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Le premier projet pilote de gazéification souterraine du charbon (UCG) en Inde a été réalisé dans le bloc minier Vastan, Surat, Gujarat par ONGC (Oil & Natural Gas Corporation Limited) en collaboration avec Gujarat Industries Power Company Ltd (GIPCL) en 2010. ONGC a repris le site du bloc de la mine Vastan appartenant à GIPCL à Nani naroli, district de Surat, Gujarat en tant que projet pilote de R&D pour établir la technologie UCG en collaboration avec le Centre national de recherche minière-Skochinsky Institute of Mining (NMRC-SIM), Russie. L'accord de collaboration (AOC) pour coopérer dans les services, les opérations, le développement et la recherche liés à UCG en Inde avec ONGC a été prolongé jusqu'en mars 2020. Un certain nombre de sites ont été identifiés conjointement par ONGC et Neyveli Lignite Corporation Limited (NLC) pour étudier leur adéquation à l'UCG. Ce sont Tadkeshwar au Gujarat et Hodu-Sindhari & East Kurla au Rajasthan. Un autre site a été identifié conjointement par ONGC et GMDC (Gujarat Mineral Development Corporation Limited) à Surkha dans le district de Bhavnagar, Gujarat. Les données de tous les champs ont été analysées pour évaluer l'adéquation de ces sites à l'UCG. Tous les sites ont été jugés propices à l'exploration UCG. Les progrès sur les projets UCG ont été lents, mais pourraient-ils devenir une option pour décarboner le charbon en Inde ?

La gazéification souterraine du charbon (UCG) est la combustion partielle in situ du filon de charbon pour produire du gaz utilisable par les mêmes réactions chimiques qui se produisent dans les gazogènes de surface. Ceci est réalisé en injectant de la vapeur et de l'air (ou de l'oxygène) dans le filon de charbon qui est ensuite enflammé pour initier la gazéification. Typiquement, des températures supérieures à 1000°C sont nécessaires pour que la gazéification se déroule. Les produits et sous-produits de la gazéification varient selon la nature du charbon, la température, la pression et aussi selon que l'on utilise de l'air ou de l'oxygène. Les gaz produits (gaz de synthèse ou gaz de synthèse) sont principalement constitués de monoxyde de carbone (CO), de dioxyde de carbone (CO2), d'hydrogène (H2), de méthane (CH4) et, dans une moindre mesure, de sulfure d'hydrogène (H2S) et de certains produits de pyrolyse de poids moléculaire plus élevé. . Quelle que soit son utilisation, le gaz de synthèse doit être nettoyé à l'aide de technologies disponibles dans le commerce pour éliminer les impuretés telles que les particules, le goudron et les composés soufrés tels que le H2S et le sulfure de carbonyle (COS) pour le rendre utilisable.

Électricité

Le gaz de synthèse chaud d'UCG peut être utilisé pour fabriquer de la vapeur pour entraîner une turbine à vapeur qui génère de l'électricité ou il peut être brûlé pour produire de la vapeur pour entraîner une turbine électrique. Le gaz de synthèse peut également être directement introduit dans une pile à combustible qui peut tolérer le CO pour générer de l'électricité basse tension qui peut être augmentée et injectée dans le réseau.

Matière première chimique

Le gaz de synthèse peut être utilisé comme matière première chimique (après que son rapport H2/CO est convenablement équilibré) pour produire du méthanol, de l'hydrogène, de l'ammoniac et d'autres produits chimiques à l'aide du procédé Fischer-Tropsch. L'Institut central de recherche sur les mines et les carburants (CIMFR), en Inde, a identifié le méthanol et le gaz de pétrole liquide (GPL) comme des produits potentiels du gaz produit à partir des opérations de l'UCG. Le CIMFR produit 5 litres de gaz de synthèse par jour à partir de son projet pilote UCG et convertit 1,5 tonne de charbon en méthanol dans son redresseur de méthanol.

Production d'hydrogène

Un argument plus solide en faveur de l'UCG réside dans le fait que le charbon est la source évidente d'hydrogène, qui est potentiellement un important vecteur énergétique proche de zéro carbone de l'avenir. UCG en tant que générateur d'hydrogène couplé à une pile à combustible à oxyde solide (SOFC) pour générer directement de l'énergie électrique a été étudié par des experts indiens. L'intégration avec la SOFC offre deux avantages spécifiques : (1) L'échappement d'anode de la SOFC qui a une température de fonctionnement élevée peut être utilisé pour produire la vapeur nécessaire au fonctionnement de l'UCG ainsi que pour le reformage du gaz de synthèse pour la SOFC (2) La SOFC peut servent également d'absorbeur sélectif d'oxygène de l'air pour un système efficace de production d'énergie électrique neutre en carbone à partir de charbon souterrain. L'analyse thermodynamique du système intégré montre une amélioration considérable de l'efficacité thermique nette par rapport à celle d'une centrale à cycle combiné classique.

Seule une petite fraction du charbon indien est extraite sous terre, la majeure partie du reste étant extraite par extraction à ciel ouvert. De grandes réserves de charbon sont disponibles à des profondeurs supérieures à 300 mètres qui sont moins adaptées aux technologies minières conventionnelles. Cela limite les ressources de charbon disponibles malgré d'importantes réserves de papier. Le charbon indien était considéré comme «inexploitable» parce qu'il se trouvait sous des terres forestières vierges, trop profondes, de faible qualité ou dans des veines étroites pouvant être gazéifiées, augmentant ainsi considérablement la disponibilité des ressources en charbon. L'Inde possède également d'importants gisements de lignite difficile à exploiter économiquement en raison de sa faible teneur en énergie. Selon des estimations faites en 2006, environ 66% du charbon indien de faible qualité à une profondeur intermédiaire pourrait être gazéifié sous terre pour produire du gaz naturel synthétique, du méthanol, de l'essence, du diesel, de l'hydrogène et également utilisé comme matière première pour la production d'engrais.

La teneur élevée en cendres du charbon indien présente un défi opérationnel dans l'utilisation du charbon extrait dans le pays dans les équipements de surface tels que les gazogènes et les chaudières. UCG a un potentiel unique dans la récupération de la valeur calorifique du charbon à haute teneur en cendres. Aucun charbon ne serait transporté à la surface, ce qui réduirait également les coûts et l'empreinte de pollution locale associés au transport du charbon par rail (ou camions) ; cela réduirait également la pollution associée au stockage du charbon. Comme l'extraction de charbon conventionnelle est éliminée avec l'UCG, les coûts d'exploitation et les dommages de surface sont réduits et la sécurité de la mine est augmentée car les accidents tels que l'effondrement de la mine et l'asphyxie sont éliminés. Aucun système de gazéification de surface n'est nécessaire pour l'UCG et, par conséquent, les coûts d'investissement seraient inférieurs. Plus important encore, l'UCG avec séparation et réinjection du CO2 dans le sous-sol peut dissocier la demande croissante d'électricité de l'augmentation des émissions de gaz à effet de serre (GES). L'intérêt croissant pour l'hydrogène en tant que vecteur énergétique zéro carbone justifie également de revisiter l'option UCG.

La capture, l'utilisation et le stockage du carbone (CCUS) sont devenus un élément technologique clé pour réduire les gaz à effet de serre (GES), principalement le CO2, par séquestration géologique, comme l'observe le rapport du Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC). Le stockage géologique du carbone (GCS) est similaire au CCUS. Le stockage du CO2 dans l'espace vide créé par le procédé UCG dans la zone du réacteur présente un certain nombre d'avantages : (1) L'UCG crée une cavité assez grande (de l'ordre de 5 à 8 mètres (m) de diamètre) entre les puits. Un seul brûlage avec des puits espacés de 300 m créerait un vide de 6 000 à 15 000 mètres cubes pouvant stocker environ 8 000 tonnes de CO2 (2) Des puits de production et d'injection sont disponibles pour la livraison de CO2 et le colmatage et l'abandon appropriés. Cela réduira considérablement le coût du CCUS car les puits représentent 40 à 60 % des coûts du CCUS (3) La réponse physique du charbon au CO2 peut améliorer la séquestration. Lorsque l'oxygène est utilisé pour la gazéification, les réacteurs de conversion eau-gaz (réaction du CO avec de la vapeur pour produire du CO2 et du H2) convertissent presque tout le CO en CO2 dont le CO2 peut être facilement éliminé par un certain nombre de technologies disponibles. Le CO2 peut être stocké dans des aquifères salins profonds, des gisements de gaz épuisés, des gisements de pétrole actifs et des filons de charbon épuisés et non exploitables, qui se trouvent tous fréquemment à proximité des filons de charbon choisis pour l'UCG, ce qui fait du package UCG-CCUS une option intéressante pour la gestion du carbone. Comme le charbon gonfle et se plastifie en présence de CO2, les fractures et la porosité peuvent se fermer rapidement, ce qui immobilisera et atténuera les fuites potentielles de CO2.

Le vide créé par l'UCG peut provoquer des déformations importantes à la fois dans le charbon restant et dans les roches environnantes. Le chauffage, la trempe, le flux d'eau et l'effondrement potentiel du toit et des murs peuvent sérieusement compromettre l'intégrité de la cavité. Ceux-ci sont difficiles à prévoir. En général, les côtés de la cavité se déplacent vers l'intérieur, le sol vers le haut et le toit vers le bas (affaissement). L'ampleur et la forme de l'affaissement dépendent de nombreux facteurs, notamment la profondeur du filon (épaisseur et mort-terrain), la rigidité effective de la roche et la limite d'élasticité. Les prévisions peuvent être inexactes car de nombreuses roches présentent un comportement contrainte-déformation non linéaire.

Les opérations UCG ne peuvent pas être contrôlées dans la même mesure que les gazogènes de surface, ce qui présente un risque en raison de la température et de la pression élevées dans la cavité. Une partie du charbon de l'UCG peut avoir des caractéristiques géologiques ou hydrologiques qui augmentent les risques environnementaux à des niveaux inacceptables. La zone de réaction plus large de l'UCG à grande échelle peut créer une vaste zone de dépression des eaux souterraines créant un écoulement dans plutôt que loin de la zone de combustion. Étant donné que l'UCG est un processus à haute température et haute pression, la production et le transport de composés organiques toxiques à partir de la cavité de combustion seront une conséquence, quel que soit le type de charbon gazéifié. Les sites UCG plus profonds doivent utiliser une pression et une température plus élevées pour maintenir la zone de combustion, ce qui augmente le risque d'écoulement vers les eaux souterraines régionales. L'utilisation du site UCG pour le CCUS peut augmenter la mobilité de nombreux contaminants car les matières organiques sont généralement très solubles dans le CO2 et les métaux sont mobilisés dans des conditions aqueuses acides. En maintenant la direction de l'écoulement des eaux souterraines dans la cavité plutôt qu'à l'opposé de celle-ci, la mobilité des contaminants solubles pourrait être considérablement réduite.

L'économie des centrales électriques basées sur UCG n'est pas facilement disponible car il n'y a pas de centrales électriques UCG en activité dans le monde occidental et les estimations de coûts sont difficiles à obtenir pour les centrales qui fonctionnent en Chine et en Russie. En général, une centrale électrique basée sur l'UCG est très similaire à une centrale électrique à cycle combiné à gazéification intégrée (IGCC) moins le gazogène de surface. L'usine UCG a également besoin d'un équipement de nettoyage des gaz beaucoup plus petit car la teneur en goudron et en cendres du gaz de synthèse à base d'UCG est nettement inférieure à celle obtenue à partir d'un gazéifieur de surface. Ces facteurs confèrent aux centrales électriques à base d'UCG un avantage économique significatif par rapport aux centrales IGCC et aux centrales à charbon pulvérisé supercritique (SCPC). Les estimations évaluent le coût d'une centrale électrique UCG à environ la moitié de celui d'une centrale SCPC et IGCC et le coût de l'électricité produite à l'aide d'une centrale UCG à environ un quart de celui d'une centrale IGCC ou SCPC.

L'économie de l'UCG comporte des incertitudes majeures qui devraient persister. L'UCG est un processus à l'état intrinsèquement "instable" et le débit et la valeur calorifique du gaz produit varient dans le temps. Toute usine en exploitation doit tenir compte de ce facteur. De nombreuses variables de processus importantes telles que le taux d'afflux d'eau, la distribution des réactifs dans la zone de gazéification et le taux de croissance de la cavité ne peuvent être estimées qu'à partir de mesures de la température et de la qualité et de la quantité du gaz produit. Les changements dans la quantité et la qualité du gaz produit auront un impact significatif sur l'économie du projet. D'autre part, les dépenses en capital des projets UCG peuvent être sensiblement inférieures à celles des gazogènes de surface équivalents car l'achat d'un gazogène n'est pas nécessaire. Les dépenses d'exploitation liées à l'extraction du charbon, au transport du charbon et à la gestion des cendres sont également considérablement réduites à UCG. Même pour les projets dotés d'importantes installations de surveillance et de sécurité environnementales, les usines UCG ont conservé leurs avantages économiques.

Dans l'ensemble, UCG présente des avantages stratégiques tels que l'utilisation d'une ressource nationale qui contribuera à la sécurité énergétique, la compétitivité des coûts par rapport aux technologies propres alternatives et la faible demande sur les ressources foncières rares en Inde. Cependant, il comporte également d'énormes risques environnementaux et géologiques. Pour faire le bon choix pour l'Inde, une analyse minutieuse des coûts et des avantages de l'UCG par le biais de projets pilotes détaillés sera nécessaire.

Selon le principal importateur de gaz du pays, le gaz naturel liquéfié (GNL) de l'Inde, les importations devraient se redresser à mesure que les prix mondiaux baissent. Les prix au comptant du GNL en Asie ont chuté en raison du temps doux en Europe et des stocks abondants, passant d'une moyenne de 30 à 35 $ US par million d'unités thermiques britanniques métriques (mmBtu) au cours du trimestre de décembre à environ 17 $ US/mmBtu. L'Inde veut porter la part du gaz dans son mix énergétique à 15% d'ici 2030 contre 6,2% actuellement. Cependant, une flambée des prix mondiaux du gaz l'année dernière, déclenchée par le conflit russo-ukrainien, a réduit la demande de carburant plus propre des clients indiens sensibles aux prix. Les importations de gaz de l'Inde en octobre et novembre ont diminué d'environ un cinquième à environ 1,8 million de tonnes (MT) par rapport au pic de 2,2 MT de cet exercice en mai, selon les données du gouvernement. En raison de la faible demande locale, Petronet a exploité son terminal GNL Dahej de 17,5 MT par an sur la côte ouest à une capacité de 68 % au cours du trimestre de décembre. L'utilisation de la capacité s'est améliorée à 81 % et devrait encore augmenter à mesure que les prix mondiaux baissent. Petronet fournit du gaz, principalement acheté dans le cadre d'accords à long terme avec le Qatar et l'Australie, à des sociétés énergétiques indiennes pour le vendre aux utilisateurs finaux. Ces sociétés ont également réservé des capacités à Dahej pour importer directement du gaz. Au cours du trimestre précédent, Petronet a imposé une amende de 8,5 milliards INR (104,80 millions USD) aux entreprises indiennes pour ne pas avoir pris les volumes de gaz engagés de son installation d'importation de Dahej.

Adani Total Private Ltd s'attend à recevoir 2,2 MT de GNL à son terminal de Dhamra, sur la côte est de l'Inde, au cours de l'année se terminant en mars 2024. Adani Total a conclu un contrat d'achat ferme de 20 ans pour fournir des services de regazéification à l'entreprise publique Indian Oil. Corp pour 3 MT de GNL par an au terminal de Dhamra. GAIL (India) Ltd a un accord similaire de 1,5 MT par an. Adani Total - dans laquelle la grande société pétrolière et gazière française TotalEnergies détient une participation de 50% - a déclaré qu'il était toujours en discussion sur la quantité de gaz qu'il fournirait à Indian Oil et à GAIL, ajoutant qu'une décision finale n'avait pas encore été prise. Les importations indiennes de GNL ont chuté pour la deuxième année consécutive en 2022, principalement en raison de la baisse des importations par les services publics, le pays ayant augmenté la production d'électricité au charbon au détriment du gaz naturel.

Petronet LNG, le premier importateur de gaz de l'Inde, cherchera jusqu'à 1 million de tonnes par an (mtpa) d'approvisionnements supplémentaires en GNL lorsqu'il renouvellera son accord à long terme avec le Qatar. Petronet, qui achète actuellement du GNL au Qatar à 16 dollars par mmBtu, a jusqu'à la fin de cette année pour renouveler son accord. Les importations indiennes de GNL ont chuté pour la deuxième année consécutive en 2022, principalement en raison de la baisse des importations par les services publics, le pays ayant augmenté la production d'électricité au charbon au détriment du gaz naturel. La nation avide d'énergie s'attend à une pénétration plus profonde de la distribution de gaz de ville pour stimuler la demande de GNL dans les années à venir. Petronet, qui achète actuellement 1,42 mtpa de GNL au projet Gorgon d'Exxon Mobil Corp en Australie, recevra 0,6 mtpa supplémentaire dans le cadre de l'accord à partir de 2025-26.

Indian Oil Corporation (IOC) a demandé aux sociétés de distribution de GNC du Gujarat d'interrompre l'approvisionnement en GNC (gaz naturel comprimé) de 35 pompes à essence dont la vente mensuelle d'essence et de diesel est inférieure à 100 000 litres. IOC a demandé aux concessionnaires de fournir une garantie bancaire pour la vente de GNC. Au vu du développement, la Fédération de l'association des concessionnaires pétroliers du Gujarat (FGPDA) a menacé de cesser de vendre du GNC à 600 pompes à travers le Gujarat à partir de la mi-février. Les pompes à essence vendent du GNC dans l'État dans le cadre de liens entre des sociétés de commercialisation de pétrole comme IOC, HPCL et BPCL et des sociétés de distribution de gaz comme Sabarmati Gas, Gujarat Gas et Adani Gas. Selon la FGPDA, IOC a envoyé une lettre à ces sociétés de distribution de gaz leur demandant d'interrompre l'approvisionnement en GNC de 35 pompes, sans en informer les concessionnaires. La plupart de ces 35 pompes se trouvent dans des zones reculées et rurales où l'approvisionnement en GNC est essentiel. Selon la FGPDA, la vente d'essence-diesel n'a rien à voir avec la vente de GNC et ces pompes vendent du GNC depuis 8 à 10 ans. Selon les concessionnaires, ils paient à la société de distribution de GNC le lendemain et il n'y a pas eu de problème d'encours.

Le gouvernement mettant davantage l'accent sur la production de gaz à partir de gisements difficiles, les experts prédisent que la distribution de gaz dans les villes pourrait s'améliorer à un coût relativement inférieur. L'expansion des réseaux CGD dans 407 districts a le potentiel de rendre le gaz accessible à plus de 70 % de la population. Ces réseaux de distribution permettront d'approvisionner les ménages, les entreprises et d'autres installations industrielles et commerciales en combustible de cuisson plus propre, ainsi qu'en combustible pour le transport. Selon un rapport, le gouvernement accordera la priorité au gaz provenant de gisements difficiles pour les ménages de GNC et de gaz naturel canalisé (PNG), si les prix des offres sont comparables. Cette approche présente également l'avantage supplémentaire de réduire les marges commerciales sur la revente de gaz dans les champs difficiles. Donner la priorité aux CGD leur permettrait de remplacer le gaz spot coûteux par du gaz domestique moins cher.

Près de 80 % des travaux sur le tout premier gazoduc du pays longeant une autoroute express reliant Mumbai à Nagpur ont été achevés. L'entreprise du secteur public GAIL (India) Ltd construit le pipeline le long du Samruddhi Mahamarg. Le pipeline actuel relierait finalement Mumbai à Jharsuguda à Odisha, avec Nagpur entre les deux. GAIL a récemment obtenu le feu vert pour poser également le pipeline de Nagpur à Jharsuguda. On a appris de sources que le projet a démarré en août 2021, et sur plus de 680 km à parcourir depuis Mumbai, le pipeline a déjà été posé sur 530 km. Haryana City Gas, qui a décroché le contrat d'approvisionnement de Nagpur, est en pourparlers avec GAIL pour sécuriser l'approvisionnement en gaz. On apprend qu'il a initié le processus pour obtenir les approbations pour la pose de son réseau dans la ville également.

Reliance Industries Ltd RIL et son partenaire BP plc ont suspendu une vente aux enchères prévue pour la vente de gaz naturel de leur bloc KG-D6 au large de l'est après que le gouvernement a modifié les règles de commercialisation pour plafonner les marges. Dans un avis, RIL et son partenaire BP Exploration (Alpha) Ltd (BPEAL) ont déclaré que l'enchère avait été suspendue indéfiniment. L'appel d'offres électronique pour la vente de 6 millions de mètres cubes standard par jour (mscmd) de gaz était initialement prévu pour le 18 janvier, mais a ensuite été repoussé d'abord au 19 janvier, puis au 24 janvier. Le 13 janvier, le ministère du Pétrole et du Gaz naturel a publié de nouvelles règles pour la vente et la revente de gaz produit à partir de découvertes en haute mer, en eau ultra-profonde et dans les zones haute pression-haute température avec liberté de commercialisation et de tarification. Alors que les consommateurs finaux étaient autorisés à revendre tout gaz non consommé, les commerçants participant à l'enchère étaient autorisés à revendre sous réserve d'une marge commerciale maximale de 200 INR par millier de mètres cubes. Lors de l'enchère lancée par RIL-BP le 29 décembre 2022, le gaz était destiné à être vendu à des consommateurs finaux qui n'étaient pas autorisés à revendre le gaz non consommé. RIL a jusqu'à présent fait 19 découvertes de gaz dans le bloc KG-D6. Parmi ceux-ci, D-1 et D-3 - le plus grand du lot - ont été mis en production en avril 2009, et MA, le seul champ pétrolifère du bloc, a été mis en production en septembre 2008. Alors que le champ MA a cessé de produire en Septembre 2018, la production de D-1 et D-3 a cessé en février 2020. Depuis lors, RIL-BP investit 5 milliards de dollars US dans la mise en production de trois projets de gaz en eaux profondes dans le bloc KG-D6 - R-Cluster, Satellites Cluster et MJ - qui, ensemble, devraient répondre à environ 15% de la demande de gaz de l'Inde d'ici 2023.

La société énergétique italienne Eni et la National Oil Corporation (NOC) libyenne ont signé un accord de production de gaz de 8 milliards de dollars visant à stimuler l'approvisionnement énergétique de l'Europe malgré l'insécurité et le chaos politique dans ce pays d'Afrique du Nord. L'accord, signé lors d'une visite à Tripoli du Premier ministre italien (PM) Giorgia Meloni, vise à augmenter la production de gaz pour le marché intérieur libyen ainsi que les exportations, grâce au développement de deux champs gaziers offshore. La sortie commencera en 2026 et atteindra un plateau de 750 millions de pieds cubes par jour.

Le plafond des prix du gaz de l'Union européenne (UE), qui sera lancé le mois prochain, pourrait avoir un impact sur la stabilité financière et potentiellement réduire la liquidité sur les marchés européens du gaz négocié en bourse, ont déclaré les régulateurs des marchés financiers et énergétiques du bloc. Les pays de l'UE ont convenu en décembre d'un plafond des prix du gaz qui, à partir du 15 février, entrera en vigueur si les prix de référence du centre de transfert de titres (TTF) augmentent - une politique longuement débattue conçue pour éviter les prix record auxquels l'Europe a été confrontée l'année dernière après que la Russie a réduit ses livraisons de gaz. L'Autorité européenne des marchés financiers (ESMA) a déclaré que si les prix du gaz se rapprochent du niveau qui déclencherait le plafond, les acteurs du marché sont susceptibles de modifier leur comportement pour éviter de le déclencher ou de s'y préparer.

Le Portugal et l'Espagne vont officiellement demander à la Commission européenne de prolonger le plafond temporaire ibérique sur les prix du gaz naturel et du charbon utilisés par les centrales électriques, a déclaré le ministre portugais de l'Environnement Duarte Cordeiro. La ministre espagnole de l'Énergie, Teresa Ribera, a déclaré que l'Espagne chercherait à prolonger le mécanisme jusqu'à au moins la fin de 2024. Le Portugal n'applique le mécanisme qu'aux prix du gaz car il ne possède plus de centrales électriques au charbon.

La Commission européenne souhaite que les pays de l'UE commencent à acheter conjointement du gaz "bien avant l'été", a déclaré le vice-président de la Commission européenne Maros Sefcovic, une tentative pour aider les pays à remplir leur stockage et à éviter une pénurie d'approvisionnement l'hiver prochain. Suite à une première réunion des représentants des pays de l'UE pour coordonner les achats prévus, Sefcovic a déclaré qu'il avait exhorté les États membres à s'engager rapidement avec les acteurs du marché dans leurs pays pour estimer les volumes de gaz qu'ils achèteront conjointement. Sefcovic a demandé à l'industrie de confirmer si elle souhaitait rejoindre le programme européen d'achat conjoint de gaz, ce qui, selon la Commission, aidera l'Europe à remplir les cavernes de stockage épuisées et à négocier des prix plus bas en utilisant le pouvoir d'achat collectif des pays. La Commission vise à publier la quantité de gaz que les pays européens envisagent d'acheter conjointement au début du printemps, pour attirer les offres des fournisseurs. Les pays de l'UE doivent s'assurer que leurs entreprises locales participent à l'agrégation de la demande de gaz avec des volumes équivalents à 15 % du gaz nécessaire pour remplir les installations de stockage de ce pays à 90 % de leur capacité. À l'échelle de l'UE, l'exigence de 15% s'élève à environ 13,5 milliards de mètres cubes (bcm) de gaz – une petite partie des importations totales de gaz du bloc, qui s'élevaient à 338 bcm en 2021, selon les données d'Eurostat.

L'Allemagne peut raisonnablement espérer remplir ses installations de stockage de gaz à des prix favorables pour l'hiver prochain, a déclaré le ministre de l'Economie Robert Habeck, mais a averti que la crise énergétique dans la plus grande économie d'Europe n'était pas encore terminée. Habeck a déclaré que le pays disposait de l'infrastructure nécessaire pour importer 14 milliards de mètres cubes (bcm) par an après avoir construit trois terminaux flottants de gaz liquéfié depuis l'année dernière. Mais 30 milliards de m3 étaient encore nécessaires pour compenser les 55 milliards de m3 qui étaient pompés de Russie chaque année via le gazoduc Nord Stream 1, a-t-il déclaré.

Le plus grand opérateur de réseau de gaz d'Europe, Snam, devrait augmenter ses investissements pour stimuler ses activités de transport, de stockage et de GNL au cours des quatre prochaines années, dans le but de renforcer la sécurité énergétique de l'Italie. Le groupe contrôlé par l'État a joué un rôle clé dans le remplissage des stocks de gaz italiens l'année dernière alors que le pays se préparait à l'hiver avec des approvisionnements russes en baisse. Les analystes s'attendent à ce que l'entreprise augmente ses investissements à environ 11 milliards d'euros sur la période 2022-2026 - contre 8,1 milliards dans le plan précédent - en se concentrant sur son cœur de métier tout en réduisant l'accent mis sur l'hydrogène vert. Dans le cadre de ce plan, Snam devrait achever les investissements dans deux terminaux pour le GNL et étendre le stockage de gaz du pays. Avant 2022, lorsque la Russie fournissait près de 40 % de la consommation de gaz de l'Italie, les importations de carburant entraient dans le nord de l'Italie et voyageaient vers le sud.

Le PDG du géant français de l'énergie TotalEnergies, Patrick Pouyanne, devrait se rendre au Mozambique, où un projet gazier de plusieurs milliards de dollars est suspendu depuis une attaque djihadiste en 2021. Le Mozambique a placé de grands espoirs dans les vastes gisements de gaz naturel - les plus grands découverts au sud du Sahara - qui ont été découverts dans la province du nord à majorité musulmane en 2010. Si tous les gisements sont exploités, le Mozambique pourrait devenir l'un des 10 plus grands exportateurs de gaz au monde. , selon les estimations. TotalEnergies a stoppé son projet GNL de 20 milliards de dollars en 2021, après un raid meurtrier sur la ville côtière de Palma. En novembre, la première cargaison d'exportation de GNL de la région a quitté le Mozambique pour l'Europe. Mais le GNL a été produit à Coral Sul, une installation flottante gérée par la société italienne Eni.

Le Nigeria a été victime d'"une campagne de corruption et de tromperie" sur un projet de traitement du gaz qui s'est effondré, ont déclaré ses avocats à la Haute Cour de Londres, alors que l'appel du pays contre une facture de dommages-intérêts de 11 milliards de dollars était en cours. En 2017, un tribunal arbitral de Londres a accordé 6,6 milliards de dollars de dommages-intérêts à Process & Industrial Developments (P&ID), une société peu connue basée aux îles Vierges britanniques, pour le manque à gagner lié à l'échec du projet.

La compagnie pétrolière nationale d'Abu Dhabi (ADNOC) vise une valorisation d'au moins 50 milliards de dollars américains pour son activité gazière qui devrait flotter ce trimestre. Le géant pétrolier d'État a annoncé en novembre qu'il regroupait sa branche de traitement du gaz et sa filiale GNL en une seule entité cotée. La société se concentre davantage sur le marché du gaz alors que l'Europe cherche à remplacer toutes les importations énergétiques russes dès la mi-2024 après des réductions progressives de l'approvisionnement depuis que les sanctions occidentales ont été imposées au pays suite à son invasion de l'Ukraine.

Le projet d'exportation LNG Canada de Shell PLC en Colombie-Britannique prévoit de commencer la construction de sa deuxième phase proposée avec des turbines alimentées au gaz naturel et de passer à l'électricité à mesure que davantage d'énergie renouvelable deviendra disponible, une décision qui signifie que le projet d'expansion générera initialement de fortes émissions de gaz à effet de serre. LNG Canada, dans laquelle la société japonaise Mitsubishi Corp détient une participation de 15 %, devrait être le premier terminal d'exportation de GNL du Canada. La première phase devrait commencer les expéditions vers 2025. Avec l'accélération de la demande mondiale de gaz naturel provenant de sources autres que la Russie après son invasion de l'Ukraine l'an dernier, LNG Canada envisage de construire d'ici 2030 une deuxième phase pour doubler sa capacité annuelle à 28 MT. LNG Canada prévoit de construire initialement la phase 2 avec des turbines alimentées au gaz naturel et de passer aux moteurs électriques à mesure que plus d'énergie devient disponible, en attendant une décision d'investissement finale, a déclaré le PDG Jason Klein. LNG Canada a déjà décrit cette approche comme l'une des options envisagées.

Trinité-et-Tobago prévoit une vente aux enchères ce trimestre de jusqu'à 20 blocs d'exploration de gaz naturel offshore selon de nouvelles conditions fiscales conçues pour augmenter le nombre de soumissionnaires potentiels. La nation des Caraïbes s'est efforcée d'endiguer la baisse de sa production de gaz naturel et de stimuler l'exploration dans ses eaux peu profondes, où presque tout son gaz naturel est produit. Les nouvelles conditions fiscales et un plan de fourniture de données sismiques visent à attirer de nouveaux soumissionnaires. Le ministre de l'Énergie et des industries énergétiques, Stuart Young, a confirmé l'appel d'offres lors d'une cérémonie de clôture d'une vente aux enchères à terre au cours de laquelle il a reçu 16 offres sur 11 blocs.

Le principal exportateur de gaz des États-Unis (États-Unis), Freeport LNG, devrait prolonger jusqu'en février l'arrêt de sept mois de son usine d'exportation de GNL au Texas, en attendant les approbations réglementaires. Représentant 20% des exportations américaines de GNL, la reprise de l'installation est importante pour atténuer la pression sur les approvisionnements mondiaux en GNL, d'autant plus que l'Europe reconstruit son stockage de gaz après que la Russie a réduit ses exportations de gaz suite à l'invasion de l'Ukraine par Moscou. Freeport LNG a déclaré que le calendrier de redémarrage était toujours valable et que la société ciblait toujours la seconde moitié de ce mois pour le redémarrage initial et sûr de son installation de liquéfaction, en attendant les approbations réglementaires.

Le géant russe de l'énergie Gazprom expédiera 25,1 millions de mètres cubes (mcm) de gaz vers l'Europe via l'Ukraine, a-t-il annoncé, réduisant encore ses livraisons à l'Union européenne. Dans le même temps, les données ukrainiennes indiquent une possible reprise partielle des approvisionnements. Les exportations de gaz russe vers l'Europe via des pipelines ont chuté à un creux post-soviétique en 2022, les livraisons à son plus gros client ayant chuté en raison du conflit en Ukraine et d'un sabotage présumé qui a endommagé un important pipeline. Gazprom avait déjà réduit les débits à 32,6 millions de mètres cubes via le point de mesure de Sudzha, en baisse de près de 8 % par rapport aux jours précédents. La société avait expédié du gaz via l'Ukraine entre 35,4 Mcm et 35,5 Mcm du 6 au 16 janvier, après avoir exporté plus de 40 Mcm par jour pendant la majeure partie du second semestre de l'année dernière et les trois premiers jours de 2023. Le transit de gaz de l'État ukrainien La société a déclaré que les nominations de gaz russe, ou les demandes des clients, ont été observées à 35,2 millions de mètres cubes via le point de comptage de Sudzha, signalant une éventuelle reprise partielle des approvisionnements.

Les prix du GNL au comptant asiatique ont baissé pour la septième semaine consécutive, tombant à leur plus bas niveau depuis près d'un an et demi, dans un contexte de stocks importants en Asie du Nord et en Europe. Le prix moyen du GNL pour la livraison en mars en Asie du Nord-Est LNG-AS était de 18,50 $ par mmBtu, selon des sources de l'industrie, ses niveaux les plus bas depuis août 2021. Dans un contexte de baisse des prix au comptant, certaines sociétés énergétiques des marchés émergents asiatiques telles que PTT thaïlandais ainsi que GAIL Ltd et Petronet de l'Inde ont commencé à rechercher des marchandises à livrer de février à avril.

La junte militaire du Myanmar vend le gaz naturel de Rakhine à la Chine et elle en a vendu pour plus de 1,43 milliard de dollars américains en 2022. D'énormes profits pétroliers et gaziers continuent d'affluer et de soutenir la junte militaire du Myanmar depuis sa répression sanglante contre la résistance nationale au coup d'État de février 2021 , des groupes d'opposition et de défense des droits. La junte a exporté et vendu des milliards de gaz naturel de Rakhine à la Chine en 2022. Le gazoduc Myanmar-Chine est sous la responsabilité de South-East Asia Gas Pipeline Company Limited (SEAGP), tandis que le pipeline de pétrole brut est géré par Compagnie d'oléoducs de pétrole brut d'Asie du Sud-Est (SEAOP). Le gazoduc, qui a été construit pour un coût d'environ 1 milliard de dollars, aurait pu distribuer et transporter 12 milliards de m3 de gaz par an. Le gaz naturel produit à partir de l'offshore de Rakhine est acheminé vers l'État chinois du Yunnan par le gazoduc traversant Magway, Mandalay et l'État Shan. Le Myanmar fait partie des pays qui exportent le plus de gaz vers la Chine et est le troisième exportateur de gaz naturel après le Turkménistan et la Russie.

L'Indonésie prévoit d'offrir 10 zones de travail pétrolières et gazières cette année, dont un bloc en mer de Chine méridionale, dans le cadre des efforts visant à stimuler la production d'énergie et à faire de nouvelles découvertes, a déclaré le ministère de l'Énergie. En 2022, l'Indonésie a mis aux enchères 13 gisements de pétrole et de gaz et nommé des sous-traitants pour six d'entre eux. Le pays vise à atteindre l'extraction de pétrole brut de 1 million de barils par jour (bpj) et l'extraction de gaz de 12 000 millions de pieds cubes standard par jour (mmscfd) d'ici 2030. L'année dernière, il a raté son objectif d'extraction de pétrole et de gaz en raison de retards dans les projets. et les arrêts imprévus. Parmi les champs de pétrole et de gaz que l'Indonésie prévoit d'offrir cette année figurent des zones de travail à Natuna D Alpha, qui sont des champs de gaz géants situés dans la mer de Chine méridionale, a indiqué le ministère. L'année dernière, l'Indonésie a approuvé un plan de développement pour le champ gazier de Natuna, d'une valeur de 3 milliards de dollars, dans la mer de Chine méridionale.

Le ministère philippin de l'Énergie a annoncé avoir approuvé un projet de terminal d'importation de GNL de 67 millions de dollars, la septième installation de ce type du pays, alors qu'il se prépare pour le lancement de son industrie du gaz naturel liquéfié cette année. Le DOE a déclaré avoir émis un avis de poursuite à Samat LNG Corp, qui prévoit de construire un terminal GNL à petite échelle dans la municipalité de Mariveles, dans la province de Bataan, à environ 60 kilomètres (35,2 miles) au nord de la capitale Manille. Le pays d'Asie du Sud-Est devra compter sur les importations de GNL pour alimenter les centrales électriques au gaz d'une capacité combinée de plus de 3 000 mégawatts (MW), car la production de son champ gazier de Malampaya dans la mer de Chine méridionale devrait continuer à baisser et être épuisées d'ici 2027. En plus d'importer du GNL pour les secteurs de la production d'électricité et des transports, les Philippines intensifient également leurs efforts pour découvrir de nouvelles ressources de gaz indigènes, alors qu'elles cherchent à éliminer progressivement les centrales électriques au charbon. Selon sa proposition, Samat LNG vise à démarrer l'exploitation commerciale d'ici le premier semestre 2024, avec une capacité de 200 000 à 400 000 tonnes de GNL par an. Il prévoit de fournir du gaz pour alimenter les petits producteurs d'électricité, les entreprises de fabrication et les flottes de transport.

Santos Ltd fait face à un nouveau retard dans le développement du projet gazier de Barossa au nord de l'Australie après qu'un régulateur lui ait ordonné d'évaluer les risques environnementaux pour le patrimoine culturel autochtone sous-marin avant de commencer la construction du pipeline. La construction du pipeline pour le projet gazier de 3,6 milliards de dollars devait commencer fin janvier, la société visant à commencer à produire du gaz au premier semestre 2025.

14 février : De plus en plus d'entreprises indiennes sont attirées par l'achat de naphta russe comme matière première à faible coût pour leurs raffineries et usines pétrochimiques après les plafonds de prix imposés par les pays occidentaux. Les prix des produits raffinés tels que le naphta et le mazout sont plafonnés à 45 dollars le baril par les pays du Groupe des Sept, l'Union européenne et l'Australie dans le cadre d'un plan visant à freiner le financement par Moscou de sa guerre contre l'Ukraine. L'intérêt de l'Inde pour l'augmentation des importations de produits pétroliers russes survient après que le troisième importateur mondial de brut est devenu le premier client pétrolier de Moscou après la Chine, l'Occident évitant les approvisionnements de Moscou. Le brut russe bon marché a permis de réduire les coûts des raffineurs indiens et d'augmenter les marges. Reliance Industries Ltd (RIL), propriétaire du plus grand complexe de raffinage au monde, a augmenté ses importations de naphta russe en février à environ 222 000 tonnes, ont montré les données de suivi des navires de Refinitiv. RIL a commencé à importer du naphta russe en septembre et fin janvier avait expédié environ 217 000 tonnes, selon les données. RIL, déjà le plus gros acheteur indien de naphta et de mazout russes, envisagerait d'augmenter encore ses importations. Les raffineurs publics Bharat Petroleum Corporation Ltd (BPCL) et Indian Oil Corporation (IOC), qui disposent d'installations pétrochimiques, cherchent également des opportunités d'achat de naphta russe. Haldia Petrochemicals Ltd envisagerait également d'acheter du naphta russe si la qualité et le coût conviennent à ses usines. Cependant, il est peu probable que les raffineurs indiens achètent du diesel russe car les coûts d'importation sont élevés après avoir ajouté 10 à 15 USD par baril de frais de transport et d'assurance au plafond de 100 USD pour le carburant.

10 février : L'exploration de pétrole brut et de gaz naturel sur la rive nord du Brahmapoutre dans l'Assam commencera bientôt avec la conclusion par le gouvernement de l'État d'un accord avec Oil India Ltd (OIL). Le gouvernement de l'Assam a signé les actes de licence d'exploration pétrolière (PEL) de deux blocs de politique de licence de superficie ouverte (OALP) avec le PSU. C'est pour la première fois que l'exploration de pétrole brut et de gaz naturel sera effectuée sur la rive nord du Brahmapoutre dans la région du bas Assam. OIL investira environ 120 millions d'INR dans les projets et commencera l'étude sismique ce mois-ci.

9 février : Si le prix international du carburant baisse par rapport à son prix actuel de 750 dollars la tonne métrique, le GPL (gaz de pétrole liquéfié) domestique pourra alors être vendu à « des tarifs encore plus économiques », a déclaré le Centre à Lok Sabha. Le ministre de l'Union du pétrole et du gaz naturel, Hardeep Singh Puri, répondait aux questions des membres qui voulaient savoir pourquoi le coût des bouteilles de gaz domestique n'était pas réduit. Il a dit que le gouvernement est "sensible" aux exigences des consommateurs, en particulier les plus vulnérables.

8 février : La demande de carburant de l'Inde a chuté en janvier après avoir atteint un sommet de neuf mois en décembre, frappée par une mobilité réduite en raison du temps froid dans certaines parties du pays et d'un ralentissement de l'activité industrielle. La consommation de carburant, un indicateur indirect de la demande de pétrole, était inférieure d'environ 4,6% à celle du mois précédent à 18,7 millions de tonnes (MT) en janvier, selon les données de la Cellule de planification et d'analyse pétrolière (PPAC) du ministère du Pétrole. Les ventes de diesel ont chuté de 7,6% en janvier par rapport à il y a un mois à 7,18 MT, tandis que les ventes d'essence ont chuté de 5,3% à 2,82 MT, selon les données du PPAC.

13 février : Reliance Industries Ltd (RIL) et Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) vendent aux enchères séparément le gaz naturel extrait des veines de charbon à des prix liés aux prix du pétrole brut Brent. RIL demande un minimum de 12,75 USD par million d'unités thermiques britanniques pour le méthane de houille (CBM) d'un bloc dans le district de Shahdol au Madhya Pradesh, tandis que l'ONGC demande 9,35 USD pour le même type de carburant de North Karanpura dans le Jharkhand, selon l'appel d'offres documents. RIL a sollicité des offres pour la vente de 0,65 million de mètres cubes standard métriques par jour (mmscmd) du bloc CBM SP(West)-CBM-2001/1 pendant un an à compter du 1er avril 2023, indique le document. ONGC a offert 0,015 mmscmd de gaz du bloc North Karanpura (NK) dans le Jharkhand pendant 3 ans.

10 février : GAIL (India) Ltd a conclu un APA (accord de tarification anticipée) avec le Central Board of Direct Taxes (CBDT) pour déterminer la marge de prix de transfert payable sur son contrat d'approvisionnement à long terme en GNL (gaz naturel liquéfié) depuis les États-Unis (États-Unis ) pour une durée de cinq ans. GAIL est la première entreprise du secteur public du secteur pétrolier et gazier en Inde à avoir signé avec succès l'APA. GAIL (Inde) compte sur les États-Unis pour assurer un approvisionnement stable en cargaison de GNL. La société a actuellement deux contrats pour acheter un total de 5,8 millions de tonnes par an de GNL aux États-Unis, comprenant environ 90 cargaisons de taille standard. GAIL avait du mal à remplacer l'approvisionnement d'une ancienne branche commerciale de Gazprom, qui n'a pas livré les livraisons prévues depuis mai 2022. En 2012, l'ancienne filiale de Gazprom, Gazprom Marketing and Trading Singapore (GMTS), avait conclu un accord de 20- contrat d'un an pour fournir à GAIL 2,85 millions de tonnes de GNL par an. Les approvisionnements dans le cadre de l'accord avaient commencé en 2018 et le volume complet devrait être atteint en 2023. Jusqu'à 55% de la demande locale de gaz de l'Inde est satisfaite par les importations. D'un autre côté, alors que le gaz ne couvre que 6,2 % des besoins énergétiques de l'Inde, le Centre prévoit d'augmenter considérablement ce chiffre, afin de réduire la dépendance au pétrole. New Delhi plaide pour une politique agressive d'achat de gaz et d'équilibrage des sources d'importation, dont la plupart provenaient du Qatar ces dernières années. Le Qatar et les États-Unis – les deux plus grands producteurs mondiaux – approvisionnent actuellement l'Inde en GNL par le biais de plusieurs contrats. Le troisième plus grand producteur, l'Australie, approvisionne principalement la Chine.

9 février : Adani Total Gas a annoncé une hausse de 17,2% de son bénéfice trimestriel sur les hausses de prix et les contrats à court terme, et la société a déclaré qu'elle évaluait un examen indépendant à la suite du rapport critique d'un vendeur à découvert américain sur ses activités. La société a été frappée par une déroute du marché après que le vendeur à découvert américain Hindenburg Research a allégué le 24 janvier qu'elle s'était livrée à la manipulation d'actions et avait utilisé des paradis fiscaux. La société, qui distribue du gaz par canalisation dans diverses villes indiennes, a déclaré que son bénéfice consolidé était passé à 1,5 milliard INR (18,18 millions de dollars) au cours du trimestre se terminant le 31 décembre, contre 1,28 milliard INR il y a un an. Adani Total Gas a déclaré qu'il s'approvisionnait en gaz par le biais d'échanges bilatéraux et d'Indian Gas Exchange, aidant l'entreprise à mieux gérer la volatilité des prix, a-t-il déclaré. Les contrats à court terme ont aidé à améliorer le coût du gaz, a-t-il déclaré.

14 février : Le ministre du Charbon et des Affaires parlementaires, Pralhad Joshi, a exhorté les entreprises charbonnières à identifier et éliminer les goulots d'étranglement de production afin d'augmenter encore la production de combustible sec. Il a dit cela lors d'une réunion pour examiner la production de combustible sec à partir des blocs alloués. Jusqu'à présent au cours de cet exercice, 92,3 millions de tonnes (MT) de charbon ont été produites à partir de 54 blocs de charbon opérationnels. Les prélèvements de charbon par CIL ont également atteint 100 % de l'objectif, avec une croissance de 5,5 % par rapport à l'année dernière.

9 février : Le groupe Adani propose des expéditions de charbon à prix réduit, signe que le conglomérat assiégé pourrait chercher à vendre rapidement des marchandises alors que sa position de liquidité fait l'objet d'une surveillance accrue. Les négociants du groupe proposent de vendre plusieurs cargaisons de charbon en provenance d'Australie et d'Indonésie avec des remises d'environ 4% par rapport aux prix de référence asiatiques.

13 février : L'ordonnance tarifaire de l'électricité de Delhi pour 2022-23 n'a pas encore été annoncée par le régulateur de l'électricité de la ville, le DERC, alors même que l'exercice touche à sa fin. Idéalement, l'exercice devrait être achevé avant le début du prochain exercice financier, et un retard dans l'annonce des tarifs affectera à long terme les consommateurs ainsi que les sociétés de distribution "financièrement", selon les personnes qui suivent le secteur de l'électricité. L'ordonnance sur les tarifs de l'électricité est prête mais son annonce a été retardée pour diverses raisons, a déclaré la Delhi Electricity Regulatory Commission (DERC). Le ministère de l'Énergie avait, dans une lettre de 2021, ordonné à tous les régulateurs d'électricité des États et centraux de publier des ordonnances tarifaires avant le 1er avril d'un exercice. Il avait également déclaré que l'ordonnance tarifaire devrait refléter les coûts.

9 février : Punjab State Power Corporation Limited (PSPCL) a décidé d'introduire des compteurs intelligents prépayés pour toutes ses connexions existantes et nouvelles dans les ministères. Après l'installation de ces compteurs prépayés, les départements devront effectuer le paiement anticipé de leur future consommation d'énergie. La décision sur les ministères concernant les systèmes de comptage prépayés, jusqu'à une demande contractuelle de 45 KVA, commencera à être mise en œuvre à partir du 1er mars. Cependant, la PSPCL enverra à ces départements un préavis de 15 jours, comprenant les détails de la consommation d'énergie des 12 derniers mois et le montant facturé pour les consommateurs respectifs. PSPCL achètera et installera des compteurs prépayés à ses propres frais et les consommateurs ne sont pas tenus de payer le coût du compteur pour le système de compteurs prépayés. Les services gouvernementaux devront payer à l'avance les raccordements avec des compteurs prépayés. Ils devront établir un système comptable approprié pour les paiements anticipés de leur côté. Ces départements désigneront également un agent nodal pour chaque connexion et transmettront le numéro de téléphone mobile et l'identifiant e-mail à enregistrer dans la base de données PSPCL. Il y aura une remise de 1 % sur les charges énergétiques en cas de raccordements de compteurs prépayés, tandis que le tarif pour les raccordements de catégorie respective sera applicable. Des sources de la PSPCL ont déclaré qu'il y avait 53 000 connexions avec des ministères gouvernementaux qui recevraient un préavis de 15 jours. Mais les systèmes de compteurs intelligents ne seront pas imposés aux hôpitaux publics, à l'approvisionnement en eau et aux connexions électriques liées aux services médicaux et d'urgence. Dans le cadre du programme RDS du gouvernement central, le service public d'électricité est censé installer des compteurs prépayés sur 5 % de ses consommateurs d'électricité publics d'ici le 31 mars pour bénéficier des fonds, tandis que 100 % des départements devront être couverts jusqu'au 31 mars 2024.

14 février : Soucieux de faire avancer ses projets de tourisme vert, le gouvernement de l'État a commencé à concevoir une feuille de route pour la transition de Goa vers l'énergie verte. Parmi les objectifs du projet de plan figurent le développement d'un système de notation écologique et des programmes ou programmes de décarbonation pour le tourisme et les secteurs connexes dans l'État. Le plan d'énergie 100% renouvelable de Goa implique un transit vers des voies à faible émission de carbone tout en maintenant les aspirations de développement de l'État.

14 février : Conformément à la mission mondiale « goTOzero » du groupe Volkswagen, Skoda India a inauguré un toit solaire de 18,5 mégawatts (MW) dans son usine de Chakan à Pune, Maharashtra. Outre la réduction de sa dépendance aux énergies non renouvelables, cette démarche vise à contribuer à l'atteinte de l'objectif global de neutralité carbone du Groupe sur l'ensemble de ses sites d'ici 2030. Avec cette augmentation de l'énergie solaire, l'installation de Chakan du Groupe déclare produire 26,6 millions de kWh d'énergie par an. . L'Inde vise zéro émission nette d'ici 2070 et prévoit de satisfaire 50 % de ses besoins en électricité à partir de sources d'énergie renouvelables d'ici 2030.

14 février : Le ministre des Sources d'énergie nouvelles et renouvelables du Pendjab, Aman Arora, a appelé RK Singh, ministre de l'Énergie, des Énergies nouvelles et renouvelables de l'Union, à solliciter un financement du déficit de viabilité (VGF) pour mettre en place des projets d'énergie à biomasse de 100 MW dans l'État. Il a déclaré que les projets proposés consommeraient un million de tonnes de paille de paddy par an et contribueraient grandement à sauver l'environnement en trouvant une solution durable à la menace de la combustion des résidus agricoles. Il a demandé à Singh d'examiner la demande de fourniture de 50 millions d'INR par MW VGF pour ces projets d'énergie à biomasse de 100 MW. Il a également sollicité une aide financière et un soutien technique pour la mise en place de projets d'énergie hybride solaire à biomasse dans l'État.

9 février : Le gouvernement de Delhi augmentera la capacité de production d'électricité de la ville de 6 000 mégawatts (MW) au cours des trois prochaines années en utilisant des sources d'énergie renouvelables grâce à diverses initiatives, a déclaré le vice-ministre en chef Manish Sisodia. Le gouvernement de la ville travaille sur le pied de guerre pour répondre à la demande d'électricité de Delhi en utilisant des énergies renouvelables, a-t-il déclaré. Il a souligné l'adoption plus rapide des panneaux solaires sur les toits par les bureaux du gouvernement de Delhi, les écoles et autres bâtiments, conformément à la nouvelle politique solaire de la ville. Les sources renouvelables sont principalement l'énergie solaire et l'énergie éolienne qui contribuent à environ 2 000 MW à l'alimentation électrique de Delhi. Le projet de nouvelle politique solaire du gouvernement de Delhi encouragera les habitants de Delhi à installer des panneaux solaires sur les toits grâce à une incitation basée sur la génération (GBI) de 2 à 3 INR par unité d'électricité pour le secteur résidentiel et de 1 INR pour le secteur commercial.

9 février : Le gouvernement de l'Himachal Pradesh a exhorté le Centre à augmenter la part de l'État dans les projets hydroélectriques de 12 à 15 %. Le ministre en chef de l'Himachal Pradesh, Sukhvinder Singh Sukhu, lors d'une réunion avec le ministre de l'Énergie, des Énergies nouvelles et renouvelables de l'Union, RK Singh, a exhorté à accroître la part de l'État dans les projets d'électricité qui ont été mis en service il y a 25 ans après avoir achevé le remboursement de leurs prêts. Singh a été informé qu'environ 12 000 MW de potentiel hydroélectrique dans l'État n'étaient pas encore exploités. En outre, l'État dispose également d'une large marge de manœuvre pour mettre en place des projets solaires, a déclaré Sukhu.

8 février : Le gouvernement de l'Union a sanctionné cinq parcs solaires pour un coût estimé à 164 milliards d'INR pour l'État avec une capacité approuvée pour générer 4 100 mégawatts (MW) d'électricité, a déclaré le ministre de l'Énergie et des Énergies renouvelables de l'Union, RK Singh. Alors que Kurnool et Kadapa auront chacun un parc solaire, trois parcs se trouveront dans le district d'Anantapur, dont un parc solaire et éolien à Ramagiri. Le projet de parc solaire a été prolongé jusqu'en mars 2024 pour être achevé, a-t-il déclaré.

8 février : Plusieurs mesures prises par le gouvernement de Kejriwal pour réduire la pollution dans la capitale nationale semblent avoir porté leurs fruits et les niveaux de pollution ont considérablement diminué, a déclaré le ministre de l'Environnement de Delhi, Gopal Rai. L'indice de qualité de l'air de 0 à 100 est considéré comme bon, tandis que de 100 à 200 il est modéré, de 200 à 300 il est mauvais, et de 300 à 400 il est dit très mauvais et de 400 à 500 ou plus il est considéré comme sévère. Rai a déclaré que l'augmentation de la vente de véhicules électriques dans la capitale nationale a contribué à la réduction de la pollution dans la capitale. Juste avant l'arrivée de l'hiver dans la capitale nationale, le ministre en chef Arvind Kejriwal a annoncé un programme en 15 points, qui comprenait le contrôle de la pollution du brûlage des chaumes à la pollution des véhicules. Pour garder une trace de la pollution de l'air à Delhi, Kejriwal a récemment lancé un supersite avec des analyseurs d'air "à la pointe de la technologie" et un système mobile de surveillance de la qualité de l'air pour une "étude de répartition des sources" en temps réel afin d'identifier les sources. de la pollution de l'air dans la capitale.

14 février : Le Guyana prévoit de finaliser un nouveau modèle d'accord de partage de la production pétrolière à temps pour une vente aux enchères qui recueillera les offres jusqu'à la mi-avril, a déclaré le vice-président Bharrat Jagdeo. Le pays sud-américain est devenu l'une des zones offshore les plus chaudes depuis des décennies avec jusqu'à 25 milliards de barils de pétrole et de gaz. Le pays a promis pendant des mois de livrer de nouvelles conditions contractuelles, mais a été retardé à plusieurs reprises. Les ministres et cadres du pétrole sont en Guyane pour en savoir plus sur les 14 blocs d'exploration pétrolière et gazière proposés. Le pays envisage également d'allouer des blocs supplémentaires à des pays comme le Brésil, le Qatar et l'Inde par le biais d'accords bilatéraux, a-t-il déclaré.

13 février : Les partenaires commerciaux de Moscou ont de plus en plus payé le brut russe plus cher que ne le suggèrent les prix cotés, a déclaré Goldman Sachs dans une note, protégeant la Russie de l'impact des sanctions occidentales. La banque a estimé dans une note que l'écart entre le prix effectif moyen payé et le prix coté s'est creusé depuis mars dernier et a atteint environ 25 dollars le baril en décembre. En réponse aux dernières sanctions occidentales, y compris le plafonnement des prix visant à limiter les revenus de Moscou, la Russie a déclaré qu'elle réduirait sa production de pétrole de 500 000 barils par jour (bpj), en mars de cette année. Le brut international Brent a atteint des niveaux proches des sommets historiques après l'invasion de l'Ukraine par la Russie il y a près d'un an, mais s'est ensuite atténué et le mélange de référence russe de l'Oural s'est négocié à des rabais importants car les acheteurs européens l'ont évité. La Douma d'État russe a présenté un projet de loi fixant des rabais pour les exportations de pétrole russe, qui se négocient généralement à un rabais par rapport au Brent daté. Goldman Sachs a abaissé ses prévisions de prix du pétrole pour cette année et l'année prochaine, mais a déclaré qu'il s'attend toujours à ce que les prix d'ici décembre augmentent progressivement pour atteindre 100 dollars le baril.

13 février : China National Petroleum Corp (CNPC) est sur le point de finaliser un accord pour acheter du gaz naturel liquéfié (GNL) à QatarEnergy sur près de 30 ans à partir du projet d'expansion massif de North Field de l'exportateur du Moyen-Orient. S'il est scellé, il s'agirait du deuxième accord de ce type entre le Qatar, grand exportateur de GNL, et le deuxième acheteur mondial de GNL, alors que Pékin cherche à renforcer son approvisionnement en gaz et à diversifier ses sources dans le but de remplacer le charbon et de réduire les émissions de carbone. Les pourparlers de CNPC font suite à un accord annoncé en novembre dernier par le chinois Sinopec, dans lequel QatarEnergy s'engageait à fournir 4 millions de tonnes de GNL par an pendant 27 ans, le contrat d'approvisionnement en GNL le plus long jamais signé par le Qatar.

9 février : L'Allemagne et Oman sont en pourparlers avancés pour signer un accord à long terme pour le gaz naturel liquéfié (GNL) d'une durée d'au moins 10 ans alors que Berlin poursuit sa recherche d'alternatives à l'approvisionnement en carburant russe. L'Europe s'efforce de remplacer le gaz russe depuis l'année dernière dans un contexte de guerre en Ukraine, la société d'État Gazprom réduisant progressivement puis suspendant la part du lion des approvisionnements en gazoduc vers l'Europe. La société énergétique RWE a conclu en septembre un accord GNL avec l'ADNOC des Émirats arabes unis, et l'Allemagne a cherché ailleurs par le biais des sociétés de services publics Uniper et Sefe, qui ont toutes deux été nationalisées par Berlin l'année dernière. L'accord avec Oman porterait sur entre 0,5 et 1 million de tonnes par an (mtpa), l'un spécifiant environ 0,8 mtpa sur 10 ans.

9 février : Une baisse de 46% des prix du gaz naturel cette année se répercute sur la zone de schiste aux États-Unis (États-Unis), menaçant de ralentir le forage et de refroidir les accords, ce qui était impensable il y a six mois alors que la demande mondiale montait en flèche. De telles mesures étaient insondables il y a six mois alors que la Russie réduisait ses flux de gaz vers l'Europe et que le gaz américain devenait une denrée très recherchée. Le nombre d'appareils de forage à gaz actifs a bondi d'environ 48% pour atteindre 157 au cours des six premiers mois de 2022, selon les données de la société de services pétroliers Baker Hughes. Les analystes s'attendent à ce que les plates-formes de forage gazier chutent à partir de ce mois-ci. Deux sociétés de services – Liberty Energy et Helmerich & Payne – ont récemment averti qu'elles pourraient avoir besoin de déplacer l'équipement alors que les opérateurs se retirent dans les zones herbeuses. Les contrats à terme sur le gaz américain se négociaient mercredi à 2,42 $ US par million d'unités thermiques britanniques métriques (mmBtu) dans un climat plus chaud et une interruption prolongée de l'usine d'exportation de GNL (gaz naturel liquéfié), contre plus de 9 $ par mmBtu en août 2022.

9 février : Au moins deux navires transportant du charbon australien sont arrivés en Chine pour la première fois depuis l'introduction d'une interdiction non officielle des importations il y a plus de deux ans, et plusieurs autres sont en route, selon les données de suivi des navires. La cargaison est étroitement surveillée par les négociants en charbon, qui souhaitent voir dans quelle mesure les procédures douanières chinoises seront fluides. La Chine, dans le cadre d'un assouplissement partiel de l'interdiction d'importer, a autorisé seulement quatre entreprises appartenant au gouvernement central à importer du charbon australien. Le charbon pourrait être envoyé à l'utilitaire Guoneng Taishan, propriété de China Energy Investment Corp, selon les données. Les importateurs de charbon peuvent d'abord décharger leur cargaison dans les ports, puis demander le dédouanement. Mais un inventaire croissant de charbon dans les ports chinois, en particulier ceux du nord, laisse un espace limité pour de nouveaux approvisionnements, ce qui signifie que les acheteurs sont confrontés à un risque croissant de surestaries si le processus douanier est prolongé. Les stocks de charbon dans les principaux ports du nord de la Chine ont atteint 34,65 millions de tonnes (MT), le niveau le plus élevé en six mois, selon les données de l'Association chinoise du transport et de la distribution du charbon.

8 février : L'Asie utilisera pour la première fois la moitié de l'électricité mondiale d'ici 2025, alors même que l'Afrique continue de consommer bien moins que sa part de la population mondiale, selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE). Une grande partie de l'utilisation de l'électricité en Asie se fera en Chine, un pays de 1,4 milliard d'habitants dont la part de la consommation mondiale passera d'un quart en 2015 à un tiers d'ici le milieu de cette décennie, a indiqué l'AIE.

9 février : Le développeur d'énergie renouvelable et gestionnaire de fonds Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) a l'intention d'investir 8 milliards d'euros (8,6 milliards de dollars) dans un grand parc éolien offshore au Portugal qui prépare sa première vente aux enchères de telles concessions. CIP a déclaré qu'il visait à créer une capacité installée de 2 gigawatts (GW) dans un projet appelé Nortada au large de la côte atlantique centrale du Portugal, ce qui représenterait 20% de l'objectif 2030 du pays pour l'énergie éolienne offshore. CIP a déclaré avoir plus de 50 GW de projets éoliens offshore dans son portefeuille, en Europe et aux États-Unis (US). Le Portugal vise à générer 80% de sa consommation annuelle d'électricité à partir de sources renouvelables d'ici 2026, contre environ 60% en 2022, qui était déjà l'un des ratios les plus élevés d'Europe.

8 février : Le gouvernement dirigé par l'armée du Myanmar, en collaboration avec la société russe d'énergie atomique, a inauguré un centre d'information sur l'énergie nucléaire comme une étape vers le développement de l'énergie atomique pour combler les pénuries d'énergie dans la nation d'Asie du Sud-Est déchirée par les conflits. La Russie a promu la coopération sur l'énergie nucléaire avec plusieurs pays d'Asie du Sud-Est, dont le Vietnam, l'Indonésie et les Philippines.

Il s'agit d'une publication hebdomadaire de l'Observer Research Foundation (ORF). Il couvre les informations nationales et internationales actuelles sur l'énergie classées systématiquement pour ajouter de la valeur. L'année 2022 est la dix-neuvième année continue de publication du bulletin. La newsletter est enregistrée auprès du Registrar of News Paper for India sous le numéro DELENG / 2004 / 13485.

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Éditeur:Baljit Kapoor

Conseiller éditorial :Lydia Powell

Éditeur:Akilesh Sati

Développement du contenu:Vinod Kumar

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