Carburant marin : L’ère du GNL

Par Arthur Barret   ( Gérant et Consultant Senior MARINNOV, article intégral publié dans le numéro 244 de Jeune Marine)

Depuis le temps qu’on parle du calendrier de l’Annexe VI de la convention MARPOL sur la limitation des émissions polluantes et de l’accord de Paris durant la COP21 sur les engagements de limitation des émissions de gaz à effet de serre, faussement appelée limitation des émissions de CO2[1], le moment de vérité approche désormais à grands pas pour le monde maritime et l’heure des choix concernant le carburant à utiliser après le 1er janvier 2020[2] a largement sonné. On sait qu’il existe 3 alternatives possibles (si l’on met de côté l’alternative consistant à se mettre hors la loi) :

  1. Continuer à brûler du fuel lourd classique (HFO) à haute teneur en soufre, typiquement 1,5 à 3,5% en utilisant des scrcubbers dans les échappements pour précipiter les SOx et ainsi descendre le niveau émis en deçà du seuil de 0,1% en zone ECA et en deçà du seuil de 0,5% ailleurs.
  2. Passer aux carburants distillés (toujours issus du pétrole) type MGO ou autres carburants à basse teneur en soufre (HFO désulfuré ou ULSHFO pour Ultra Low Sulfure Heavy Fuel Oil).
  3. Passer aux carburants alternatifs : GNL, GPL, éthane, éthanol, méthanol, bio-diesel, diméthyl ester, jus de betterave, white spirit…

En attendant de passer un jour peut-être à l’hydrogène. On peut également envisager de minimiser significativement les consommations de carburant quels qu’ils soient par l’adjonction d’une propulsion vélique et / ou solaire complémentaire, ce qui est d’ores et déjà possible pour certains types de navires.

Parmi toutes ces alternatives, la plus prometteuse pour les trente années qui viennent est assez clairement le GNL car comme le dit l’association SEA/LNG, il s’agit d’un « pragmatic bridge to a zero carbon future » et j’invite ceux et celles[3] qui qualifient le GNL de « carburant fossile pas plus intéressant d’un point de vue écologique que le HFO » et l’adoption du GNL comme carburant marin de « voie sans issue », à redescendre sur Terre dans la vraie vie.

 

Pourquoi l’adoption du GNL va continuer et s’accélérer

  1. Pression environnementale et règlementaire accrue. MARPOL Annex VI pour les SOx et les NOx mais il faut s’attendre à de nouvelles règlementations restrictives pour les émissions de particules fines (PM). S’ajoute à cela l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre qui prêche pour la réduction de l’utilisation puis pour l’abandon progressif des carburants fossiles les plus émetteurs à plus ou moins long terme.
  2. Efficacité écologique et sanitaire du GNL : les performances environnementales du GNL pour ce qui est des objectifs de réduction des SOx, NOx et PM sont excellentes et font du GNL le carburant le plus propre pour l’environnement et la santé humaine (pas de toxicité en dehors du CO2 émis).
  3. Technologie fiable et éprouvée : le GNL comme carburant n’en est pas à son coup d’essai et il est utilisé depuis 2000 en Norvège pour la propulsion de ferries traversant les fjords et autres navigations côtières. Il s’est depuis très bien développé jusqu’à l’été 2014 date à laquelle la chute brutale du prix du baril de brut a mis un sérieux coup de frein à son développement du fait de la baisse mécanique de compétitivité que cette chute a engendrée pour le GNL.
  4. Efficacité économique : du fait que la plupart des contrats d’approvisionnement en GNL sont encore indexés sur le prix du baril de brut et qu’il y a une certaine propension des traders et utilisateurs finaux du GNL à prévoir/vouloir une indexation du GNL sur le prix du pétrole ou d’un indice qui lui-même est lié au cours du brut ou de l’un de ses dérivés (MGO, HFO etc), la tendance à la hausse ou à la baisse du prix du pétrole se reflète aussi sur celle du GNL. L’écart relatif restant à peu près le même (sur les contrats d’approvisionnement de grande quantité), l’écart en valeur absolue, lui varie et parfois fortement au bénéfice du GNL.
  5. Autres alternatives peu satisfaisantes : même si elles semblent moins chères à première vue, elles créent souvent plus de problèmes qu’elles n’en résolvent. En particulier pour les scrubbers pour lesquels rien ne dit que les systèmes « open-loop » (les plus simples et les moins chers du marché) ne seront pas bannis à l’avenir et pour lesquels les coûts de maintenance et d’opération des systèmes associés et de remplacement au bout d’une dizaine d’années peuvent être prohibitifs. Quant aux fuels lourds désulfurés, nul ne sait aujourd’hui à quel prix et où ils seront disponibles malgré les paroles rassurantes de la plupart des raffineurs, raffineurs qui n’arrivent pas à se mettre d’accord entre eux pour créer des formules chimiques qui soient compatibles entre elles !
  6. Difficulté accrue pour ceux qui auraient voulu tricher en continuant à brûler du HFO standard à haute teneur en soufre, à priori pas cher, pendant les transits en haute mer car l’OMI s’apprête, sous la pression d’un certain nombre de pavillons et de lobbies représentant des armateurs respectueux des règles, à interdire le stockage à bord de carburants non conformes en termes de teneur en soufre sur des navires qui ne seraient pas équipés de scrubbers.
  7. Bannissement total de l’utilisation de fuels lourds dans les régions polaires. Or la route polaire NSR (Northern Sea Route) permettant de relier l’Asie à l’Europe avec un trajet deux à trois fois plus court devient une option de plus en plus réaliste pendant les 6 mois navigables pour un grand panel de navires de commerce dans les années à venir.

Comment l’adoption du GNL va s’accélérer

  1. La production mondiale de gaz ne cesse de croître et s’est considérablement développée depuis le début des années 2000. Les campagnes d’exploration se sont multipliées et des champs de gaz naturel gigantesques ont été découverts Offshore (ex : Australie, Mozambique, Méditerranée en Egypte et Chypre). Le développement du gaz de schiste (Shale gas) aux USA a mis du temps à démarrer mais s’est accéléré considérablement depuis 2010[4]. La production américaine de gaz et de pétrole de schiste a non seulement rendu les Etats Unis indépendants énergétiquement mais est en passe d’en faire l’un des plus gros exportateurs de pétrole et de gaz, notamment sous forme de GNL avec des terminaux d’importation de GNL qui ont été transformés en terminaux d’exportation et de nombreux projets de création de nouveaux terminaux d’exportation à l’étude, en attente d’autorisation de l’administration fédérale ou en cours de construction. L’Australie a mis en service depuis 5 ans des unités de liquéfaction de très grosses capacités et poursuit la construction et la mise en service d’autres unités ainsi que l’exploration Offshore pour bientôt surpasser la Qatar en termes de capacité d’exportation et prendre la tête des pays producteurs et exportateurs de GNL. Par ailleurs l’Australie et la Malaisie sont les deux premiers pays à avoir mis en service des unités de production et de liquéfaction en mer (FLNG ou LNG FPSO) ce qui permet de s’affranchir d’installations terrestres et d’exporter directement en chargeant des méthaniers sur site Offshore. Cette méthode de production et d’exportation devrait faire des émules et on devrait voir d’autres unités à l’avenir (bientôt en opération au Cameroun et un projet au Mozambique entre autres). On pourrait encore citer un grand nombre d’exemples de pays qui cherchent à monétiser leurs ressources en gaz que ce soit pour leur consommation domestique ou pour l’exportation. D’après le document « Shell Energy Outlook 2017 », la consommation mondiale de gaz naturel devrait augmenter de 2% par an entre 2015 et 2030, La demande mondiale en GNL devrait quant à elle croître de 4 à 5% par an sur la même période. La production mondiale de GNL en 2016 s’est élevée à 265 Million de Tonnes[5]. La demande devrait atteindre, voire dépasser 500 MT en 2030. Pour satisfaire cette demande des investissements supplémentaires seront nécessaires en exploration, production, liquéfaction, terminaux d’exportation et d’importation. Dans le domaine « small scale », il existe également d’autres sources de production de gaz grâce aux unités de méthanisation de déchets organiques. Ce gaz, qui est en définitive du méthane pur, dit bio gaz, peut être liquéfier et donc être utilisé de la même façon que du GNL dit « conventionnel ». Ce GNL issu du biogaz est souvent appelé LBG (liquified bio gas). Aujourd’hui cette production est embryonnaire (par rapport aux besoins en carburant) mais se développe de manière soutenue et peut contribuer à alimenter des réseaux secondaires plus éloignés des terminaux GNL classiques qui par définition se trouve sur des façades maritimes. Le GNL bio pourrait être un carburant disponible pour le transport intra-continental : routier et fluvial. Avec l’augmentation de la production et la disponibilité de technologie de plus en plus abordable, son déploiement et sa pénétration sur le marché des carburants devraient s’accroître.
  2. La liquidité accrue du marché du GNL: les besoins du marché du GNL sont de plus en plus diversifiés : Production d’électricité (petites, moyennes et grandes centrales), réseaux domestiques urbains, industrie et transport. De ce fait les contrats long terme très rigides qui représentaient la totalité des quantités de GNL vendues sur le marché jusqu’à récemment ont vu leur part significativement diminué. Désormais ils ne représentent plus que les deux tiers des contrats et les contrats court terme ou spot représentent un tiers des transactions. La demande est à présent plus disparate, plus éclatée et les volumes variables. Il y a une tendance de certains acheteurs à vouloir décorréler le marché du GNL de celui du pétrole. Le développement des terminaux flottants de réception, de stockage et de regazification s’est considérablement développé depuis 2010 et on compte désormais une bonne quinzaine de FSRU en exploitation et autant, voire plus, en projet ou en cours de construction. Cette évolution, plus flexible, plus adaptée aux besoins, plus rapide de mise en œuvre et moins chère a contribué à donner accès au GNL, source d’énergie propre et compétitive, à des pays qui en étaient très éloignés jusqu’à récemment pour leurs besoins en production d’électricité essentiellement, leur permettant de remplacer au moins en partie leurs importations de pétrole et de charbon et d’accroître leur capacité de production d’électricité en créant de nouvelles centrales. On peut citer l’Italie, la Lituanie, un certain nombre de pays d’Amérique du Sud et d’Afrique, le Pakistan, l’Egypte, le Bangladesh. De ce fait, la carte mondiale des routes du GNL s’est extraordinairement densifiée : Plus de pays producteurs et exportateurs et plus de pays importateurs. Le maillage est désormais plus serré ce qui permet à n’importe quel point de la planète d’être finalement assez peu éloigné d’un site de stockage de GNL, terminal terrestre ou flottant. A son tour cette densification ouvre des opportunités de redistribution en étoile ou en boucle avec des plus petits navires permettant d’atteindre des zones non accessibles jusque là (îles dans des archipels, zones côtières éloignées ou à faible profondeur d’eau, ports de commerce, amont des rivières etc.). Parmi ces réseaux de distribution secondaires se trouve le soutage de GNL. L’évolution contractuelle et un marché beaucoup plus liquide offrent la possibilité de contracter des petits volumes d’autant que pour les quatre ou cinq années à venir, l’offre restera plus élevée que la demande. « Trop » de GNL signifie plus de concurrence et plus de possibilités d’approvisionnement. Donc des prix durablement bas, en tous cas plus bas que les produits issus du pétrole d’autant que la hausse actuelle du prix du baril pourrait prendre un coup d’accélérateur du fait des tensions géopolitiques et du niveau très faible d’investissement en amont dans l’exploration / production pendant les quatre dernières années et qui semble devoir se prolonger encore quelque temps ce qui conduira inévitablement à un déséquilibre offre/demande et une flambée des prix.
  3. Le développement des infrastructures : Quoi qu’on en dise et malgré une attractivité moindre du GNL depuis la chute du prix du baril (et donc du MGO), les infrastructures de soutage de GNL se sont développées surtout en Europe du Nord et aux USA. Ce qui n’est pas un hasard car ce sont précisément dans ces zones qu’ont été mises en place dès 2015 les zones ECA et ce sont dans ces zones que le prix du GNL est le plus bas. En dehors des solutions truck-to ship utilisées pour des volumes relativement faibles ou shore-to-ship qui sont assez rares (on peut citer le terminal GNL de Risavika en Norvège qui soute directement avec ses bras de chargement ou via des conduites cryogéniques enterrées les ferries de Fjord Lines au terminal passagers tout proche), la plupart des infrastructures de soutage de GNL désormais consistent en un navire de soutage pour des opérations dites ship-to-ship. Il s’agit de petits méthaniers conformes au code IGC et qui ont pour principales caractéristiques une excellente manœuvrabilité, un dispositif de gestion du BOG[6] le plus flexible possible et un système de transfert de GNL muni d’un appareil précis de mesure du GNL livré. Ces navires plus portuaires que réellement maritimes sont destinés à effectuer des trajets « short sea » entre un terminal de chargement (la source) et le navire client, en attente sur rade ou le plus souvent en opération commerciale à quai dans un port de commerce. Beaucoup de designs de ce type de navire ont été produits par à peu près tous les cabinets d’architecture navale et bureaux d’études de la planète. Très peu toutefois ont fait l’objet d’une commande et d’une construction alors même que tous rivalisent de performance et d’innovation en tous genre. Le fait est que la plupart de ces concepts, une fois chiffrés par les chantiers navals ressortent à des prix qui rendent les projets non viables. Même le peu de navires qui ont été réalisés à ce jour (le ENGIE Zeebruge, le Cardissa de Shell, le Coralius de Skangas et Anthony Veder) ont été commandés à des prix très élevés et on peut dès lors s’interroger sur l’impact que de tels prix ne manqueront pas d’avoir sur le coût de la chaîne logistique du dernier mile nautique entre le terminal GNL et le port de livraison finale, surenchérissant du même coup le carburant livré et risquant de lui faire perdre au final sa compétitivité par rapport aux autres carburants. Heureusement d’autres approches, plus frugales, existent qui permettent de réduire le prix de ces navires à condition de ne les considérer que pour des activités de soutage. De telles approches remettent en question certains choix et certaines procédures sans pour autant abaisser le niveau de sécurité des opérations. Il existe également des ponts entre le « small scale » et le soutage (bunkering) en témoigne la conversion prévue d’un petit navire de Anthony Veder, le Coral Methane, d’une capacité de 7.500 m3 en navire de soutage pour le compte de Shell ou le petit tanker Oizemendi converti au pays basque espagnol en navire de soutage de GNL par l’ajout de 2 cuves de 300 m3 chacune sur le pont. De telles conversions peuvent contribuer à abaisser le coût du navire de soutage en utilisant des actifs déjà, au moins en grande partie, amortis. D’autres petits navires méthaniers pourraient être de bons candidats à de telles conversion. D’autres navires, qui ne sont pas à l’origine des méthaniers peuvent aussi faire l’objet à moindre coût de telles conversions. Nous devrions assister dans un avenir proche à l’arrivée sur ce marché de navire de soutage beaucoup plus simples et beaucoup moins chers que ceux qui ont été mis en service jusque-là. Enfin une approche modulaire et standardisée est souhaitable dans ce domaine.
  4. L’adoption de proche en proche : Allant de pair avec le point développé précédemment, l’adoption de proche en proche signifie qu’à partir d’un amorçage, par exemple un premier utilisateur de GNL bénéficiant d’une aide, ou la mise en place d’un FSRU pour alimenter une centrale électrique, et moyennant un investissement incrémental, on peut facilement convaincre d’autres acteurs de passer au GNL en utilisant l’infrastructure existante avec quelques adaptations. Ce faisant, les volumes livrés augmentant, l’infrastructure est mieux utilisée et revient donc moins chère par m3 livré. L’agrégation des différentes demandes permet ainsi de faire baisser les coûts d’exploitation des infrastructures et l’augmentation des volumes peut également dans une certaine mesure permettre de négocier mieux les contrats d’approvisionnement. Se rendant compte de l’avantage compétitif que prennent leurs concurrents, et réalisant non seulement la faisabilité mais également la fiabilité et la dimension industrielle que peut rapidement prendre la chaîne logistique, d’autres acteurs vont se manifester attirant à leur tour d’autres propositions de solutions de soutage et d’autres fournisseurs de molécules, l’ensemble constituant un marché compétitif dont la vocation est la recherche d’efficacité dans un cadre règlementaire qui se précise et une standardisation qui se met en place doucement[7]. On constate que la phase de démarrage par les « early adopters » norvégiens au début des années 2000 a permis de démontrer la faisabilité de l’utilisation du GNL comme carburant marin et le dispositif de financement innovant (NOx fund norvégien) qui a permis de financer les premières infrastructures, a bien fonctionné. Dans le cas des premiers bateaux norvégiens, il s’agissait pour l’essentiel de ferries amphidromes servant de passage d’eaux pour traverser des fjords. Dans ce cas, la mise en place de la chaîne logistique est particulièrement simple compte tenu des horaires fixes et très réguliers des ferries qui ne touchent que les points A et B à chaque extrémité de leurs parcours. L’autonomie est assez faible (pas plus de 150 m3 en général) et la logistique peut se faire par camions citerne cryogéniques sans problème ou avec un stockage tampon à l’une des extrémités du parcours, lui-même alimenté par un mini méthaniers ou par camions. Une telle solution « truck to ship » ou « Shore to Ship » s’est développée rapidement en Norvège puis au Danemark et en Finlande. Principalement pour les petits ferries, puis des plus gros (Fjord line) puis pour des navires cargo (chimiquier Bit Viking, petits vraquiers finlandais de l’armateur ESL, container feeders etc). Parallèlement à ce développement autour des côtes norvégiennes et en mer Baltique, s’est développé le même genre de chaîne logistique en Hollande pour les bateaux fluviaux et aux USA pour un certain nombre de projets encouragés par les prix bas du GNL là-bas, l’abondance de la ressource, et les avantages environnementaux du GNL. Les solutions de distribution et de livraison ont évolué au fur et à mesure que le nombre d’ « adopteurs » a augmenté faisant croître les volumes. D’autre part la nature des « adopteurs » change car on est passé des petits ferries au début des années 2000 avec une autonomie de quelques jours et un volume de GNL de moins de 100 m3 aux porte-conteneurs géants commandés en septembre 2017 par CMA-CGM qui peuvent faire une rotation complète Asie – Europe du Nord – Asie sur un seul plein soit 84 jours en moyenne et plus de 18.000 m3 d’emport de GNL ! Cependant même si cela montre bien comment de proche en proche, l’industrie a couvert l’ensemble des tailles possible, il reste que le GNL n’est pas encore accessible aux navires travaillant au tramping et seuls ceux qui sont sur des lignes régulières (navires à passagers Ropax, ferries ou paquebots, porte – conteneurs, rouliers, car carriers) avec un calendrier d’escales bien précis et prévisible peuvent pour le moment prétendre à trouver des solutions adaptées et mutualisées entre eux avec certains ports mieux positionnés que d’autres. On peut citer l’exemple de certains navires de travail comme les dragues (DEME en Belgique, GIE Dragages Ports en France) qui ont fait le choix du GNL. Pour les vraquiers et autre general cargo travaillant au tramping, l’organisation de telles solutions logistiques est quasi impossible pour le moment. Cependant et encore une fois, du fait du maillage qui se resserre progressivement, de la création d’infrastructures de soutage dans les ports et à proximité, de l’adoption qui s’élargit à de plus en plus de segments du maritime, des solutions logistiques innovantes et moins coûteuses qui se mettent en place, on peut imaginer qu’il sera possible de sourcer du GNL dans des conditions économiques acceptables dans certains ports clé pour ces segments de marché en capitalisant sur les infrastructures qui sont en train de se créer (FSRU, FSU, small scale distribution etc.).

Tallink a pris livraison de son premier ferry GNL en 2017 ©EHouri

 

La performance environnementale et les développements technologiques

La plupart des navires de charge fonctionnent au HFO avec en général un moteur lent 2 temps pour la propulsion (MP) et deux, trois ou quatre groupes électrogènes (GE) composés de moteurs 4 T semi rapides fonctionnant également la plupart du temps au HFO. En fonctionnement à la mer une chaudière de récupération utilisant la chaleur des gaz d’échappements du MP permet de produire la vapeur nécessaire à réchauffer le HFO pour l’amener à la bonne viscosité. Des séparateurs permettent de purifier le HFO pour remplir les caisses journalières à partir des caisses de décantation qui elles-mêmes sont remplies par des pompes de transfert à partir des réservoirs de stockage. Il faut également des caisses et des circuits dédiés selon les teneurs en soufre. Du fait des égouttures et des fuites sur ces circuits de carburant qui se mélangent aux fuites d’eau et d’huile dans les cales, on a toujours des compartiments machines relativement gras, sales et à forte odeur de fuel. Se rajoutent éventuellement désormais à cela le (ou les) scrubbers et leurs circuits associés, nécessitant installation complexe, maintenance, consommables, collectes et retraitement des boues et consommation électrique accrue pour faire tourner les diverses pompes etc.

Rien de tout cela sur le même navire propulsé au gaz. Le compartiment machine est beaucoup plus propre et quasiment sans odeur. Il reste un tout petit circuit de fuel pour l’allumage commandé (pilot fuel) et son stockage de capacité très faible. Du fait de l’absence de fuite (le circuit gaz dans le compartiment machine étant très court et constitué de tuyauterie à double enveloppe (pipe in pipe)), le risque incendie est bien moindre. Les gaz d’échappement sont très propres et peuvent être utilisés pour produire de l’énergie électrique soit à la vapeur soit avec un autre système ORC[8] de sorte qu’il n’est souvent pas nécessaire de faire tourner de GE à la mer. On peut dès lors imaginer n’avoir plus que deux GE au lieu de trois ou avoir des GE moins puissants, et ainsi générer des économies en capex et opex.

L’AidaPerla second navire GNL de la flotte AIDA. ©EHouri

Le bilan environnemental du GNL doit cependant prendre en compte l’impact qu’a le méthane (principal constituant du gaz naturel) en tant que gaz à effet de serre. En effet le méthane est un gaz à effet de serre beaucoup plus puissant que le CO2 et sa durée de vie dans l’atmosphère bien plus importante. Dès lors, les éventuelles fuites de méthane constituent une dégradation du bilan environnemental normalement positif du GNL. Il est donc primordial de parfaitement contrôler la chaîne logistique du GNL de manière à éviter toute fuite. Il s’agit là des fuites fugitives en ligne. Depuis le début de l’industrie du GNL dans les années soixante, la dangerosité du GNL, du fait de sa nature cryogénique et du risque d’explosivité dans certaines conditions, a conduit au développement de système de connexion / déconnexion de détection de gaz, de déconnexion d’urgence etc. qui assurent une étanchéité parfaite et les cas de fuites accidentelles de GNL ou de gaz sont extrêmement rares. Les technologies sont donc disponibles et sont rendues obligatoires pour les activités GNL small scale dont le soutage. Les standards hérités de l’industrie GNL doivent donc permettre un risque de fuite fugitive réduit à quantité négligeable.

Cependant lors de la combustion du gaz naturel dans les moteurs conçus à cet effet qu’ils soient des moteurs dit « pure gas » ou des moteurs dits « dual fuel », une quantité très minime de gaz naturel s’échappent des cylindres sans avoir brûlé. Selon les technologies de moteurs, le régime ou les conditions d’exploitation, ces imbrulés représentent entre 0,1 et 2% du gaz injecté dans le moteur. A ce stade, les motoristes ont déjà réalisé des progrès significatifs pour optimiser la forme des chambres de combustion des moteurs mais même si des progrès supplémentaires sont possible il sera impossible d’éliminer totalement le « methane slip ».

D’autres systèmes de combustion permettre de convertir l’énergie calorifique du gaz en puissance mécanique. Certains n’ont pas de très bons rendements comme les chaudières à vapeur associées à des turbines à vapeur (TAV), encore que les japonais Mitsubishi et Kawasaki soient arrivés à optimiser considérablement ces installations les rendant presque aussi efficace que les propulsions électriques avec des groupes électrogènes fonctionnant au gaz. L’avantage est qu’il n’y a pas de methane slip dans une chaudière à gaz et qu’il n’y a pas non plus de problème lié à la composition du gaz et notamment sa teneur en méthane (methane number) qui peut poser problème dans un moteur à combustion interne (risque de cognement et de détérioration du moteur si la teneur en méthane du gaz naturel n’est pas assez élevée).

On peut aussi utiliser des turbines à Gaz (TAG). Comme pour une chaudière, la combustion dans une TAG est totale (pas de methane slip) et supporte de grande variation de methane number sans problème. L’utilisation des TAG est bien connue dans les marines militaires pour les besoins de propulsion mais en brûlant du gasoil. On en trouve aussi dans le civil en entraînement direct et fonctionnant au gaz naturel comme dans le cas du Francesco, navire à passagers rapide au GNL qui fait les aller-retours sur le Rio de la Plata entre Montevideo et Buenos Aires. L’utilisation de TAG pour produire de l’électricité en cycle combiné avec récupération de chaleur sur les échappements pour générer de la vapeur et l’utiliser pour entraîner un turbo générateur, l’électricité produite alimentant la propulsion et les besoins du bord et de la cargaison, peut dans certains cas atteindre des rendements très élevés se rapprochant du rendement global d’un navire classique en prenant en compte la propulsion avec un moteur lent et les groupes électrogènes. Pour certains types de navires et pour certains profils opérationnels, une telle installation peut s’avérer pertinente car elle revêt bien des avantages. Son seul vrai inconvénient pour l’instant reste son coût d’acquisition (capex) très élevé. Un projet conjoint regroupant CMA-CGM, DNV-GL , GTT, ABB, SOLAR turbines (groupe Caterpillar) et OMT (ship designer) a démontré la pertinence et les nombreux avantages de cette solution.

D’un point de vue performance environnementale dans la réduction des gaz à effet de serre, le GNL est certainement moins bon que l’hydrogène mais encore faut-il disposer d’hydrogène. Aujourd’hui on ne sait ni produire, ni stocker l’hydrogène efficacement et à un coût raisonnable. Il ne faut donc pas envisager de déploiement industriel des technologies utilisant l’hydrogène dans le maritime avant plusieurs décennies. Par contre, en comparaison des carburants marins utilisés aujourd’hui le GNL, malgré le problème du methane slip, permet une réduction significative des gaz à effet de serre.

La performance économique

Pour l’armateur du navire marchand, l’important est de pouvoir transporter la même quantité de cargaison le plus souvent sur un navire de mêmes dimensions du fait des restrictions portuaires ou de canal ou de chenalage, selon un profil opérationnel identique (mêmes performances de vitesse) au moindre coût global (Capex + Opex) sur la durée de vie du navire. Le prix et la disponibilité du carburant est l’un des paramètres. C’est le plus important mais ce n’est pas le seul. L’autonomie est aussi un point capital. Or pour atteindre la même autonomie que le navire classique, la capacité de stockage de GNL devra être environ 80% supérieure en volume (même si elle sera inférieure en masse) à celle qu’elle était pour le HFO sur le navire classique. La faible densité du GNL (0,45 t/m3 contre 0,98 pour le HFO), n’est compensée que partiellement pas son pouvoir calorifique plus élevé que celui du HFO. Ainsi dans l’équation économique, l’emplacement du stockage de GNL peut impacter de manière significative la capacité commerciale et donc dégrader l’équation économique. Les règlementations applicables (code IGF) mettent des contraintes importantes en termes d’architecture navale sur le design des navires propulsés au GNL. Les choix technologiques en matière de cuve de stockage sont donc primordiaux et doivent être bien réfléchis. Certaines technologies comme les cuves intégrées à membrane permettent pour les grosses capacités[9] de perdre beaucoup moins d’espace cargaison contribuant à faire passer le résultat de l’équation économique dans le vert.

Pour ce qui est du prix du carburant, quand on parle de GNL, les prix s’expriment en $/mmbtu (ou US dollars par million de British Thermal Units), une habitude de l’industrie du GNL depuis ses débuts dans les années soixante car le GNL est avant tout une énergie et comme sa densité et son pouvoir calorifique dépendent de sa composition et de sa température et que celles-ci sont variables, on préfère parler d’unité d’énergie donc mmbtu ou MWh ou MJ. Aujourd’hui, selon les zones géographiques, les volumes à livrer et les types de contrats (indexation, court terme vs long terme etc), la différence de prix de carburant (livré à bord du navire client) varie entre 0 et 2 $/mmbtu en faveur du GNL. Cette différence en valeur absolue a tendance à augmenter au fur et à mesure que le prix du baril de pétrole brut augmente.

A partir du 1er janvier 2020, quel sera ce gap entre le GNL et le HFO (high sulfure) et entre le GNL et le ULS HFO ? Si le prix du baril continue de monter et que la capacité des raffineurs à produire du ULS HFO n’augmente pas il est très probable que le gap va continuer d’augmenter en faveur du GNL.

D’autre part la mutualisation des infrastructures de soutage et l’augmentation des volumes de GNL destinés au soutage des navires de commerce vont contribuer à augmenter encore ce gap.

Les composantes du prix du GNL livré sont les suivantes :

  • Prix de la molécule dans le terminal : X
  • Prix de l’opération de rechargement au terminal (terminaling fee) : Y
  • Prix de l’acheminement depuis le terminal GNL jusqu’au port de commerce et livraison à bord : Z

Total : X + Y + Z

X dépend des mécanismes du marché du GNL (offre et demande etc) du type de contrat (choix d’une indexation, spot, moyen terme, long terme) et du pricing fixé par le fournisseur de molécules (propriétaire producteur ou trader).

Y est un prix à priori régulé. Aujourd’hui le niveau de prix des terminaling fee est très élevé pour des activités de soutage, ramené aux faibles volumes à charger, ce qui constitue un obstacle économique majeur. Les choses pourraient bien changer à l’avenir, au moins pour certains terminaux. Il s’agit d’une question stratégique et politique en vue du positionnement de certains terminaux comme source d’alimentation d’un marché small scale et soutage GNL.

Z dépend surtout du coût de l’infrastructure de soutage (Capex et Opex) c’est-à-dire du niveau de prix du navire de soutage et de ses coûts d’exploitation (running costs). Jusqu’à présent le niveau de prix des navires de soutage et leurs coûts d’exploitation n’ont pas été de nature à augmenter d’avantage la compétitivité du GNL livré. Cela aussi pourrait changer à l’avenir.

 

Conclusion

L’ère du GNL comme carburant marin a commencé en Norvège en 2000 et est entrée dans sa phase de croissance rapide avec l’adoption par les grands navires de charge en ligne (méga porte-conteneurs) à la veille de l’entrée en vigueur de la limitation globale des émissions de SOx et NOx et en prévision d’autres règlementations restrictives à venir. Cette adoption du GNL va se poursuivre avec le déploiement des infrastructures de soutage dans les ports clé à travers le monde, rendant du même coup le GNL attractif pour les autres segments du Shipping jusqu’aux navires travaillant au tramping. L’attractivité du GNL sur les plans environnemental et économique n’est plus à démontrer. Les gens réalistes comprendront que la transition vers le zéro carbone passe d’abord par le bas carbone ou le « moindre » carbone à un coût acceptable. Dans le cas du GNL utilisé comme carburant marin, cette diminution des émissions de gaz à effet de serre (y compris en incluant les fuites fugitives de méthane) est déjà bien effective et substantielle et s’accompagne de plus de l’élimination totale des émissions de SOx, de micro particules et d’une réduction drastique des NOx, autant de polluants qui sont responsables chaque année de dizaine, voire de centaines de milliers de décès prématurés dans le monde.

Arthur Barret 

Gérant et Consultant Senior Managing Director and Senior Consultant

[1] Alors que l’accord de Paris n’a fixé aucun objectif chiffré de réduction des GHG pour le shipping, le MEPC 72 à l’OMI a acté un objectif de réduction de 50% minimum des émissions de GHG du shipping d’ici 2050 par rapport aux niveaux de 2008. Le Shipping, dans sa totalité, est responsable d’environ 3% des émissions globales de GHG.

[2] Date d’effet de la restriction globale des émissions de SOx à 0,5% contre 3,5% jusqu’à présent hors zones SECA.

[3] Référence aux récents propos de l’association T&E (Transport & Environnent)

[4] Sans doute au détriment de l’environnement local, mais c’est un autre sujet

[5] A titre de mise en perspective, la totalité des carburants marins (HFO, MDO, MGO) consommés sur la même période s’est élevée à approximativement 250 MT ce qui correspondrait à un petit peu plus de 200 MT de GNL à énergie équivalente en prenant en compte le rapport des pouvoirs calorifiques moyens.

[6] BOG : Boil Off Gas ou évaporats en français. Il s’agit du gaz en phase vapeur généré par l’évaporation permanente du GNL dans les cuves du fait des entrées de chaleur à travers les parois des cuves.

[7] Trop doucement d’ailleurs, on peut le regretter…

[8] Cycle ORC ou cycle vapeur utilisant comme source froide l’eau glycolée du circuit d’évaporation du GNL.

[9] Au-delà de 1000 m3

 

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