L’ESA cherche 6 volontaires pour une simulation (sur terre) de 520 jours de voyage vers Mars –> http://bit.ly/UpFH5

Call for Mars500 candidates

The Directorate of Human Spaceflight has published the following Call for Candidates:

Call for Mars500 Candidates

ISSUED on Tuesday, 13 October 2009

Deadline: 5 November 2009

See ‘Download Area’ in the right navigation bar for associated documents in Word and pdf formats.

Contact information:
Jennifer Ngo-Anh
HSF-USL
Tel. +31 71 565 8609
Email: Mars500@esa.int

Exxon Mobil et PetroChina ont signé avec le gouvernement australien un contrat d’approvisionnement à long terme de gaz naturel liquéfié ( GNL) d’une valeur de 41,3 milliards de dollars.

Cet accord prévoit la fourniture à PetroChina de 2,25 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié (GNL) durant les vingt prochaines années à partir du champ gazier de Gorgon, situé à l’ouest de l’Australie et opéré par ExxonMobil.

“Le contrat d’ExxonMobil de 50 milliards de dollars australiens pour l’exportation de GNL en Chine représente le plus gros contrat d’exportation dans l’histoire de l’Australie“, a déclaré le ministre australien de l’Energie et des Ressources sur la télévision ABC.

“ExxonMobil est très heureux d’avoir eu la possibilité de développer ce marché avec PetroChina, et nous espérons que ce succès renforcera la relation stratégique à long terme entre nos deux entreprises“, a pour sa part indiqué Andrew Swiger, le Vice President d’Exxon.

Nexans a remporté un contrat de 33,5 millions d’euros portant sur le développement, la fabrication et la livraison des ombilicaux de commande électro-hydraulique destinés aux champs de gaz naturel et de pétrole en eaux profondes de Tambaú et Uruguá, situés dans le bassin de Santos à environ 200 km au large de Rio de Janeiro au Brésil.

Ces ombilicaux relieront le stockeur flottant (FPSO) Cidade de Santos MV20, rattaché aux champs gaziers et pétroliers de Tambaú – Uruguá, aux collecteurs sous-marins, puis ces derniers aux puits de production. L’usine Nexans spécialisée de Halden en Norvège produira au total plus de 65 km d’ombilicaux, en 16 longueurs, destinés à être posés à des profondeurs atteignant 1 500 mètres.

L’ensemble représentera 2400 tonnes, un poids exceptionnel pour des ombilicaux sous-marins. Les éléments électriques des ombilicaux seront, eux, fabriqués dans le site de production de Rognan (Norvège). Petrobras entend développer la production des deux gisements dans des délais très brefs, c’est pourquoi la fabrication des ombilicaux se déroule à un rythme accéléré en vue d’une livraison au premier trimestre 2010.

“Ce contrat majeur en eaux profondes pour Petrobras vient encore confirmer le rang de Nexans parmi les leaders du marché des ombilicaux sous-marins », commente Krister Granlie, Directeur général des activités Haute Tension sous-marine et ombilicaux de Nexans. « Nous pensons que ce contrat, qui porte sur des ombilicaux en tubes acier, revêt une importance particulière car il positionne Nexans comme fournisseur international des futurs projets sous-marins de Petrobras.”

Le gisement de Tambaú contient des réserves estimées à 51 milliards de mètres cubes de gaz et celui d’Uruguá à 250 millions de barils de pétrole et 37 milliards de mètres cubes de gaz.

Depuis l’arrestation du fils du Président Mouammar Kadhafi, il y a un an, la Suisse et la Libye vivent une crise diplomatique. L’impact du conflit touche directement et lourdement les importations suisses de pétrole.

Le 15 juillet 2008, Hannibal Kadhafi, fils du président libyen, et sa femme enceinte ont été arrêtés à Genève pour mauvais traitements à l’encontre de leurs domestiques.

La crise diplomatique qui s’en est suivie continue de peser lourdement sur les relations commerciales entre les deux pays. En premier lieu, sur les importations suisse de pétrole libyen.

La Libye est en effet le premier partenaire commercial de la Suisse, qui importe 73% de son pétrole brut de Libye. Au cours du premier semestre 2009 les livraisons de pétrole libyen ont chuté de 88%, selon les derniers chiffres de l’administration fédérale des douanes.

Plus généralement, les importations de Libye ont baissé de 87,8%. Les exportations (électronique, produits chimiques…) ont également connu une forte baisse.

Total s’est vu attribuer par le gouvernement camerounais le bloc d’exploration Lungahe dans le bassin offshore du Rio del Rey.

Total Exploration & Production Cameroun, détenu à 75,8%, sera opérateur de ce bloc avec une participation de 100%.

Le bloc de Lungahe, d’une superficie de 83,6 kilomètres carrés, est situé à proximité des concessions et permis opérés par Total au Cameroun.

Total, producteur depuis 1977, opère près de 65% de la production pétrolière camerounaise, soit environ 60 000 barils par jour (b/j) en 2008. En novembre 2008, Total Exploration & Production Cameroun a obtenu l’autorisation exclusive d’exploitation du champ de Dissoni (37,5%, opérateur).

Un accident grave s’est produit sur le site pétrochimique Total Petrochemicals France de Carling, à Saint-Avold (Moselle), cet après-midi. Dans un communiqué, Total nous apprend que huit victimes sont à déplorer dont deux sont décédées. Les six blessés ont été évacués vers un centre hospitalier.

Selon les premiers éléments fournis par la compagnie, l’accident s’est produit vers 15h15, au cours d’opérations de redémarrage du vapocraqueur numéro 2* à la suite d’un arrêt lié aux récentes intempéries. Au cours de ces opérations, une unité de production de vapeur a explosé pour une raison encore inconnue, indique Total, qui assure que le site a été sécurisé et qu’aucun risque de pollution n’est à craindre.

Une cellule d’information et de soutien aux familles des victimes ainsi qu’à leurs collègues de travail est en cours de mise en place.

* Unité servant à produire des bases pétrochimiques (éthylène et propylène)

BP et Socar, la compagnie nationale d’Azerbaïdjan, se lancent conjointement dans l’exploration et la production en Mer Caspienne.

Le protocole d’accord a été signé lundi à Londres, en présence de Gordon Brown et du Président azerbaïdjanais.

Les blocs de Shafag et Asiman se situent à 125 km au sud est de Bakou, dans une zone encore inexplorée de 1 100 km² de superficie. Il s’agit d’une région de grande profondeur, par 650 à 800 mètres de fond.

Une étude intitulée “Opportunities for CO2 Storage around Scotland”, menée par le gouvernement écossais en collaboration avec le Scottish Centre for Carbon Storage (SCCS, Centre écossais du stockage carbone) et d’autres partenaires industriels, a révélé qu’environ 46.000 millions de tonnes de CO2 issu du secteur industriel (y compris la production d’électricité) pourraient être stockés dans des aquifères salins [1] en mer du Nord. Il serait alors possible de stocker l’équivalent d’une centaine d’années de toutes les émissions de CO2 du secteur industriel britannique.

Pour arriver à de telles conclusions, le SCCS et ses partenaires ont dans un premier temps évalué les niveaux d’émissions de CO2 en Ecosse et au Nord de l’Angleterre sur une période allant de 2008 à 2040. Ils ont ensuite déterminé le volume de CO2 qu’il serait possible de capturer.

L’équipe a ensuite passé en revue puis sélectionné 10 aquifères salins et 29 champs d’hydrocarbures situés sous la mer du Nord. Sachant que la capacité de stockage de 10 aquifères varie entre 4 600 à 46.000 millions de tonnes, cela permettrait non seulement de stocker le CO2 du reste du Royaume-Uni mais également celui de l’Europe. Plus de 90% de la capacité de stockage du CO2 repose sur de larges aquifères salins situés entre 1 et 3 km de profondeur en dessous du niveau de la mer et souvent proches des champs d’hydrocarbures.

Une étude intitulée “Oportunities for CO2 Storage around Scotland”, menée par le gouvernement écossais en collaboration avec le Scottish Centre for Carbon Storage (SCCS, Centre écossais du stockage carbone) et d’autres partenaires industriels, a révélé qu’environ 46.000 millions de tonnes de CO2 issu du secteur industriel (y compris la production d’électricité) pourraient être stockés dans des aquifères salins [1] en mer du Nord. Il serait alors possible de stocker l’équivalent d’une centaine d’années de toutes les émissions de CO2 du secteur industriel britannique.

Pour arriver à de telles conclusions, le SCCS et ses partenaires ont dans un premier temps évalué les niveaux d’émissions de CO2 en Ecosse et au Nord de l’Angleterre sur une période allant de 2008 à 2040.

Ils ont ensuite déterminé le volume de CO2 qu’il serait possible de capturer. L’équipe a ensuite passé en revue puis sélectionné 10 aquifères salins et 29 champs d’hydrocarbures situés sous la mer du Nord. Sachant que la capacité de stockage de 10 aquifères varie entre 4 600 à 46.000 millions de tonnes, cela permettrait non seulement de stocker le CO2 du reste du Royaume-Uni mais également celui de l’Europe. Plus de 90% de la capacité de stockage du CO2 repose sur de larges aquifères salins situés entre 1 et 3 km de profondeur en dessous du niveau de la mer et souvent proches des champs d’hydrocarbures.

L’étude indique également que l’injection de CO2 dans des réservoirs naturels d’hydrocarbures serait une méthode efficace de récupération assistée du pétrole (EOR). En effet, cette technique est utilisée par l’industrie pétrolière depuis une quarantaine d’années.

La prise en compte des émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère a mené à étudier ces dernières années le potentiel de cette méthode pour stocker durablement le CO2. Lorsque les conditions des réservoirs sont adéquates, cette méthode peut permettre à la fois d’augmenter notablement la récupération du pétrole, et de stocker définitivement du CO2 dans les formations géologiques.

Le potentiel de stockage du CO2 associé à l’EOR est important, à peu près 60% du CO2 injecté est retenu dans le réservoir, en ne prenant pas en compte la réinjection. Dans le cadre des plans actuels de la Commission Européenne, 12 projets de démonstration à grande échelle, qui appliquent la technologie de capture et de stockage de CO2 principalement à des centrales électriques fonctionnant au charbon, seront lancés d’ici 2015. Ainsi, cette étude permet d’ores et déjà d’identifier les sites potentiels de stockage du CO2 industriel en mer du Nord.

[1] Les aquifères salins

Localisés dans les bassins sédimentaires, les aquifères salins représentent des couches géologiques constitués de roches perméables (où l’eau circule librement) et poreuses (qui peut stocker de l’eau) situées généralement à une profondeur supérieure à 800m. Ils contiennent de l’eau hypersaline impropre à la consommation. Ces aquifères sont nombreux et peuvent avoir des superficies de plusieurs milliers de km2. Ils peuvent être offshore ou onshore.

En règle générale, chaque aquifère profond possède à sa base et en son sommet des couches imperméables composées par exemple d’argile, de marne ou de sel qui assurent une barrière d’étanchéité, en particulier vis-à-vis des réservoirs d’eau douce, qui sont peu profonds. Le terme réservoir fait référence à l’existence d’un réseau poreux connecté pouvant contenir des fluides (eau, gaz, huile).

[BE Royaume-Uni numéro 97 (7/07/2009) - Ambassade de France au Royaume-Uni / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59852.htm]

Alors que les opérations de forage de développement se poursuivront au cours des deux prochaines années, la part de production de Total devrait atteindre en moyenne environ 25 000 barils équivalent pétrole par jour au cours de la prochaine décennie, annonce la compagnie.

Situé au sud-est du champ d’Åsgard en mer de Norvège, par une profondeur d’eau de 270 mètres, Tyrihans est un projet entièrement sous-marin relié aux installations et aux infrastructures existantes des champs d’Åsgard et de Kristin dans l’Haltenbanken. Total détient une participation de 7,68% dans le champ d’Åsgard et de 6,00% dans le champ de Kristin.

Découvert en 1982, Tyrihans regroupe le champ de Tyrihans Sud, gisement pétrolier surmonté d’une accumulation de gaz, et le champ de Tyrihans Nord, gisement de gaz à condensats.

La production de Tyrihans sera acheminée par un pipeline de 43 kilomètres jusqu’aux infrastructures du champ de Kristin où elle sera traitée. Le gaz sera ensuite exporté depuis Kristin vers les marchés européens par le gazoduc d’Åsgard tandis que le pétrole brut et les condensats seront envoyés par pipeline vers Åsgard C en vue de leur exportation par tanker.

Les partenaires du champ de Tyrihans sont StatoilHydro (opérateur, 58,84%), Total E&P Norge (23,18%), Mobil Development Norway (11,75%) et Eni Norge (6,23%).

Annoncé par le ministère australien de l’énergie, le contrat prévoit la vente d’1,5 million de tonnes de GNL par an, sur une durée de 20 ans. Le gaz proviendra du projet Gorgon, encore en développement, qui devrait produire 15 millions de tonnes de GNL par an.

Le projet Greater Gorgon appartient à une coentreprise, détenue par Chevron (opérateur, 50%), ExxonMobil (25%) et Shell (25%). Le champ gazier dispose de réserves estimées à 1 100 milliards de mètres cubes. Il constitue la plus importante ressource gazière du pays.

Le développement du projet a coûté quelques 50 milliards de dollars australiens, soit davantage que le plan de relance du gouvernement australien.

“Ce contrat (…) représente l’aube d’un nouveau partenariat de commerce entre l’Australie et l’Inde”, a déclaré le ministre de l’énergie, Martin Ferguson. “Nous sommes un pays entièrement construit sur l’investissement étranger. Les investissements qui développent nos ressources naturelles pour le bénéfice de tous les australiens continueront à être bienvenu par le gouvernement”.

“J’espère que ce nouveau partenariat avec l’Inde deviendra aussi important que que nos accords commerciaux avec nos amis d’Asie orientale et du Nord Est asiatique”, a-t-il ajouté.

La Turquie a autorisé jeudi la Russie à entreprendre les études pour réaliser le gazoduc South Stream qui reliera la Russie à l’Europe par les eaux turques de la Mer noire, mais en évitant l’Ukraine qui s’est durement affrontée à Moscou sur la question des prix.

La Russie va pouvoir effectuer les études nécessaires pour la réalisation du projet South Stream dans les eaux turques.

Le président du conseil italien Silvio Berlusconi a participé [jeudi] à Ankara à la cérémonie de signature de l’accord de coopération russo-turque sur les travaux d’exploration pour la construction du gazoduc South Stream. Il faut dire que la compagnie italienne Eni est le principal partenaire du géant russe Gazprom dans South Stream.

Le projet est en concurrence avec Nabucco, un projet de gazoduc européen de 3.300 km contournant la Russie. L’Union européenne souhaite en effet se défaire de sa dépendance vis-à-vis du gaz russe. Mais le projet européen patine, contrairement au russe – qui avec l’appui de l’Italie – avance à grands pas.

[src : Fenêtre sur l'Europe (licence Creative Commons)]

La filiale “Air Liquide Sohar Industrial Gases” à Oman vient de mettre en service une nouvelle unité de production d’azote, afin de répondre aux besoins de la raffinerie ORPC basée à Mascate.

Cette unité, basée sur un contrat d’approvisionnement à long terme, est la troisième du pays, après la mise en service de deux unités en 2006 et 2008 dans le parc industriel de Sohar.

Air Liquide a investi environ 300 millions de dollars sur la période 2002-2007 et va investir un milliard de dollars supplémentaire dans la région du Golfe Arabique dans les cinq prochaines années.

En Egypte, Air Liquide procède au démarrage d’une nouvelle unité d’oxygène à Alexandrie pour approvisionner l’aciérie du groupe EZZ, l’un des plus grands producteurs d’acier de la région. Cette unité de séparation des gaz de l’air (ASU) vient s’ajouter aux deux unités déjà en service, portant ainsi la capacité totale de production à 700 tonnes d’oxygène par jour. Cet investissement repose aussi sur un contrat d’approvisionnement à long terme.

Pour répondre à ses besoins croissants dans l’Industriel Marchand en Egypte, Air Liquide a récemment mis en service une unité de séparation des gaz de l’air près du Caire, d’une capacité de 140 tonnes par jour d’oxygène liquide et d’azote. Par ailleurs, une nouvelle unité de production d’argon, d’une capacité de 12 tonnes par jour, sera mise en service à Alexandrie pour approvisionner l’industrie des gaz de soudage et des mélanges à base d’argon en Egypte et dans les pays voisins.

Ces nouvelles unités, ajoutées aux acquisitions récentes d’Al Khafrah et de Pure Helium, représentent un investissement total de 150 millions de dollars.

Pierre Dufour, Directeur Général délégué du groupe Air Liquide, supervisant la zone Moyen-Orient, a déclaré : “Grâce à ces nouvelles unités en Oman et en Egypte, Air Liquide est en mesure de répondre aux besoins croissants de ses clients à long terme et de les accompagner dans leur expansion géographique. Les mises en service de ces nouvelles unités de production sont une nouvelle étape pour le Groupe dans cette zone de croissance.”

GDF Suez a annoncé lundi avoit acquis auprès de la société américaine Anadarko Petroleum Corporation une participation de 60 % dans le Bloc 4, au Qatar, via le rachat de « Anadarko Qatar Block 4 Company, LLC ».

Le contrat de partage de production porte sur le bloc offshore 4 qui s’étend sur une superficie de 3 132 km² au large des côtes du Qatar et contient plusieurs prospects.

GDF Suez indique vouloir élargir l’ “horizon géographique de ses activités”, après son entrée en 2008 aux Etats-Unis, en Azerbaïdjan et en Libye.

Premier pays exportateur de GNL au monde, le Qatar dispose d’importantes réserves d’hydrocarbures, et notamment des 3èmes réserves mondiales de gaz naturel non associé, essentiellement situés dans le champ géant « North Field ».

En 2008, GDF Suez a renforcé ses positions au Qatarpar la signature d’un protocole d’accord avec Qatar Petroleum International pour développer la coopération entre les deux groupes à l’international, notamment dans les domaines de l’exploration-production, du gaz naturel liquéfié (GNL), du stockage et dans l’aval gazier.

Le groupe a également remporté l’appel d’offres pour le projet de Ras Laffan C, le plus grand projet de production d’électricité et de dessalement d’eau au Qatar, qui prévoit la construction d’une centrale électrique de 2 730 MW et d’une unité de dessalement de 286 000 m³/jour d’eau.

Enfin, GDF Suez est présent dans les services à l’énergie et l’environnement au Qatar à travers le pacte d’actionnaires signé avec Qatari Diar et BARWA pour la création d’une entreprise de services aux collectivités.

Selon l’accord conclu entre la Région et Enel, une unité de regazéification de GNL sera implantée en Sicile. Le développement du terminal sera assuré par Nuove Energie SpA, pour un investissement de 650 millions d’euros.

Un autre volet de l’accord comprend le renforcement de l’efficacité de 5 centrales thermiques existantes. Elles offrent à ce jour une puissance installée totale de 2 486 MW. 9 centrales hydoélectriques (713,5 MW) seront également rénovées. Ce programme représente un investissement de 70 millions d’euros entre 2009 et 2013.

Enfin, l’accord porte sur les énergies renouvelables : Enel prévoit en effet un développement d’au moins 400 MW d’énergie éolienne et solaire sur les 4 prochaines années. Ces investissements sont évalués à près d’un milliard d’euros, indique le groupe italien.

Une prospérité bâtie sur le pétrole et le sable : la fin proche des réserves de pétrole contraint les souverains du Golfe à asseoir leurs richesses sur des sources d’énergie alternatives. Chaque habitant des Emirats Arabes Unis (EAU) consomme chaque année environ 17.000 kWh d’électricité et 219.000 litres d’eau, des quantités plus élevées qu’un américain en moyenne [1]

“Nous n’avons encore aucun problème d’énergie”, affirme Sultan Ahmed Al-Dschaber, directeur de la société pour les énergies d’avenir à Abu Dhabi. “Mais nous pensons déjà à l’ère du “post-pétrole”. Avec l’initiative de l’éco-cité de Masdar [2], nous voulons donner à notre économie un nouveau soutien sur lequel elle peut s’appuyer.” Les entreprises allemandes constituent souvent des partenaires précieux pour les pays Arabes et sont leaders dans les technologies où les Emirats voient leur avenir : techniques solaires, énergie éolienne et dessalement de l’eau de mer.

Dans le cadre de cette initiative, les cheiks ont rassemblé plusieurs projets prometteurs, grâce auxquels les Emirats souhaitent se positionner à la pointe mondiale de la vague énergétique. Chaque jour, leurs pompes extraient environ 2,5 millions de barils de pétrole. Les recettes sont investies dans des installations solaires et des éoliennes. Depuis août 2008 est planifiée une immense centrale solaire dans le désert, qui devrait coûter 350 millions de pétrodollars et devrait fournir 100 MW d’électricité. Actuellement, 35 installations sont testées et une décision concernant l’attribution à un exploitant devrait tomber cet automne. L’extension ultérieure des panneaux solaires à 500 MW est déjà prévue.

Environ 22 milliards d’euros sont investis par les gouvernants dans l’éco-cité de Masdar (“source” en arabe), Mecque mondiale des bâtiments à haute efficacité énergétique dans le désert. A côté de l’aéroport international d’Abu Dhabi se dresse la ville de 50.000 habitants, qui devrait s’approvisionner à long terme uniquement à partir d’énergie renouvelables. D’immenses surfaces de toiture sont prévues pour installer des panneaux solaires. Les cheiks n’achètent pas de modules solaires, mais des usines entières pour fabriquer eux-mêmes les panneaux de verre.

Le savoir-faire allemand est ici très recherché : en effet, les machines proviennent du fournisseur Applied materials d’Alzenau en Bavière. D’autres usines implantées à Abu Dhabi viendront augmenter les capacités de production de Masdar en photovoltaïque à 210 MW. Les dirigeants du Golfe pensent déjà plus loin : les EAU veulent produire eux-mêmes un total de 630 MW de modules solaires par an.

Cependant, la technique allemande du solaire n’est pas transférable d’emblée aux EAU : la poussière de sable fine et tranchante et les tempêtes de désert poncent le verre des modules et empêchent l’accès aux surfaces de silicium. C’est pourquoi des instituts de recherche comme le Centre allemand de recherche aérospatiale (DLR) à Cologne et l’Université technique d’Aix-la-Chapelle (RWTH) se sont engagés à développer des solutions spéciales pour le monde arabe.

Il n’y a pas qu’à Abu Dhabi qu’un avenir vert se profile. En effet, tous les pays limitrophes du Golfe et de la mer méditerranée bénéficient d’un ensoleillement conséquent avec une température allant jusqu’à 50°C en journée, et un vent violent la nuit. Ainsi, le fournisseur solaire allemand Coenergy construit une installation solaire qui produit 2 MW d’électricité sur le toit de l’Université du Roi Abduhlah, à Riad, capitale d’Arabie Saoudite. Ce projet est financé à hauteur de 11,3 millions d’euros par Saudi Aramco, l’une des plus grosses entreprises de pétrole du monde.

Le Maroc quant à lui investit dans l’énergie éolienne : à côté de Tanger, se dresse depuis 8 ans le premier grand parc éolien d’Afrique du Nord, comprenant 7 générateurs éoliens. Le projet a été financé par la banque publique allemande KfW. Depuis, les Français [3] ont bâti dans la même région un gigantesque parc contenant 84 éoliennes d’une puissance totale installée de 50,4 MW.

A Kuraymat, au sud du Caire, une centrale moderne a été érigée, qui utilise la chaleur du soleil et le gaz naturel pour approvisionner la capitale égyptienne avec 150 MW d’électricité. Ainsi, des collecteurs solaires avec des anneaux paraboliques sont installés pour capter la lumière du soleil. L’entreprise de Cologne Flagsol, filiale de Solar Millenium AG d’Erlangen, est associée au projet et à la construction du champ solaire. Les collecteurs couvrent une surface de 130.000 m2. Chaque collecteur est large de 6 mètres et long de 150 mètres. Environ 53.000 miroirs sont utilisés, dont la plupart provient d’Allemagne, entre autre de Schott Solar.

D’autres appels d’offre sont lancés en Algérie, Maroc, Israël et aux Emirats.

[1] Consommation d’électricité d’environ 12.500 kWh/hab en 2007 aux US
[2] Informations supplémentaires sur Masdar “Installation de l’Agence internationale pour les énergies renouvelables aux Emirats arabes unis”, BE Allemagne 444 – http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59882.htm – 09/07/2009
[3] Parc éolien possédé par la Compagnie éolienne du détroit (CED), filiale marocaine de la société française Theolia – Informations supplémentaires : http://www.lejournaldetanger.com/avant_imp.php ?a=2245

[BE Allemagne numéro 447 (30/07/2009) - Ambassade de France en Allemagne / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/60153.htm]