (30 milliards d’euros), là où, dans le même temps, le pétrole plafonnait à 10 milliards de Sleks. Même avant que tout le secteur énergétique soit nationalisé, le charbon dominait déjà ; il ne perdit sa première place qu’en 1993 et fut dépassé par le gaz 5 ans plus tard, en 1998. Cependant, cette belle histoire n’est plus d’actualité et, comme le dernier roi du royaume d’Efrein, le roi charbon est tombé. Actuellement, en 2015, le chiffre d’affaires du charbon n’est plus que de 0,685 milliard de Sleks (1,37 milliard d’euros), soit une réduction d’un facteur 28 par rapport à son pic en 1978, avec un chiffre d’affaires de 19,198 milliards de Sleks (38,396 milliards d’euros).



À la différence du pétrole et du gaz, l’exploitation du charbon n’entraîne pas la formation de sous-produits commercialisables, ou de manière tellement insignifiante que la commercialisation n’est pas rentable. Ainsi, le chiffre d’affaires du secteur charbonnier n’est représenté que par les deux types de charbon exploités : l’anthracite et le charbon bitumineux.

En première position, on trouve l’anthracite avec un chiffre d’affaires en 2015 de 525 millions de Sleks (1,05 milliard d’euros). Dans le monde, ce charbon est principalement utilisé pour le chauffage domestique ou dans la métallurgie pour la fabrication d’acier. On peut également le retrouver dans la fabrication de filtres au charbon pour purifier l’eau ou l’air industriel. Cependant, à Rasken, l’acier est fabriqué en extrême majorité à partir de gaz naturel, et les chauffages individuels au charbon sont interdits depuis une dizaine d’années. L’anthracite est donc majoritairement utilisé dans la production électrique. Comme les centrales au charbon ferment les unes après les autres, il est normal que la production suive la même tendance. À l’horizon 2021, quand la baisse de production de 10 % par an sera terminée, la production d’anthracite restante servira dans l’industrie.

Pour la deuxième et dernière position, on retrouve le charbon bitumineux avec, en 2015, un chiffre d’affaires de 140 millions de Sleks (280 millions d’euros). Pour lui, c’est simple : sa principale utilisation dans le monde est la production d’électricité via des centrales à charbon, et cela ne fait pas exception à Rasken. Ainsi, comme pour l’anthracite, sa production baisse avec la fermeture des centrales à charbon et donc la diminution de la consommation. Une fois la dernière centrale à charbon fermée, la production résiduelle de charbon bitumineux servira à la fabrication de filtres.


Dépense
Pour fonctionner correctement, le secteur charbonnier a besoin de dépenser chaque année une certaine somme d’argent afin de faire fonctionner les auxiliaires, entretenir le matériel, payer les salaires et autres frais. Tout ceci entre dans les dépenses du secteur charbonnier. En 2015, ces dépenses s’élèvent à 0,217 milliard de Sleks (0,434 milliard d’euros). Ces dépenses, étant liées à la production des mines, sont en baisse de 10 % par an depuis 2012 et le vote de l’abandon progressif du charbon par l’Assemblée nationale. Ces dépenses devraient se stabiliser en 2021 autour de 31 millions de Sleks (62 millions d’euros).



Bien que les dépense soit sensiblement les même pour les deux type de charbon, il faut tout de même faire la différence entre les deux, car les coût d’extraction et de traitement de l’anthracite et du charbon bitumineux ne sont pas les même. Ainsi nous avons :

En première position des dépense, ont retrouve l’extraction du l’anthracite avec des dépenses de 70 millions de Sleks en 2015 (140 millions d’euros). En moyenne, l’extraction d’une tonne d’anthracite dans la mine de Diemer demande l’investissement de 10 Sleks (20 euros).

Pour la deuxième place, ont retrouve toujours l’extraction, mais cette fois si l’extraction du charbon bitumineux de la mine de Klotz avec des dépense de 61,25 millions de Sleks (122,5 millions d’euros). Le charbon de Klotz étant de moins bonne qualité et étant moins concentré que celui de Diemer, l’extraction d’une tonne de charbon bitumineux demande l’investissement de 17,5 Sleks (35 euros), le prix de revente du charbon bitumineux étant moins élevé que celui de l’anthracite, sa rentabilité est moindre.

Le traitement du charbon bitumineux prend la troisième place des dépense du secteur charbonnier avec 43,75 millions de Sleks (87,5 millions d’euros). Le traitement du charbon correspond à la purification de celui-ci, c’est à dire qu’on enlève le maximum d’impureté comme par exemple de l’eau ou d’autre composé qui pourrait peut être s’avérer dangereux lors de la combustion. En moyenne, le traitement d’une tonne de charbon bitumineux de Klotz nécessite 12,5 Sleks (25 euros)

En dernière position on retrouve le traitement de l’anthracite avec 42 millions de Sleks (84 millions d’euros). Ce charbon bénéfice de sa grande pureté, ainsi, le traitement de celui-ci est moins lourd que celui du charbon bitumineux, en moyenne, le traitement d’une tonne d’anthracite nécessite l’investissement de 6 Sleks (12 euros.


Chiffre d'affaire
Au final, bien que largement en déclin, le secteur charbonnier conserve un léger bénéfice. Cela est dû au fait que le pays consomme très peu de charbon et que la totalité de celui-ci est produite en interne. Il n’y a pas, comme pour le gaz, d’importation. Ainsi, en 2015, le bénéfice du secteur charbonnier fut de 0,448 milliard de Sleks (0,896 milliard d’euros), faisant donc de lui le plus petit secteur de l’entreprise. D’ici 2021, ce bénéfice continuera de baisser à un rythme de 10 % par an pour finalement se stabiliser à 64 millions de Sleks (128 millions d’euros).



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BioGaz (chiffre de 2015)

Pôles de production
Le biogaz est le secteur d’activité le plus récent de l’entreprise, en effet, la production n’a débuté qu’en novembre 2015. Cependant, la recherche à ce sujet est légèrement plus ancienne, commençant avant la guerre civile de 2009/2010.

La production de biogaz est une activité qui consiste à transformer de la matière organique en un mélange de gaz comprenant majoritairement du méthane et du CO2. Il existe plusieurs méthodes pour produire du biogaz, ainsi, le fonctionnement détaillé sera traité plus bas. Avant de passer à la suite, il faut cependant mettre quelques notions au clair. Le biogaz n’est pas un gaz pur, ce n’est pas 100 % de méthane. À partir de là, nous ferons la distinction entre biogaz, qui est donc un mélange, et bio-méthane.

Actuellement, en 2015, la production de bio-méthane s’élève à 10 714 m³ par jour, soit de quoi alimenter quelques milliers de foyers. Cette production est assurée uniquement par l’une des deux stations d’épuration qui traitent les eaux usées de la capitale. L’année prochaine, la deuxième station d’épuration devrait entrer en production. L’objectif est que toutes les stations d’épuration soient équipées à l’horizon 2031 afin de traiter 100 % des eaux usées du pays tout en produisant 74 400 m³ de bio-méthane par jour.
Cependant, les stations d’épuration ne sont pas les seules à pouvoir produire du biogaz. En effet, dès 2018, deux méthaniseurs devraient entrer en service dans les villes d’Hamförd et d’Eberstadt, et devraient traiter respectivement 21 % et 31 % des déchets alimentaires produits par les deux villes. L’objectif étant bien évidemment de pouvoir traiter à terme l’ensemble des déchets alimentaires du pays d’ici 2039. À cette date, les installations devraient pouvoir produire 1,49 million de m³ de bio-méthane par jour.

Enfin, le dernier axe de déploiement de méthaniseurs concerne les déchets agricoles. Notre pays étant une grande puissance agricole, nous générons de vastes quantités de ces déchets, que ce soit des résidus de culture ou des déjections animales. La première unité de méthanisation des déchets agricoles devrait entrer en service d’ici 2019 et produire environ 356 000 m³ de bio-méthane en traitant 5 % de nos déchets agricoles. Nous pensons à terme pouvoir traiter 100 % de ces déchets d’ici à 2040, ce qui devrait produire 7,13 millions de m³ de bio-méthane par jour.

Ainsi, d’ici à 2040, la production combinée de bio-méthane devrait atteindre 8,89 millions de m³ par jour, soit environ 5 % de la consommation que nous projetons pour cette date.



Détails de la production

• Type : Station d’épuration
• Matière première : Boue d’épuration
• Date de construction de la première installation : 2015
• Date prévu de construction de la première installation : 2031
• Quantité produite chaque jour : 21 600 tonnes
• Taux de conversion biogaz : 20m3 par tonne
• Volume productible journalier : 432 000m3
• Volume produit actuellement : 17 280m3 soit 4%
• Ratio biogaz / biométhane : 62%
• Volume productible journalier: 267 840m3
• Volume produit actuellement : 10 714m3
• Autre composant du biogaz : CO2(38%), H2S(1%), N2(0,6%) et NH3(0,4%)

• Type : Méthanisation des déchet alimentaire
• Matière première : Déchet alimentaire
• Date prévu de construction de la première installation : 2018
• Date prévu de construction de la première installation : 2039
• Quantité produite chaque jour : 19 200 tonnes
• Taux de conversion biogaz : 125m3 par tonne
• Volume productible journalier : 2,4 millions de m³
• Volume produit actuellement : 0m3
• Ratio biogaz / biométhane : 62%
• Volume productible journalier: 1,49 millions de m3
• Volume produit actuellement : 0m3
• Autre composant du biogaz : CO2(35%), H2S(1,5%), N2(0,7%) et NH3(0,8%)

• Type : Méthanisation des déchet agricole
• Matière première : Déchet agricole
• Date prévu de construction de la première installation : 2019
• Date prévu de construction de la première installation : 2040
• Quantité produite chaque jour : 92 055 tonnes
• Taux de conversion biogaz : 125m3 par tonne
• Volume productible journalier : 11,5 millions de m³
• Volume produit actuellement : 0m3
• Ratio biogaz / biométhane : 62%
• Volume productible journalier: 7,13 millions de m3
• Volume produit actuellement : 0m3
• Autre composant du biogaz : CO2(35%), H2S(1,5%), N2(0,7%) et NH3(0,8%)

Pôles de transport et stockage[img=]Apex[/img]
Une fois traité et débarrassé de tous ses sous-produits, le biogaz est constitué quasiment intégralement de méthane. Ainsi, il peut être directement injecté dans le réseau de gaz. Il n’y a donc pas de réseau de transport de biogaz, et il en est de même pour son stockage. Les importations de biogaz en tant que telles n’existent pas. En revanche, les importations de gaz naturel classique, elles, sont traitées dans la partie gaz naturel.


Pôles de traitement
Comme dit plusieurs fois plus haut, le biogaz produit par méthanisation est composé de plusieurs gaz autres que le méthane, et cela en quantité non négligeable. En effet, le méthane ne représente, de manière générale, pas plus de 65 % du total. Ainsi, afin d’être consommable, il est nécessaire de le traiter afin de le rendre éligible à la consommation. Les différents gaz produits en même temps que le méthane représentent, en 2015, 17 280 m³ et sont les suivants :



Ainsi, on voit que la majorité du biogaz autre que le méthane est le CO2, suivi de loin par le sulfure de dihydrogène (H₂S), puis le diazote (N₂) et enfin l’ammoniac (NH₃). De la même manière que pour le gaz naturel, nous sommes tenus par la loi de valoriser au maximum tout ce qui peut l’être. Ainsi, plutôt que de relâcher le diazote dans l’atmosphère, nous le séparons pour le valoriser, de même pour le H₂S.

Ainsi, nous avons 4 gaz différent à traiter :

• H2S : Le H₂S ou sulfure de dihydrogène est un gaz corrosif que l’on retrouve également dans l’exploitation du gaz naturel fossile. Sa production est actuellement de 173 m³ par jour, mais devrait augmenter jusqu’à 0,21 million de m³ par jour. Plusieurs procédés sont utilisés afin de traiter ce gaz. Cependant, nous avons choisi d’utiliser un procédé électrochimique afin de briser les liaisons entre le dihydrogène et le soufre afin d’obtenir les deux éléments séparément. Le soufre est vendu en tant que soufre élémentaire aux différentes industries. Le dihydrogène ainsi séparé du soufre est vendu à d’autres industries produisant de l’engrais. Cela devrait entraîner la même dynamique qui s’est produite jadis pour les unités de traitement du gaz naturel, c’est-à-dire que des usines voient le jour à proximité de ces installations de traitement afin d’utiliser directement la ressource.


• NH3 : Le NH₃ ou ammoniac est l’un des engrais les plus utilisés dans le monde. Bien sûr, il peut être utilisé dans d’autres applications, mais l’engrais reste la principale. Ainsi, celui produit dans nos méthaniseurs est destiné à cet usage et est donc vendu comme t’elle au agriculteur qui Raskenois qui bénéficie d’un prix atractif.


• N2 : Le N₂ ou diazote est envoyé aux mêmes industries que celles qui achètent le dihydrogène. L’objectif étant de combiner ces deux gaz au travers de divers procédés afin de former de l’ammoniac.


• CO2 : Le CO₂ ou dioxyde de carbone est un cas particulier. En effet, il n’est quasiment pas valorisable, le seul vrai usage étant de l’utiliser dans les boissons gazeuses. Cependant, ce marché étant déjà saturé, le CO₂ est capté puis envoyé sur le réseau de transport de CO₂ du pays afin d’être séquestré. Actuellement, la production n’est que de 6 566 m³ par jour, mais à terme, elle devrait monter jusqu’à environ 5 millions de m³ chaque jour. Ces 5 millions de m³ représentent environ 9944 tonnes de CO₂ capté tous les jours, soit 3,63 millions de tonnes par an. La matière première nécessaire à la méthanisation étant quasiment exclusivement d’origine organique, capter puis séquestrer ce CO₂ revient à obtenir des émissions négatives.

Émissions de CO2
La production de méthane par méthanisation est un procédé qui est, de manière générale, plutôt neutre en matière d’émissions de CO₂. La méthanisation produit deux sources différentes d’émissions de CO₂, l’une directe et l’autre indirecte.

La première est le CO₂ généré directement lors du processus de méthanisation. En moyenne, ce CO₂-là représente entre 30 et 40 % du volume de biogaz. La source indirecte, quant à elle, provient de la combustion du méthane, qui va engendrer des émissions de CO₂. Cependant, ce méthane, tout comme le CO₂ produit directement, est issu de matières organiques. Le fait que la base de la méthanisation soit une matière organique change complètement la donne, car cette matière, pour pousser, a eu besoin de CO₂. Ainsi, le cycle de méthanisation est quasiment neutre en carbone. Je dis "quasiment", car il y a toujours des émissions fugitives que l’on ne peut pas éliminer.

Cependant, afin de remplir nos engagements de réduction de CO₂, nous, Apex, avons décidé de ne pas relâcher le CO₂ produit directement lors de la méthanisation dans la nature. À la place, nous le captons et l’envoyons dans notre réseau de pipelines de transport du CO₂, avec pour finalité sa séquestration. Séquestrer ce CO₂ entraîne donc des émissions négatives, étant donné que l’on retire du CO₂ de l’atmosphère. Je ne parle pas du CO₂ émis lors de la combustion du méthane, car nous ne pouvons pas contrôler où il sera consommé, et donc, si son CO₂ sera effectivement capté ou non.

Ainsi, en 2015, 6 566 m³ de CO₂ sont captés chaque jour, soit environ 13 tonnes. Cependant, à terme, ce ne sera pas moins de 3,6 millions de tonnes de CO₂ qui seront captées et séquestrées chaque année.




Chiffre d’affaire
Étant le pôle le plus récent de l’entreprise, le chiffre d’affaires du biogaz est très faible. En effet, en 2015, celui-ci s’établit à 2,5 millions de Sleks (5 millions d’euros). Cependant, comme c’est la première année, il est normal que le chiffre d’affaires soit si bas. À terme, il devrait augmenter pour se stabiliser légèrement en dessous des 2,5 milliards de Sleks (5 milliards d’euros).




Ainsi, on remarque tout de suite qu’il n’existe globalement que deux secteurs dominants, les trois autres étant tellement petits en comparaison.

En première position, on retrouve donc la vente du méthane (CH₄), qui représente en 2015 1,95 million de Sleks (3,9 millions d’euros). Ce gaz, étant purifié des autres éléments que nous verrons plus tard, est directement injecté dans le réseau de transport de gaz naturel du pays. Une fois que toutes les stations de méthanisation des eaux usées, des déchets alimentaires et des déchets agricoles seront installées, le chiffre d’affaires se stabilisera à 1,6 milliard de Sleks (3,2 milliards d’euros). Cependant, dans les années à venir, il est fort probable que de nouveaux projets de méthanisation voient le jour avec la culture d’algues.

En deuxième position, on retrouve la vente de l’ammoniac (NH₃), utilisé comme engrais par les agriculteurs Raskenois. En 2015, ce produit a généré un chiffre d’affaires de 0,5 million de Sleks (1 million d’euros). À terme, quand la production se stabilisera, le chiffre d’affaires devrait s’élever à 0,8 milliard de Sleks (1,6 milliard d’euros).

Très loin derrière, on retrouve l’azote, qui est vendu aux petites industries fabriquant de l’ammoniac. Pour sa première année, ce secteur a généré en 2015 un chiffre d’affaires de 9 461 Sleks (18 922 euros). Sa contribution est aujourd’hui anecdotique et le restera même dans le futur, étant complètement éclipsée par le méthane et l’ammoniac. À terme, le chiffre d’affaires atteindra 9 millions de Sleks (18 millions d’euros).

L’hydrogène se classe quatrième, avec en 2015 un chiffre d’affaires de 6 307 Sleks (12 614 euros). Cet hydrogène est vendu aux mêmes industries qui nous achètent l’azote afin de produire de l’ammoniac. En 2040, quand la production se stabilisera, le chiffre d’affaires atteindra 7,7 millions de Sleks (15,5 millions d’euros).

En dernière position, on retrouve le soufre, avec un chiffre d’affaires de 4 505 Sleks (9 010 euros), qui devrait augmenter jusqu’à se stabiliser à 5,55 millions de Sleks (11,1 millions d’euros).


Dépense
Comme tous les autres pôles de l’entreprise, le pôle biogaz a besoin d’argent pour fonctionner, que ce soit pour la maintenance, les coûts d’opération ou encore les différents processus assurant la purification du biogaz. En 2015, les dépenses liées au biogaz se sont élevées à 0,9 million de Sleks (1,8 million d’euros), mais avec la montée en puissance des différentes installations de production, les dépenses s’envoleront pour se stabiliser à 0,73 milliard de Sleks (1,46 milliard d’euros).

Dans cette partie dépenses, vous ne retrouverez pas l’achat de la matière première pour faire fonctionner les méthaniseurs. En effet, dans le cas des agriculteurs par exemple, la matière première est obtenue gratuitement, en échange de cela, ils bénéficient d’un tarif avantageux sur le gaz et l’ammoniac, en plus de bénéficier gratuitement du digestat produit par les installations (le digestat étant ce qui reste après méthanisation et qui peut servir d’engrais). Vous ne retrouverez également pas le coût de séparation de l’azote, car il n’y en a pas : la séparation de l’azote étant coûteuse, il est plus rentable d’enlever les autres éléments avant pour se retrouver avec de l’azote pur à la fin.



En première place des dépenses, on retrouve la purification du méthane, avec en 2015 des dépenses de 0,39 million de Sleks (0,78 million d’euros). À terme, ce secteur devrait représenter près de 324,5 millions de Sleks.

Pour la deuxième position, on retrouve la maintenance des installations, qui représente des dépenses en 2015 de 0,128 million de Sleks (0,256 million d’euros). Avec la multiplication des installations dans les années à venir, ce secteur de dépenses devrait sensiblement augmenter pour s’établir à 105 millions de Sleks (210 millions d’euros).

Le coût d’exploitation se classe troisième, avec 0,112 million de Sleks (0,114 million d’euros) en 2015. Ce coût d’exploitation englobe les salaires des opérateurs techniques et ingénieurs ainsi que la surveillance continue du processus. Il devrait à terme augmenter pour s’établir à 91,5 millions de Sleks (183 millions d’euros).

Pour la quatrième place, c’est le CO₂ qui vient, avec des dépenses en 2015 de 96 500 Sleks (193 000 euros). La séparation du CO₂ se fait par membrane ne laissant passer que ce gaz. À terme, les dépenses grimperont à 78,5 millions de Sleks (157 millions d’euros).

À la cinquième place, on retrouve ex æquo la séparation du sulfure d’hydrogène et son traitement, avec chacun 64 500 Sleks (129 000 euros). Le traitement du H₂S se fait par procédé électrochimique, cassant les liaisons entre l’hydrogène et le soufre. À terme, les dépenses globales de ces deux secteurs devraient monter à 52,5 millions de Sleks (105 millions d’euros).

Enfin, à la dernière place, on retrouve la séparation de l’ammoniac avec des dépenses en 2015 de 32 166 Sleks (64 332 euros), qui devraient monter jusqu’à 26,18 millions de Sleks (52,36 millions d’euros).


Chiffre d’affaire
En 2015, le bénéfice du pôle biogaz d’Apex s’est élevé à 1,6 million de Sleks (3,2 millions d’euros). Cela est peu en comparaison des autres secteurs et est même insignifiant si on le compare au pétrole ou au gaz. Cependant, c’est en grande partie dû à son jeune âge. Avec les projets actés, c’est-à-dire ceux prévus, le bénéfice devrait grimper à 1,75 milliard de Sleks (3,5 milliards d’euros) à l’horizon 2040, dépassant ainsi le charbon et la chaleur.

Le biogaz deviendra même le secteur le plus rentable de l’entreprise. En effet, le bénéfice net du pôle tourne aux alentours de 70 % du chiffre d’affaires, c’est-à-dire qu’en soustrayant les dépenses du chiffre d’affaires, il reste 70 %. En comparaison, le pétrole est légèrement en dessous de 40 %, le gaz est dans le négatif, et les deux seuls secteurs qui peuvent le concurrencer sont le charbon et l’électricité, qui tournent autour de 67 %.

Cependant, cela pourrait changer à l’avenir si la méthanisation à partir d’algues voit le jour. À partir de là, soit Apex produira ses propres algues, et il faudra inclure les différentes dépenses liées aux algues, soit Apex achètera les algues à des producteurs, et il faudra alors inclure le coût d’achat. Mais si cela voit le jour, cela augmentera également grandement la production, qui pourra bénéficier d’économies d’échelle et ainsi compenser en partie.



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Électricité(chiffre de 2015)

Pôles de production
Vitale pour le fonctionnement d’une civilisation moderne, l’électricité n’a rien à envier au pétrole ou au gaz naturel. En 2015, la production électrique du pays s’est établie à 237,9 TWh, tandis que la consommation a atteint 204 TWh, permettant ainsi au pays d’exporter 33,9 TWh d’électricité.

Mais derrière ces chiffres se cache une certaine complexité. De même que pour le pétrole ou le gaz, où la production est répartie sur plusieurs gisements, la production électrique repose sur divers moyens de production. Historiquement, c’est le charbon qui a largement alimenté la production, secondé par le gaz. Cependant, depuis 2012 et l’adoption de la loi sur l’abandon du charbon, les cartes ont été rebattues.



Détaille de la production

• Première centrale construite : 1967
• Dernière centrale construite : 2014
• Nombre de centrale : 20
• Technologie utilisé : Centrale à couple combiné gaz (CCG) et centrale CCG avec oxycombustion
• Puissance électrique installé : 14 800MW
• Rendement des centrales : 65 % pour les CCG simple et 75 % pour la centrale CCG plus oxycombustion
• Puissance thermique installé : 22 400 MW
• Rendement moyen : 66 %
• Facteur de charge moyen : 70 %
• Énergie produite : 77,79 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Non
• Consommation journalière moyenne de gaz : 30,6 millions de mètres cube

En 2015, le gaz est la principale source d’énergie du pays. Cependant, cette place n’est que temporaire. En effet, bien qu’il ait obtenu cette position seulement l’année dernière avec la fermeture d’une nouvelle centrale à charbon, il devrait la perdre au profit du nucléaire en 2017, dont la production ne cesse d’augmenter.

Historiquement, le gaz fut une énergie essentielle pour le pays afin de réguler la production, car les centrales à gaz ont l’avantage de pouvoir atteindre leur pleine puissance en quelques minutes. Cet avantage est non négligeable, surtout lorsqu’on sait que même en plein été, la consommation peut atteindre des sommets similaires à ceux de l’hiver à cause du plateau de Crystal.

Sur le sol raskenois, il existe trois types de centrales à gaz différentes. Les premières construites furent les centrales SuperGaz 500, d’une puissance électrique de 500 MW. Actuellement, il existe 12 centrales SuperGaz 500 à Rasken. En 2002, un nouveau modèle a vu le jour avec les centrales SuperGaz 1000, d’une puissance électrique de 1 000 MW. Ces deux types de centrales sont des centrales à cycle combiné, c’est-à-dire qu’elles comportent deux turbines : la première fonctionne avec les gaz de combustion du gaz naturel, et la deuxième utilise la chaleur de ces gaz pour produire de la vapeur, qui alimente à son tour une seconde turbine, cette fois-ci à vapeur.

Le dernier type de centrale présent sur le sol raskenois ne possède qu’un seul représentant : il s’agit de la centrale Superphénix, d’une puissance de 1 800 MW, ce qui en fait la plus puissante du pays si l’on exclut les barrages hydroélectriques. Superphénix repose sur le même principe que les SuperGaz 500 et SuperGaz 1000, mais présente deux différences majeures.

La première est que Superphénix utilise un cycle de vapeur ultra-supercritique pour sa turbine à vapeur.La deuxième est qu’elle ne fonctionne pas par combustion classique, mais par oxycombustion, c’est-à-dire que le gaz est brûlé dans de l’oxygène pur. Cette différence permet à la flamme d’atteindre une température beaucoup plus élevée, ce qui améliore sensiblement le rendement.

Ces deux différences font que, tandis que le rendement des centrales SuperGaz 500 et SuperGaz 1000 plafonne à 65 %, celui de Superphénix peut atteindre 75 %.

Enfin, Superphénix dispose d’un mode Surpuissance. Ce mode, sans entrer dans les détails, permet d’augmenter la puissance électrique de la centrale de 50 %, portant ainsi son rendement à 82 % pendant une durée maximale de deux heures, afin de faire face aux pics de consommation.

• Première centrale construite : 1978
• Dernière centrale construite actuellement : 2015
• Nombre de centrale : 10
• Technologie utilisé : Uranium naturel Graphite Gaz (UNGG), Réacteur à Eau Pressurisé (REP) et Petit Réacteur Modulaire (SMR)
• Puissance électrique installé : 9 040MW
• Rendement des centrales : 29% pour l’UNGG, et 36% pour les REP et 33 % pour le SMR,
• Puissance thermique installé : 25 743 MW
• Rendement moyen : 35,1%
• Facteur de charge moyen : 70 %
• Énergie produite : 64,05 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Peut etre le dernier UNGG Théodore si non prolongé à l’horizon 2017

Bien que récentes dans l’espace médiatique, les centrales nucléaires ont en réalité une certaine histoire. En effet, dès 1978, les premiers kWh d’origine nucléaire furent injectés sur le réseau via le réacteur nucléaire Gretel 1, rejoint un an plus tard par son frère Gretel 2.

Pendant de nombreuses années, l’énergie nucléaire peina à prendre son envol, malgré les nombreux démonstrateurs industriels construits, comme la série des réacteurs Théodore. En l’espace de neuf ans, de 1984 à 1993, pas moins de quatre réacteurs Théodore furent construits. Ces réacteurs sont des réacteurs Uranium Naturel Graphite Gaz et appartiennent à la première génération de réacteurs nucléaires.

Vient ensuite le démonstrateur industriel Katia, mis en service en 1998, avec une puissance de 450 MWe. Ce réacteur, bien plus avancé que Théodore, est un réacteur à eau pressurisée fonctionnant avec de l’uranium enrichi. C’est en partie grâce à Katia que le nucléaire a pris son envol dans notre pays, en convainquant progressivement le monde politique de sa faisabilité, notamment pour remplacer le charbon.

Loin de s’arrêter là, après la découverte des gisements du plateau de Crystal, nous avons commencé à développer un SMR afin d’alimenter en électricité les zones reculées et, en particulier, les installations pétrolières du plateau. Deux ans plus tard, ce fut chose faite avec le SMR Griebel, d’une puissance électrique de 100 MW.

Dans la même fenêtre de temps, la construction du premier démonstrateur industriel d’un réacteur à neutrons rapides de quatrième génération débuta avec Irisdina 1. Sa construction devrait s’achever d’ici 2017, avec un raccordement au réseau électrique prévu l’année suivante.

Loin de s’arrêter à un seul démonstrateur de quatrième génération, en 2014, la construction du réacteur à sel fondu Bernhard 1 a débuté et devrait s’achever dans cinq ans, en 2019.

Au final, en 2015, la production électrique de l’ensemble du parc nucléaire s’est élevée à 64,05 TWh, le classant deuxième derrière le gaz. Cependant, avec la construction massive de réacteurs afin de sortir du charbon, la production nucléaire devrait dépasser celle du gaz en 2017.

• Première centrale construite : 1920
• Dernière centrale construite actuellement : 2000
• Nombre de centrale : 11
• Technologie utilisé : Supercritique et Ultra-Supercritique
• Puissance électrique installé : 7 400MW (800MW en Ultra-Supercritique et 6 600MW en Supercritique)
• Rendement des centrales : 40 % pour Supercritique et 45 % pour Ultra-Supercritique
• Puissance thermique installé : 18 277 MW
• Rendement moyen : 40,4%
• Facteur de charge moyen : 90 %
• Énergie produite : 64,05 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Les centrales encore en activité devrait toute fermer d’ici 2021

C’est avec le charbon que la révolution industrielle a commencé, et c’est également avec lui que la révolution électrique débuta. La première centrale à charbon du pays fut construite au début du XXᵉ siècle, en 1920, mais c’est véritablement à partir de 1950 que la frénésie charbonnière s’empara de l’électricité. Entre 1950 et 1970, soit en 20 ans, pas moins de 3 600 MW furent installés malgré la guerre.

Ces premières centrales étaient dites sous-critiques, c’est-à-dire que la vapeur s’y formait sous une certaine pression et température. Vint ensuite, en 1977, la première centrale à charbon dite supercritique, dont la construction avait commencé deux ans plus tôt, en 1975. De 1977 à 1999, 4 000 MW de centrales supercritiques furent installés dans le pays.

En 2000, la dernière centrale à charbon fut inaugurée sur le sol Raskenois. Cette centrale était, et est toujours, plus ou moins le mieux qui puisse être fait avec une centrale à charbon. Contrairement aux précédentes, elle n’est pas supercritique, mais ultra-supercritique. Vous pourriez penser que cela ne change pas grand-chose, mais en réalité, c’est tout le contraire. Là où le rendement des premières centrales tournait autour de 35 %, les centrales supercritiques peuvent grimper jusqu’à 40 %, et la centrale ultra-supercritique jusqu’à 45 %.

À l’origine, des dizaines d’autres projets étaient envisagés, notamment avec des centrales bien plus puissantes, de 1 000 voire 1 500 MW. Cependant, aucun de ces projets ne fut approuvé par le gouvernement, non pas en raison d’une simple baisse, mais d’un effondrement de la production de charbon. En 10 ans, la production d’anthracite, qui alimente nos centrales à charbon, a chuté de 53,4 %, passant de 176 millions de tonnes à 82 millions.

La tendance n’étant pas à la remontée de la production, le gouvernement refusa d’autoriser la construction de nouvelles centrales, car, dans quelques années, la production nationale serait inférieure à la consommation. Construire davantage de centrales à charbon aurait rendu le pays encore plus dépendant des importations à l’avenir. À la place, de nombreux projets de centrales à gaz furent autorisés, car bien que dépendant également des importations, le gaz a l’avantage de pouvoir être stocké facilement.

Ainsi, de 2000 jusqu’à aujourd’hui, aucune centrale à charbon ne fut construite, et en 2012, le dernier clou vint refermer le cercueil du charbon. Cette année-là, le gouvernement vota à une large majorité la fin du charbon sur le sol Raskenois, avec une extinction totale programmée pour 2021.

D’ici cette date, toutes les centrales à charbon devront être fermées. Depuis 2012, pas moins de 3 200 MW, soit quatre centrales, ont déjà été déconnectés du réseau. Bien entendu, cela se fait de manière totalement programmée. Ainsi, les centrales les plus anciennes sont déconnectées en premier, tandis que la centrale au charbon ultra-supercritique sera la dernière à être déconnectée, ce qui permettra tout juste de la rentabiliser.

Enfin, il faut tout de même nuancer : la fin du charbon, oui, mais quelques centrales seront tout de même conservées en état de marche pendant 5 à 10 ans après la date butoir. Au total, 4 000 MW seront maintenus opérationnels, soit cinq centrales, au cas où d’autres sources de production viendraient à rencontrer des problèmes.

Au final, en 2015, la production électrique d’origine charbonnière s’est établie à 58,34 TWh, la classant troisième parmi les sources électriques sur le sol Raskenois, derrière le gaz et le nucléaire.

• Première centrale construite : 1970
• Dernière centrale construite actuellement : 1997
• Nombre de centrale : 3
• Technologie utilisé : Barrage de retenu
• Puissance électrique installé : 4 500MW
• Rendement des centrales : 95 %
• Puissance mécanique installé : 4 737 MW
• Rendement moyen : 95%
• Facteur de charge moyen : 80 %
• Énergie produite : 31,54 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Aucune fermeture de prévu

Rasken dispose d’un important réseau fluvial, et pourtant, pendant très longtemps, son potentiel a été, pour le dire simplement, totalement négligé, principalement à cause du charbon, qui était présent en abondance. Ainsi, le premier barrage du pays ne vit le jour qu’en 1970, pendant la guerre civile.

Bien que modeste de par sa puissance de 500 MW, le barrage de Lozf peut se targuer d’être le premier. De plus, un avantage significatif de cette source d’énergie est qu’elle n’a pas besoin de carburant pour fonctionner, en plus d’avoir l’un des meilleurs rendements possibles (95 %).

À la fin des années 1980, le pays connut une forte croissance économique, l’une des plus importantes de son histoire. Le résultat de cette forte croissance fut bien entendu une augmentation spectaculaire du PIB, mais surtout une explosion de la demande électrique. Ainsi, le gouvernement approuva la construction de deux nouveaux barrages pour satisfaire la demande.

Osterwald 1 et 2 sont d’une tout autre dimension en comparaison de Lozf, avec près de 2 000 MW chacun. Le chantier des deux barrages fut réalisé en un temps record de sept ans, avec un an de décalage entre les deux. Osterwald 1 produisit ses premiers kWh en 1996, et Osterwald 2 lui emboîta le pas l’année suivante.

Depuis, plus aucun projet de barrage n’a été approuvé, mais cela ne signifie pas que le potentiel hydroélectrique du pays est exploité à pleine capacité, bien au contraire. Nous estimons le potentiel hydroélectrique total de Rasken à près de 35 GW (34,9 GW), ce qui signifie qu’actuellement, seulement 12,89 % du potentiel total de Rasken est utilisé.

Ainsi, actuellement, des discussions sont en cours sur le possible ralentissement du déploiement du nucléaire au profit de l’hydroélectrique, notamment avec le projet de longue date NiflStrom, qui vise à construire cinq barrages sur les cinq embouchures des trois fleuves se jetant dans la mer, pour une puissance cumulée de 10 GW. Cependant, tout ceci n’est qu’à l’état de discussion rien de concret n’est à l’ordre du jour

Même si ce n’est pas un barrage à proprement parler, il faut tout de même mentionner la STEP d'Auberlof qui, de par sa taille, n’est pas encore totalement remplie, bien que son inauguration date de 2012. Mais ce n’est pas parce qu’elle n’est pas remplie qu’elle ne joue pas un rôle essentiel. Elle permet de réguler le réseau électrique grâce à sa puissance maximale de 10 GW. En cas de surproduction, l’eau est pompée vers le réservoir et en cas de pénurie, l’eau est relâchée pour produire de l’électricité. Pleinement remplie, Auberlof serait capable de fonctionner à plein régime pendant presque un an.

Au final, en 2015, la production cumulée de nos trois barrages s’éleva à 31,54 TWh, la classant à la quatrième place des sources d’électricité Raskenoises.Cependant, si les fleuves Raskenois étaient utilisés à leur plein potentiel, la production électrique pourrait atteindre 244,58 TWh, de quoi alimenter la quasi-totalité de la consommation du pays.

• Première centrale construite : 1930
• Dernière centrale construite actuellement : 1965
• Nombre de centrale : 2
• Technologie utilisé : Barrage de retenu
• Puissance électrique installé : 880MW
• Rendement des centrales : 40% pour l’électrique et 50 % pour la chaleur, rendement énergétique totale de 90 %
• Puissance thermique installé : 2 200 MW
• Rendement moyen : 90%
• Facteur de charge moyen : 90 %
• Énergie électrique produite : 6,94 TWH
• Énergie thermique produite : 8,67 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Aucune fermeture de prévu

Les centrales à biomasse sont presque aussi anciennes que les centrales à charbon. En effet, la première centrale à biomasse vit le jour seulement dix ans après la première centrale à charbon.

L’objectif initial de cette première centrale n’était pas de produire de l’électricité, mais avant tout de se débarrasser des déchets végétaux dont on ne savait pas quoi faire. Cependant, on s’est rapidement rendu compte qu’il serait dommage de ne pas exploiter cette énergie pour alimenter un pays dont la consommation électrique augmentait rapidement.

Toutefois, cette centrale de 50 MW ne dura pas très longtemps. En effet, dès 1945, on commença à envisager sa fermeture, et ce fut chose faite trois ans plus tard, en 1948. Ce n’était cependant pas la fin de la biomasse pour autant. Si cette première centrale fut fermée après moins de vingt ans, c’était parce qu’entre-temps, la recherche dans ce domaine avait fait de grands progrès, rendant cette centrale complètement obsolète.

Deux ans plus tard, une nouvelle centrale à biomasse fut construite près de la ville d’Eberstadt. Cette centrale, d’une puissance et d’un rendement bien supérieurs, affichait une capacité de 330 MW avec un rendement de 30 %. Elle devait alimenter entièrement la ville en électricité, qui était encore de taille modeste à l’époque.

Quinze ans plus tard, en 1965, une deuxième centrale à biomasse, de même puissance, fut construite près de la ville de Hamförd, avec le même objectif. Cependant, dans le cas de Hamförd, cette centrale ne suffisait pas à couvrir la consommation de la ville, qui était plus grande que celle d’Eberstadt.

En 1990, une innovation majeure eut lieu. Premièrement, une importante modernisation fut entreprise sur les deux centrales, élevant leur rendement à 40 % et portant la puissance installée à 880 MW. Cependant, le changement le plus significatif fut la transformation des centrales biomasse en centrales de cogénération. Autrement dit, elles commencèrent à produire à la fois de l’électricité et de la chaleur, qui fut alors redistribuée via un réseau de chaleur urbain. Cette transformation permit d’augmenter le rendement énergétique global des installations à près de 90 %, valorisant ainsi 8,67 TWh supplémentaires sous forme de chaleur. Au-delà de l’alimentation du réseau de chaleur urbain, l’énergie thermique récupérée permit également de chauffer certains processus industriels, notamment dans le secteur agroalimentaire.

Au total, en 2015, la production électrique des deux centrales à biomasse s’éleva à 6,94 TWh, tandis que la production de chaleur atteignit 8,67 TWh, classant la biomasse à la dernière place des sources d’énergie du pays. Actuellement, aucun nouveau projet de centrale biomasse n’est en discussion.


Pôles de transport, stockage et d’exportation
Afin d’alimenter le pays en électricité, il ne suffit pas seulement de produire, il faut également la transporter du lieu de production jusqu’aux lieux de consommation. Cette mission est assurée par les quelque 39 000 km de lignes électriques à haute et très haute tension de 63 et 400 kV. Ces lignes sont de véritables artères énergétiques pour le pays.

Toutes ces lignes permettent de transporter les plus de 200 TWh consommés chaque année dans le pays. De plus, comme la consommation augmente année après année, des projets d’extension du réseau sont en discussion, notamment avec le projet FTE (Future Transport Électrique). Ce projet vise, à l’horizon 2050, à augmenter de 28 % la taille du réseau pour faire face à la hausse de la consommation, qui devrait passer de 204 TWh cette année à 300 TWh.

À la fin des lignes électriques à haute et très haute tension, on retrouve environ 1 200 postes électriques de transformation, permettant d’abaisser la tension pour les différents consommateurs. Cela ne concerne cependant pas les industries en général, qui sont alimentées en 63 kV ou en 225 kV pour les très gros consommateurs, comme les raffineries.

Capacité supplémentaire et exportations d’électricité
En raison de sa politique énergétique, le gouvernement nous impose de toujours disposer d’une capacité de production supplémentaire, afin d’être prêts à toute éventualité. Cette capacité de réserve est fixée à 20 TWh, ce qui implique que la capacité de production excédentaire varie en moyenne entre 20 et 30 TWh.

Cette production supplémentaire est massivement exportée vers les pays voisins, notamment Ambar et l’Altarie, générant un bénéfice compris entre 0,7 et 1,05 milliard de Sleks (1,4 et 2,1 milliards d’euros). Ces exportations d’électricité sont possibles grâce à 16 lignes transfrontalières.

Stockage de l’électricité
À la différence du pétrole, du gaz et, dans une moindre mesure, du charbon, il est très difficile de stocker l’électricité. On pense en premier lieu aux batteries, bien évidemment, mais cette solution nécessiterait un espace gigantesque pour stocker finalement peu d’électricité, coûterait énormément d’argent, et devrait être renouvelée tous les 30 ans.

Une deuxième solution est l’hydrogène. Lorsque nous avons un excédent d’électricité, nous dissocions les molécules d’eau en hydrogène et en oxygène. Ensuite, lorsque nous manquons d’électricité, nous utilisons ces deux gaz dans une pile à combustible ou dans une turbine à gaz classique. Cependant, ces deux technologies ont un rendement assez faible, autour de 35 à 40 %, et jusqu’à 52,5 % avec une centrale à gaz de type Superphénix.

Le moyen de stockage le plus efficace reste la STEP (Station de Transfert d’Énergie par Pompage). Concrètement, il s’agit d’un barrage réversible, qui peut fonctionner dans les deux sens. Lorsqu’il y a un excédent d’énergie, il pompe de l’eau vers son réservoir et lorsqu’il y a un besoin d’énergie, il libère l’eau, qui entraîne des turbines, comme dans un barrage classique.

A Rasken, il n’existe qu’une seule installation de ce type, représentée par la STEP d’Auberlof, capable de stocker près de 80 TWh et de fonctionner pendant près de 333 jours à pleine puissance avant d’épuiser complètement son réservoir.
L’objectif de cette installation gigantesque est de stabiliser le réseau sur une longue période et d’assurer la continuité de l’approvisionnement lorsque des centrales sont à l’arrêt, en particulier les centrales nucléaires.

À pleine capacité, Auberlof permet l’arrêt simultané de 8 réacteurs de 1 200 MW ou de 6 réacteurs de 1 600 MW pour des opérations de maintenance ou de remplacement de combustible.


Émissions de CO2
Toute activité humaine entraîne des émissions de CO2, et la production électrique n’y échappe pas. Ainsi, la production électrique raskenoise émet une certaine quantité de CO2. Ici, ne seront comptées que les émissions directes, c’est-à-dire celles produites au niveau des centrales et induites par la combustion des différents carburants. Les autres types d’émissions, comme celles liées à l’extraction du carburant, sont comptabilisées dans leur pôle respectif. Ainsi, en 2015, les émissions de CO2 induites par la production électrique se sont élevées à 56,93 millions de tonnes, en baisse de 9,8 % par rapport à l’année précédente.




Comme pour les autres pôles, les émissions de CO2 du pôle électrique sont réparties entre plusieurs secteurs. Ainsi, nous retrouvons 3 secteurs différents, le charbon, le gaz et la biomasse, que nous allons traiter chacun séparément.

À la première place, nous retrouvons le charbon avec des émissions de 36,6 millions de tonnes de CO2 en 2015, en baisse de 9,49 % par rapport à l’année précédente. Les émissions de CO2 du charbon par unité d’énergie étant les plus élevées, il est normal que sa mort était écrite d’avance. Ainsi, comme dit précédemment, toutes les centrales à charbon devraient fermer d’ici 2022, la baisse des émissions de CO2 année après année n’étant donc que le résultat de la fermeture des centrales.

À la deuxième place, nous retrouvons les centrales au gaz naturel avec, en 2015, des émissions de 20,73 millions de tonnes, en baisse de 10,26 % par rapport à l’année précédente. À la différence du charbon, la baisse des émissions de CO2 des centrales à gaz n’est pas due à leur fermeture, car aucune n’est prévue pour l’instant. Non, si les émissions de CO2 baissent, c’est parce que nous empêchons le CO2 produit de sortir. Ceci est dû grâce à l’implantation de CSC (Capture et Séquestration de Carbone). La première CSC mise en place pour les centrales à gaz sur le sol Raskenois l’a été sur la centrale de Superphénix, car le fait qu’elle fasse de l’oxycombustion facilite grandement la capture du CO2. Ainsi, chaque année, Superphénix capte 2,37 millions de tonnes de CO2. La CSC devrait dans les années à venir se démocratiser sur toutes les centrales à gaz grâce à la mise aux standards Superphénix de toutes les centrales à gaz. D’ici 2021, l’intégralité des centrales à gaz du pays devrait être équipée de CSC, permettant la capture de 19,53 millions de tonnes de CO2 chaque année. Cependant, pour respecter ses engagements écologiques, capter ne suffit pas, car il y a des secteurs où la CSC est impossible ou très dure à installer. Ainsi, plutôt que de mettre en place des systèmes de capture relevant du gigantisme pour au final capter très peu, il est bien plus simple de compenser ces émissions. Et ce travail de compensation sera à la charge des centrales à gaz, car si le gaz qui est brûlé est d’origine renouvelable, alors les centrales à gaz se transforment en de formidables aspirateurs de CO2. L’objectif à terme est d’inclure une part croissante de biogaz dans la consommation des centrales à partir de 2022 pour arriver à 100 % de biogaz en 2025. Ainsi, avec 100 % de biogaz consommé, les 19,53 millions de tonnes de CO2 captées seront retirées de l’atmosphère, car il en aura fallu pour faire pousser les diverses plantes nécessaires à la formation du biogaz.

En dernière position, on retrouve les deux centrales biomasse qui ont, en 2015, des émissions de …. -0,4 million de tonnes. En effet, la biomasse dispose déjà sur l’une des deux centrales de CSC permettant la capture des émissions, et l’année prochaine, la deuxième centrale devrait en être équipée. Ainsi, dès l’année prochaine, le secteur de la biomasse capturera quasiment 1 million de tonnes de CO2 (0,8 million).


Chiffre d’affaire
Contrairement aux autres pôles de l’entreprise qui ont pu connaître des hauts et des bas et qui, de manière générale, ont fluctué avec le temps, on pense notamment au gaz qui a connu un pic en 2005, qui baisse depuis et qui devrait remonter à partir de 2017, le pôle électrique, lui, n’a jamais connu ça. Depuis qu’il existe, il a toujours été en croissance, croissance liée à l’augmentation de la consommation électrique. Le pôle passa la barre des 2,5 milliards de Sleks en 1974, 5 milliards 20 ans plus tard en 1994, les 7,5 milliards il y a 12 ans en 2003 (respectivement 5, 10 et 15 milliards d’euros) et a passé la barre des 10 milliards de Sleks (20 milliards d’euros) il y a 3 ans 2012. En 2015, le prix du TWH s’élève en moyenne à 41,9 millions de Sleks (83,8 millions d’euros), ce prix est calculé en fonction de si vous êtes un particulier, une petite entreprise ou un très gros consommateur. Ainsi, pour un particulier, le prix du TWH est de 90 millions de Sleks (180 millions d’euros), si vous êtes une petite entreprise, le prix est de 65 millions de Sleks (130 millions d’euros), pour les grosses entreprises connecté en HTB, le TWH revient à 30 millions de Sleks (60 millions d’euros) et pour finir, les très grosse entreprise connecté en 400kv le prix du TWH s’élève à 2,5 millions de Sleks (5 millions d’euros). Si le prix du TWH est dégressif, c’est parce que plus une zone consomme, moins on a besoin d’utiliser des transformateur pour abaisser la tension et aussi que si les très gros consommateur payé le même prix, la quasi totalité des entreprise aurait fermé. Au total, avec une production en 2015 de 238,7 TWH, le chiffre d’affaire généré par Apex Energy s’élève à 10,77 milliards de Sleks (21,54 milliards d’euros). Ce chiffre d’affaires sera décortiqué plus bas.




En première place du chiffre d’affaires, on retrouve les centrales à gaz avec 3,51 milliards de Sleks (7,02 milliards d’euros) en 2015. Ce chiffre devrait rester stable dans les années à venir étant donné qu’aucun projet de nouvelle centrale n’est à l’étude.

À la deuxième place se trouve le nucléaire en 2015 avec un chiffre d’affaires de 2,89 milliards de Sleks (5,78 milliards d’euros). À la différence du gaz, ce secteur est en forte croissance et devrait d’ici 2017 dépasser le gaz en termes de chiffre d’affaires.

Le charbon se classe troisième avec un chiffre d’affaires en 2015 de 2,63 milliards de Sleks (5,265 milliards d’euros). À cause du vote de la fin du charbon, ce secteur est en forte décroissance, son chiffre d’affaires devrait tomber à 0 d’ici 2022.

L’hydroélectrique se positionne à la quatrième place avec 1,42 milliard de Sleks (2,84 milliards d’euros). Ce secteur, comme celui du gaz, ne devrait pas évoluer dans les années à venir, sauf si un changement de politique intervient ou qu’une forte croissance de la demande force à exploiter davantage le potentiel hydroélectrique de Rasken.

En dernière position, nous retrouvons la biomasse avec un chiffre d’affaires de 0,313 milliard de Sleks (0,626 milliard d’euros). Comme pour le gaz et l’hydroélectrique, le chiffre d’affaires des centrales biomasse ne devrait pas augmenter dans les années à venir.


Dépense
Pour fonctionner, n’importe quelle activité a besoin d’argent, rien que pour payer les salaires ou entretenir les machines. Toutes ces dépenses rentrent dans ce qu’on appelle les coûts de production et font qu’on ne peut pas vendre l’électricité à 2 centimes le KWH. Ainsi, en 2015, les dépenses dues au pôle électrique se sont élevées à 5,03 milliards de Sleks (10,06 milliards d’euros).




En première position des dépenses, nous retrouvons en 2015 le gaz avec 1,5 milliard de Sleks (3,8 milliards d’euros). Cependant, comme pour les dépenses qui vont suivre, les dépenses du secteur gaz sont en fait subdivisées en plusieurs points. Ainsi, nous retrouvons les dépenses liées à la capture et séquestration du CO2 : 0,775 milliard de Sleks (1,55 milliard d’euros). Ensuite, on retrouve les dépenses classiques de maintenance et d’exploitation, qui englobent également les salaires des employés, avec 0,58 milliard de Sleks (1,16 milliard d’euros). Pour finir, on retrouve ce que l’on nomme le taux d’actualisation avec 0,54 milliard (1,08 milliard d’euros). Ce taux d’actualisation est en fait lié à la fluctuation de la valeur de l’argent : un Sleks d’aujourd’hui ne vaut pas un Sleks de l’année dernière et ne vaudra pas un Sleks de l’année prochaine. Donc, quand on dépense une certaine somme pour construire une centrale électrique, il faut qu’elle génère plus que cette somme pour véritablement la rembourser. À Rasken, ce taux d’actualisation est fixé à 40 % des dépenses, c’est-à-dire que si les dépenses sont de 1 milliard de Sleks, il faut rajouter 40 % pour obtenir le coût réel, soit 1,4 milliard de Sleks.

À la deuxième place se trouvent les centrales à charbon avec des dépenses globales de 1,02 milliard de Sleks (2,04 milliards d’euros). Ces dépenses se décomposent en trois parties : la première, avec 0,437 milliard de Sleks, concerne l’exploitation et la maintenance des installations. On retrouve ensuite la gestion des déchets avec 0,32 milliard de Sleks (0,64 milliard d’euros). La gestion des déchets englobe tout ce qui concerne l’évacuation et le traitement des cendres. Enfin, il y a, comme pour le gaz, le taux d’actualisation, qui s’établit quant à lui à 0,303 milliard de Sleks (0,606 milliard d’euros).

Pour la troisième place, on ne retrouve pas une centrale, mais le réseau de transport d’électricité, qui a lui aussi besoin d’entretien. L’entretien du réseau a coûté en 2015 0,907 milliard de Sleks (1,814 milliard d’euros). Ces dépenses se décomposent en deux secteurs : premièrement, l’entretien des lignes Haute Tension et Très Haute Tension (HT et THT) avec 0,645 milliard de Sleks, ensuite, c’est l’entretien des 1 200 postes de transformation avec 0,259 milliard de Sleks (0,518 milliard d’euros).

Pour la quatrième place, on revient sur les centrales électriques avec le nucléaire et ses dépenses en 2015 de 0,85 milliard de Sleks (1,7 milliard d’euros), qui se découpent en trois secteurs différents. Premièrement, le seul secteur véritablement immuable avec le taux d’actualisation : la maintenance et l’exploitation avec 0,48 milliard de Sleks (0,96 milliard d’euros). Deuxièmement, le taux d’actualisation avec 0,243 milliard de Sleks (0,486 milliard d’euros). Pour finir, il y a la gestion des déchets et le démantèlement, qui ont nécessité en 2015 0,128 milliard de Sleks (0,256 milliard d’euros).

Les barrages se classent à la cinquième place des dépenses avec, en 2015, 0,176 milliard de Sleks (0,353 milliard d’euros), qui se découpent, à la différence des autres, non pas en trois secteurs mais en quatre. On retrouve en premier l’exploitation et la maintenance avec 78,5 millions de Sleks (157 millions d’euros), suivis de près par le taux d’actualisation et ses 50 millions de Sleks (100 millions d’euros). Troisièmement, on retrouve la gestion environnementale, qui englobe le débit minimum et la préservation des habitats aquatiques, avec 31,5 millions de Sleks (63 millions d’euros). Enfin, on retrouve la gestion des sédiments avec 15,75 millions de Sleks (31,5 millions d’euros). Avec les années et le passage de l’eau, des sédiments vont s’accumuler à certains endroits, pouvant réduire la puissance de l’installation ou même l’endommager. Il faut donc régulièrement enlever ces dépôts.

À la dernière place, on retrouve la biomasse avec une dépense de 0,7 milliard de Sleks (0,34 milliard d’euros). Comme pour les barrages, la biomasse se découpe en quatre secteurs de dépenses. On retrouve donc en premier l’exploitation et la maintenance avec 58,5 millions de Sleks (117 millions d’euros), talonné de près par l’achat de combustible avec 52 millions de Sleks (104 millions d’euros). En effet, à la différence du nucléaire, du gaz ou du charbon, Apex ne produit pas son combustible biomasse, car celui-ci n’est pas obtenu par une exploitation forestière ou autre, mais bien par les déchets végétaux dont on ne peut rien faire. On retrouve ensuite, à la troisième position, le taux d’actualisation avec 48,5 millions de Sleks (97 millions d’euros). Enfin, loin derrière, nous avons la gestion des déchets, donc des cendres, avec 10,4 millions de Sleks (20,8 millions d’euros).


Bénéfice
Au final, en 2015, le bénéfice net du pôle électricité national d’Apex Energy s’élève à 5,695 milliards de Sleks (11,39 milliards d’euros). Ce pôle étant lié à la consommation électrique, il croît ou décroît avec elle. Ainsi, la tendance n’étant pas actuellement à la décroissance, son bénéfice ne fera qu’augmenter avec le temps. Par exemple, d’ici 2028, le bénéfice net du pôle électrique devrait dépasser les 8 milliards de Sleks (16 milliards d’euros).



On remarque également des différences entre les sources d’énergie. Par exemple, même si l’hydroélectrique est à l’avant-dernière place, c’est en fait le secteur le plus rentable, car ses dépenses ne représentent quasiment rien. Dans l’autre sens, le gaz, qui est pourtant le premier secteur en termes de chiffre d’affaires, est en fait l’un des moins rentables.

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Chaleur (chiffre de 2015)

Pôles de production
Au-delà de sa production électrique, Apex est également un producteur de chaleur depuis plus de 20 ans maintenant. En effet, au fil des années, nous nous sommes rendu compte du potentiel de certaines de nos installations de production. Au-delà du potentiel, cette production de chaleur permet d’augmenter, dans la majorité des cas et de manière sensible, le rendement énergétique de l’installation en question. Par exemple, nos deux centrales biomasse ont un rendement électrique de 40 %, l’ajout de cogénération permet d’augmenter ce rendement à 80 %. Au total, en 2015, il existe sur le territoire raskenois deux installations de cogénération au travers des deux centrales biomasse. Cependant, cela devrait augmenter d’ici 2021 avec la mise en service du premier réacteur de la centrale de Brandis, puis l’année d’après d’un deuxième réacteur, tous deux conçus pour fonctionner en cogénération. En 2015, la puissance totale de chaleur raccordée aux réseaux est de 880MW pour une production annuelle de 6,9 TWh. En 2022, avec la mise en service du deuxième réacteur de Brandis, la puissance devrait grimper à 5280MW pour une production annuelle de 26,94 TWh.



Détails de la production

• Première centrale construite : 1990
• Dernière centrale construite actuellement : 1992
• Technologie utilisé : Centrale biomasse à cogénération
• Puissance thermique installé : 880MW
• Rendement électrique des centrales : 40 %
• Rendement thermique des centrales : 40 %
• Rendement totale des centrales : 80 %
• Facteur de charge moyen : 90 %
• Énergie produite : 6,9 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Pas de fermeture de prévu

Actuellement, les deux unités de cogénération biomasse servent à alimenter le réseau de chaleur de deux villes ainsi qu’à combler les besoins de certains procédés industriels en chaleur. Il n’est pas prévu de rajouter de nouvelles capacités de production.

• Première centrale construite : 2021
• Dernière centrale construite actuellement : XXXX
• Technologie utilisé : Centrale nucléaire REP à cogénération
• Puissance thermique installé à terme: 4400MW
• Rendement électrique des centrales : 36%
• Rendement thermique des centrales : 41,6%
• Rendement totale des centrales : 77,6%
• Facteur de charge moyen : 80 %
• Énergie produite : 20,04 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Pas de fermeture de prévu

La cogénération nucléaire a fait pour la première fois son apparition en fin d’année 2014 quand Apex a répondu à un appel d’offres de la ville d’Hamförd, qui souhaitait agrandir son réseau de chaleur urbain tout en remplaçant sa vieille chaudière à gaz. L’entreprise proposa alors de modifier deux futurs réacteurs de la centrale de Brandis afin de les adapter à la cogénération. Bien que plus chère à première vue, cette solution est en fait plus rentable que les autres, car pour toute autre centrale, il faudrait acheter du combustible chaque année. Le prix pour l’installation des deux réacteurs nucléaires à cogénération fut estimé à 15 milliards de Sleks (30 milliards d’euros). Cela peut sembler beaucoup, mais l’installation vendra près de 20,04 TWh de chaleur chaque année, permettant de rembourser l’investissement en 21 ans. A part Hamförd, il n’y a actuellement pas d’autre projet de cogénération nucléaire.


Pôles de transport, stockage et d’exportation[img=]Apex[/img]
Le réseau de transport et de stockage de la chaleur n’est pas géré par Apex Energy. Généralement, ce sont des acteurs indépendants qui ont à charge la gestion du réseau, ou bien les villes directement. Apex se charge uniquement d’injecter sa production de chaleur sur un réseau existant ou, dans le cas de Brandis, de faire appel conjointement avec la ville d’Hamförd à un acteur pour étendre le réseau de transport de chaleur.


Émissions de CO2

Les émissions de CO2 du pôle chaleur sont soit directement comptées dans la partie génération électrique pour la biomasse, soit inexistantes dans le cas du nucléaire en raison de l’absence d’émissions directes de dioxyde de carbone.


Chiffre d’affaire
En 2015, le bénéfice du pôle chaleur d’Apex Energy s’élève à 242,5 millions de Sleks (485 millions d’euros). Ce chiffre d’affaires est entièrement dû aux deux unités de cogénération biomasse. Il faudra attendre 2021 pour que le nucléaire fasse son apparition avec la mise en service de la première tranche de cogénération de Brandis. À terme, le chiffre d’affaires lié à la vente de la chaleur nucléaire des deux tranches de Brandis devrait s’élever à 0,7 milliard de Sleks (1,4 milliard d’euros).




Dépense
Le pôle chaleur d’Apex Energy n’enregistre aucune dépense. Bien que cela puisse sembler impossible, c’est en fait dû au fait que l’entreprise ne gère pas le réseau de chaleur, il n’y a donc pas de dépense de ce côté-là. De plus, les dépenses liées au fonctionnement des installations sont prises en compte dans le pôle électrique. Les remettre ici ne servirait donc à rien, car cela ferait doublon.



Bénéfice
Du fait que le pôle chaleur d’Apex Energy n’enregistre aucune dépense, les bénéfices nets de ce secteur sont donc strictement identiques au chiffre d’affaires. En 2015, le bénéfice s’éleva donc à 242,5 millions de Sleks (485 millions d’euros).



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Bilan (chiffre de 2015)

Émissions de CO2
Au total, les émissions de CO2 dues aux activités d’Apex Energy sur le sol Raskenois s’élèvent en 2015 à 238,8 millions de tonnes, en baisse de 7,09 % par rapport à 2014. Celles-ci se déclinent en 4 postes d’émissions distincts.



Premièrement, le pétrole, qui est responsable en 2015 de 179,05 millions de tonnes de CO2, soit 74,97 % du total. À la deuxième place vient la production électrique, qui est responsable de l’émission de 56,93 millions de tonnes de CO2, soit 23,8 % du total. Le gaz vient se positionner à la troisième place avec 1,67 million de tonnes de CO2, représentant 0,7 % de l’ensemble. Pour finir, on retrouve le charbon avec 1,16 million de tonnes, soit 0,48 % des émissions d’Apex sur le territoire Raskenois.

À terme, grâce aux nombreux plans de décarbonation, les émissions de l’entreprise devraient tomber à l’horizon 2023 à 31,6 millions de tonnes, soit une réduction de 87,7 % par rapport à 2014. Ces plans de décarbonation comportent, entre autres, l’électrification de nombreux équipements, la mise en place de SMR sur le plateau de Crystal afin d’alimenter les auxiliaires qui assurent la production du pétrole, mais également la mise en place de capture et séquestration de carbone sur les centrales électriques, qui empêcheront dans un premier temps les émissions et, dans un deuxième temps, grâce à la consommation de biogaz, de compenser en grande partie les émissions résiduelles. L’utilisation de biogaz à la place du gaz naturel permettra, à partir de 2022, d’atteindre des émissions négatives pour arriver, à terme, en 2025, à 20,33 millions de tonnes de CO2 captées. Cette capture permettra de réduire encore plus les émissions nettes de l’entreprise pour finalement arriver à 11,27 millions de tonnes de CO2 en 2025, soit une réduction des émissions de 95,6 % par rapport à 2014.



Chiffre d’affaire
Au total, le chiffre d’affaires d’Apex Energy en 2015 s’élève à 121,47 milliards de Sleks (242,94 milliards d’euros), soit une augmentation de 7,66 % par rapport à l’année dernière. Celui-ci devrait se stabiliser à l’horizon 2022 autour de 165 milliards de Sleks (330 milliards d’euros).



Actuellement, la principale raison de l’augmentation du chiffre d’affaires d’Apex est le pétrole, grâce à la mise en production du plateau de Crystal, puis à la mise en service de la raffinerie de Weindorf, qui va quasiment doubler la capacité de raffinage du pays. Mais dès l’année prochaine, la production de pétrole ne va plus augmenter et la raffinerie de Weindorf tournera à pleine capacité. À partir de là, une période de faible croissance du chiffre d’affaires prendra place, globalement de 2016 à 2019, puis celui-ci repartira à la hausse grâce à l’augmentation de la production de gaz naturel, qui devrait être multipliée par 5 d’ici 2022. Le pôle électrique, lui, connaît une croissance relativement faible, de l’ordre de 0,88 % par an, mais stable. Ainsi, il continuera de croître tant qu’un événement extérieur ne viendra pas l’entraver. Pour finir, le pôle charbon, bien que déjà minoritaire, le sera encore plus d’année en année, son chiffre d’affaires n’ayant pas de perspective de croissance. Le pôle chaleur lui est très modeste et est actuellement stable mais devrait croître au cours de l’année 2021 puis 2022 d’un facteur 3 pour porter son chiffre d’affaire à 0,7 milliards de Sleks.


Dépense
Au total, les dépenses d’Apex liées à ses activités s’élèvent en 2015 à 97,36 milliards de Sleks (194,72 milliards d’euros), auxquelles il faut rajouter le coût des 2 500 agents de sécurité que nous employons à travers les Bérets Rouges afin d’assurer la sécurité de nos différents sites. Ce coût s’établit actuellement à 228,12 millions de Sleks (456,24 millions d’euros).

Au final, les dépenses nettes de l’entreprise s’établissent à 97,585 milliards de Sleks (195,17 milliards d’euros). Ces dépenses sont en augmentation de 0,7 % par rapport à l’année dernière et devraient continuer à monter dans les années à venir à cause de la remontée de la production de gaz, pour s’établir en 2030 à 123,225 milliards de Sleks (246,45 milliards d’euros).




Bénéfice
Au final, en 2015, le bénéfice net de l’entreprise s’établit à 27 milliards de Sleks (54 milliards d’euros), en augmentation de 31,36 % par rapport à l’année dernière. Le chiffre d’affaires devrait continuer à monter l’année prochaine pour s’établir à 35,5 milliards de Sleks (71 milliards d’euros). Cependant, à partir de l’année prochaine, le chiffre d’affaires ne devrait plus augmenter sensiblement pendant environ trois ans, jusqu’en 2019, date à laquelle la production de gaz remontera sensiblement jusqu’en 2022. À cette date, le bénéfice dépassera brièvement les 50 milliards de Sleks en s’établissant à 50,5 milliards de Sleks (101 milliards d’euros) avant de redescendre légèrement pour se stabiliser autour de 49,5 milliards de Sleks (99 milliards d’euros). À partir de là, le bénéfice d’Apex Energy sur le sol Raskenois ne devrait plus augmenter sensiblement, sauf en cas de possible nouveau projet. Seule véritable manière d’augmenter le bénéfice de l’entreprise serait de démocratiser la cogénérations de chaleur car c’est l’un des seules secteur ou il y a encore des perspective de croissant. Une autre solutions d’augmenter le chiffre d’affaire serait d’augmenter la capacité de raffinage afin de produire plus de produit transformé, cependant, aucun plan de nouvel raffinerie ou d’agrandissement sont à l’ordre du jour.



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Secteur d’activité internationale de l’entreprise

Pétrole (chiffre de 2015)

Pôles de production
Contrairement à son activité pétrolière nationale, la présence d’Apex Energy à l’international est très récente. En effet, avant 2011, l’entreprise ne disposait pas des ressources financières nécessaires pour s’étendre dans d’autres pays. En cause, la faible part des bénéfices revenant effectivement à l’entreprise. Cependant, bien que cette part soit toujours très faible actuellement, l’augmentation des bénéfices due à la mise en production du plateau de Crystal nous permet de nous étendre à l’international.

Pour le pétrole, cette expansion démarra plus tardivement que pour le gaz ou le charbon. En effet, le premier contrat fut signé avec la Grande République de Velsna en 2012, puis vinrent, l’année suivante, en 2015, deux autres contrats : l’un avec la Seconde République de Novyavik, l’autre avec la Fédération de Yukanaslavie. Cependant, ces deux derniers contrats diffèrent largement du premier. En effet, alors que pour la Yukanaslavie et Novyavik, il ne s’agit que de l’exploitation d’un seul gisement, le contrat avec Velsna, lui, concerne l’ensemble des gisements pétroliers du pays.

En 2015, la production pétrolière d’Apex à l’international s’élève à 264 320 barils par jour en moyenne, production provenant intégralement des gisements velsniens. Cependant, dès l’année prochaine, avec la mise en production des gisements yukanaslave et novais, la production devrait exploser pour atteindre un maximum de 963 415 barils par jour en 2024. Les réserves, elles, s’établissent en 2015 à 7,1 milliards de barils.




Détails de la production

• Découverte : 2012
• Mise en production : 2013
• Profondeur d’eau moyenne des gisement : 340 m
• Profondeur moyenne des gisement : 2400 m
• Type : Majoritairement conventionnel offshore
• Densité du pétrole : Pétrole moyen
• Réserve en place : 76,11 milliards de barils
• Taux de récupération actuelle : 14,98 %
• Réserve récupérable actuelle : 11,4 milliards de barils
• Réserve déjà produite : 408 millions de barils
• Réserve extractible restante : 11 milliards de barils
• Taux de récupération finale espéré : 34,91 %
• Réserve récupérable finale espéré : 26,57 milliards de barils
• Production journalière maximale espéré : 1,53 millions de barils par jour
• Temps durant lequel cette production devrait être maintenue : un an en 2021
• Nombre de plateforme offshore en activité : 15
• Nombre de puits en activité : 110
• Nombre de puits maximum en activité espéré : 280
• Production moyenne par puits en activité : 6007 barils par jour
• Production actuelle : 660 800 baril par jour
• Fermeture du dernier puits : 2108

Velsna est le premier pays dans lequel le secteur pétrolier de notre entreprise s’est implanté. La particularité de ce pays est que, contrairement aux autres où Apex ne détient qu’un seul gisement, ici, l’entreprise assure la production de l’ensemble des gisements. La production est ensuite répartie selon les termes de l’accord signé, c’est-à-dire 60 % pour Velsna et 40 % pour Apex.

L’industrie pétrolière du pays est marquée par une domination quasi totale des gisements offshore. Seule la métropole échappe à cette règle, cependant, elle ne dispose que d’une petite part des réserves. Le pétrole velsnien est caractérisé par une densité moyenne, son degré API étant aux alentours de 24, ce qui facilite la production. Cependant, bien que le pétrole soit relativement facile à exploiter, les réservoirs, eux, ont une porosité plutôt faible, compliquant ainsi l’extraction du pétrole.

Cela explique le taux de récupération moyen assez faible des gisements du pays. En effet, le taux de récupération moyen se trouve actuellement à 15 %, une valeur très en dessous de la moyenne pour du pétrole moyen. À terme, grâce à divers processus de récupération assistée, nous devrions pouvoir pousser ce taux à 35 % avec les technologies actuelles. Cependant, rien n’empêche de découvrir de nouvelles méthodes permettant d’augmenter encore ce taux de récupération.

• Découverte : 2014
• Mise en production : 2016
• Profondeur d’eau moyenne du gisement : 250 m
• Profondeur moyenne du gisement : 5600 m
• Type : Conventionnel offshore
• Densité du pétrole : Pétrole lourd
• Réserve en place : 24 milliards de barils
• Taux de récupération actuelle : 25 %
• Réserve récupérable actuelle : 6 milliards de barils
• Réserve déjà produite : 0 millions de barils
• Réserve extractible restante : 6 milliards de barils
• Taux de récupération finale espéré : 45 %
• Réserve récupérable finale espéré : 10,8 milliards de barils
• Production journalière maximale espéré : 835 000 barils par jour
• Temps durant lequel cette production devrait être maintenue : un an en 2042
• Nombre de plateforme offshore en activité à terme : 4
• Nombre de puits en activité : 0
• Nombre de puits maximum en activité à terme : 400
• Production moyenne par puits en activité : 0 barils par jour
• Production actuelle : 0 baril par jour
• Fermeture du dernier puits : 2070

Novyavik est le deuxième pays dans lequel Apex s’est implanté pour le pétrole. Cette implantation est due à l’appel d’offre lancé par le pays, appel d’offre remporté par Apex. Comme mentionné plus haut, à la différence de Velsna, ici, Apex ne détient qu’un seul gisement. La production du gisement n’a pas encore débuté, mais elle devrait l’être courant 2016. Une fois en production, le pétrole extrait sera réparti selon l’accord signé, c’est-à-dire 70 % pour Novyavik et 30 % pour Apex.

Le gisement exploité par Apex contient 24 milliards de barils en réserve, dont environ 25 % sont exploitables à l’heure actuelle. Ce pétrole est caractérisé par sa densité élevée, en effet, son degré API est de 14. Cette densité élevée rend l’exploitation difficile, cependant, cela est compensé par une excellente porosité dans le réservoir, facilitant ainsi la migration du pétrole à l’intérieur, ce qui est rare pour du pétrole lourd.

C’est cela qui fait que, bien qu’étant du pétrole lourd, son taux de récupération est plus élevé que celui des gisements velsniens. Pour être exploité efficacement, ce pétrole nécessite dès le début de son exploitation des moyens de récupération assistée. La méthode privilégiée par Apex est l’injection massive de vapeur d’eau à haute température. Au vu de l’immense quantité de vapeur nécessaire pour atteindre les objectifs de production, les plateformes exploitant le gisement sont équipées de réacteurs nucléaires haute température made in Drovolski.

• Découverte : 2014
• Mise en production : 2016
• Profondeur d’eau moyenne du gisement : 400 m
• Profondeur moyenne du gisement : 6000 m
• Type : Conventionnel offshore
• Densité du pétrole : Pétrole lourd
• Réserve en place : 15 milliards de barils
• Taux de récupération actuelle : 20 %
• Réserve récupérable actuelle : 3 milliards de barils
• Réserve déjà produite : 0 millions de barils
• Réserve extractible restante : 3 milliards de barils
• Taux de récupération finale espéré : 48 %
• Réserve récupérable finale espéré : 7,2 milliards de barils
• Production journalière maximale espéré : 520 802 barils par jour
• Temps durant lequel cette production devrait être maintenue : un an en 2057
• Nombre de plateforme offshore en activité : 2
• Nombre de puits en activité : 0
• Nombre de puits maximum en activité espéré : 250
• Production moyenne par puits en activité : 0 barils par jour
• Production actuelle : 0 baril par jour
• Fermeture du dernier puits : 2079

Dernier pays en date dans lequel Apex s’est implanté, la Yukanaslavie est dans la même situation que Novyavik, c’est-à-dire que l’entreprise n’y exploite qu’un seul gisement. Ce gisement a été obtenu dans les mêmes conditions que celui du pays slave grâce à un appel d’offre. Les termes du contrat signé sont les suivants : 70 % de la production pour la Yukanaslavie et 30 % pour l’entreprise.

Ce gisement est très similaire à celui exploité par l’entreprise en mer Slave. La quantité de pétrole en place s’élève à 15 milliards de barils, dont environ 20 % sont récupérables, soit 3 milliards de barils. Les similitudes entre les deux gisements se retrouvent également au niveau de la qualité du pétrole. En effet, le pétrole de ce gisement possède lui aussi une grande densité, son degré API étant légèrement supérieur à celui du gisement novais, s’établissant à 15.

De même, la porosité du réservoir est très bonne pour un gisement de pétrole lourd, bien que légèrement inférieure à celle du gisement novais. Cela permet d’obtenir un taux de récupération initial de 20 %. Étant donné que son pétrole est lourd, il est également nécessaire de procéder à des méthodes de récupération assistée. Ainsi, deux plateformes équipées du même réacteur nucléaire auront pour tâche d’injecter des centaines de tonnes de vapeur chaque heure pour fluidifier le pétrole.

À terme, et d’après les estimations les plus précises dont nous disposons, nous pensons pouvoir faire grimper le taux de récupération à 48 %, soit 7,2 milliards de barils récupérables.




Pôles de raffinageRaffinerie de Weindorf



Pôles de transport, stockage et exportation



Émissions de CO2
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Pole Production :


Pole Raffinage :



Solution pour l’avenir :






Chiffre d’affaire


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Secteur du brut :


Secteur du raffinage :




Dépense

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Bénéfice
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Gaz (un jour)

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Électricité (chiffre de 2016)

Pôles de production
Le pôle électricité est le plus vieux pôle d’Apex Energy à l’international, en effet, celui-ci voit le jour en milieu d’année 2012. À cette époque, le duché de Sylva voulait relancer son secteur nucléaire vieillissant, ce à quoi nous leur avons envoyé une missive afin de proposer nos services. Après une rencontre, le contrat était acté. En plus de construire 4 réacteurs nucléaires raskenois de dernière génération de 1600 MW chacun, Apex se chargerait également des déchets en les entreposant dans son site à Rasken. Vient ensuite le contrat avec la Grande République de Velsna, qui signa en même temps un accord sur le pétrole et sur la construction de réacteurs nucléaires, mais aussi de barrages hydroélectriques. Le dernier contrat en date est celui signé avec l’Estado de Guadaires, portant sur la construction de 8 réacteurs nucléaires de 1600 MW à eau pressurisée raskenois, qui pourra évoluer par la suite avec plus de réacteurs. Actuellement, Apex ne produit pas un seul électron en dehors du territoire national, cependant, avec l’achèvement l’année prochaine des deux premiers réacteurs nucléaires sylvois.



Détaille de la production Sylvoise

• Première centrale construite : 2012
• Première mise en service prévu: 2017
• Dernière mise en service prévu: 2018
• Nombre de réacteur prévu : 4
• Puissance unitaire : 1600MW
• Technologie utilisé : Réacteur à eux pressurisé de dernière génération
• Puissance électrique installé prévu: 6400MW
• Rendement des centrales : 36 %
• Facteur de charge moyen : 80 %
• Énergie produite prévu : 44,85 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Non

Les réacteurs nucléaires d’Apex au sein du duché de Sylva sont au nombre de quatre. Ils ont vu le jour dans le cadre d’une volonté du duché de relancer sa filière nucléaire, ce à quoi Apex avait répondu. Le calendrier de construction et de déploiement est identique à celui des Velsniens, c’est-à-dire mise en service en 2017 et 2018. La technologie utilisée est également celle des réacteurs à eau pressurisée (REP) et devrait produire la même quantité d’énergie, soit 44,85 TWh, apportant une production significative au pays.
Détaille de la production Velsnienne

• Première centrale construite : 2012
• Première mise en service prévu: 2017
• Dernière mise en service prévu: 2018
• Nombre de réacteur prévu : 4
• Puissance unitaire : 1600MW
• Technologie utilisé : Réacteur à eux pressurisé de dernière génération
• Puissance électrique installé prévu: 6400MW
• Rendement des centrales : 36 %
• Facteur de charge moyen : 80 %
• Énergie produite prévu : 44,85 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Non

Les quatre réacteurs nucléaires d’Apex au sein de la Grande République de Velsna sont rassemblés au sein d’une seule centrale à 40 km à l’est de la ville de Munda, sur le delta de la Léandra. La construction de la première paire de réacteurs débuta en 2012 et la deuxième suivit l’année d’après. Les prévisions de déploiement actuelles tablent sur une durée de construction totale de 5 ans et sur la mise en service des deux premiers réacteurs d’ici 2017, et des deux autres tranches l’année d’après. La technologie utilisée est celle des réacteurs à eau pressurisée (REP) de dernière génération, ayant une puissance unitaire de 1600 MW. L’objectif étant, à terme, de produire 44,85 TWh chaque année.



[list]
• Première centrale construite : 2015
• Première mise en service prévu: 2020
• Dernière mise en service prévu: 2021
• Nombre de barage prévu : 2
• Puissance unitaire : 1000MW
• Technologie utilisé : Barrage au fil de l’eau (turbine Kaplan)
• Puissance électrique installé prévu: 2000MW
• Rendement des centrales : 90%
• Facteur de charge moyen : 60 %
• Énergie produite prévu : 10,5 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Non

Les barrages d’Apex au sein de la Grande République de Velsna sont représentés par deux unités de production de 1000 MW le long de l’Arna, entre la chaîne de montagnes Zagros et la ville d’Hyppo Reggia. La construction de la première unité a débuté à la mi-2015 et, cette année, la construction de la deuxième unité a démarré. L’objectif étant de construire ces deux barrages en 5 ans, soit une mise en service de la première tranche en 2020 suivie de la deuxième l’année d’après. Ces deux barrages sont des barrages dits au fil de l’eau, c’est-à-dire qu’ils profitent d’une différence de hauteur entre l’amont et l’aval du barrage plutôt faible et comptent plus sur le débit du fleuve. Cette caractéristique fait que leur facteur de charge est plus faible qu’un barrage avec retenue d’eau, car ils sont dépendants du débit du fleuve. À terme, ces deux barrages devraient produire environ 10,5 TWh d’électricité chaque année. Cependant, au même titre que le nucléaire, cette capacité ne devrait plus augmenter par la suite au vu de la faible consommation du pays.
Détaille de la production Guadamos

• Première centrale construite : 2016
• Première mise en service prévu: 2021
• Dernière mise en service prévu: 2024
• Nombre de réacteur prévu : 8
• Puissance unitaire : 1600MW
• Technologie utilisé : Réacteur à eux pressurisé de dernière génération
• Puissance électrique installé prévu: 12 800MW
• Rendement des centrales : 36 %
• Facteur de charge moyen : 80 %
• Énergie produite prévu : 89,7 TWH
• Fermeture de centrale prévue : Non

Les réacteurs nucléaires Guadamos seront au nombre de 8, du moins dans un premier temps. Ces 8 tranches seront réparties au sein de la même centrale, faisant d’elle la plus puissante de l’entreprise, atteignant 12 800 MW. La construction de ces 8 réacteurs intervient dans le cadre d’une demande du pays afin de réduire le prix du pétrole pour ses achats, afin d’endiguer la crise énergétique que traverse le pays. Afin de compenser la perte de chiffre d’affaires due à l’abaissement du coût du baril à destination de Guadaires, nous leur avons demandé s’il était possible de s’installer durablement dans le pays en construisant des moyens de production électrique. À terme, si le gouvernement Guadamos le permet, d’autres réacteurs devraient voir le jour, mais pour l’instant, leur nombre est de 8 et ils seront construits par paires. La construction de la première paire commencera vers avril 2016 et se terminera 5 ans plus tard avec la mise en service en 2021. Quant à elle, la dernière paire de réacteurs devrait être mise en service en 2024. Avec 8 réacteurs, la centrale devrait produire un maximum de 89,7 TWh chaque année, couvrant les besoins en électricité d’une bonne partie du pays, pays qui, avec plus de 80 millions d’habitants, a une consommation très importante.


Pôles de transport, stockage et d’exportation

Émissions de CO2
Au moment où cet article est écrit, aucune centrale n’est en fonctionnement, les émissions sont donc de zéro. Cependant, même après la mise en service de toutes les centrales, les émissions de CO2 seront toujours de zéro ou presque. En effet, les centrales nucléaires ne génèrent aucune émission de gaz à effet de serre. Pour l’hydroélectrique, c’est particulier. En effet, un barrage ne génère pas d’émissions de CO2 lors de son fonctionnement, quelle que soit sa technologie. Cependant, les barrages qui inondent des zones vont faire se décomposer de la biomasse, ce qui peut générer du méthane ou du CO2. Cependant, les deux barrages velsniens sont des barrages dits au fil de l’eau : ils ne créent pas de réservoirs et donc n’inondent pas de zones, la décomposition de matière organique est donc très limitée. En moyenne, autour de 2 g de CO2 sont émis à chaque kWh d’électricité produite, ce qui représenterait, dans le cas de Velsna, 0,01 million de tonnes de CO2.



Chiffre d’affaire
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Dépense
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Bénéfice
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Bilan internationale et bilan totale (un jour)

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