Gaz, électricité ou charbon, sur la presqu'île ?

Le charbon sera la première source d'énergie dans dix ans
Les Echos du 19 décembre 2012
Veronique Le Billon

La consommation de charbon de la planète va dépasser celle du pétrole.
Le vieux charbon a de l'avenir. Tandis que les pays développés débattent de transition énergétique, le charbon est en passe de devenir la première source d'énergie au monde, indique un rapport de l'Agence internationale de l'énergie(AIE) publié hier. En 2017, la consommation globale de charbon pourrait atteindre 4,32 milliards de tonnes équivalent pétrole, talonnant celle de pétrole - prévue à 4,40 milliards de tonnes - anticipe l'agence de l'OCDE. Il devrait ainsi se brûler chaque année 1,2 milliard de tonnes de charbon supplémentaires par an d'ici à 2017, soit la consommation actuelle cumulée des Etats-Unis et de la Russie... Tandis que le charbon représente aujourd'hui 28 % de l'énergie primaire, il pourrait ainsi ravir au pétrole sa première place dans le mix énergétique mondial à l'horizon de dix ans, a estimé hier l'AIE.

La Chine - qui produit et consomme plus de 45 % du marché mondial aujourd'hui - explique l'essentiel de la tendance : son développement économique a généré les trois quarts de la hausse de la demande de charbon l'an dernier (+ 4,3 %). Même avec des hypothèses de croissance plus prudentes en Chine, la demande de charbon continuerait à croître sur la période, montre le rapport. L'Inde, qui a multiplié ces dernières années des investissements dans le charbon (notamment en Indonésie et en Australie) deviendrait rapidement deuxième consommateur au monde. Elle dépasserait ainsi les Etats-Unis. Outre-Atlantique, le boom du gaz de schiste a en effet rendu le charbon moins compétitif et accéléré une substitution du « king coal » par le gaz.

Nouveaux débouchés en Europe
Paradoxe apparent, l'Europe tient sa part de responsabilité dans l'essor du charbon : moins demandé aux Etats-Unis, le charbon a trouvé de nouveaux débouchés en Europe, ce qui a entraîné une baisse des cours (85 dollars la tonne en mai, contre 130 en mars l'an dernier), soutenu par des coûts de transport plus favorables que pour le gaz.

Cumulé à un prix du CO encore très bas, le charbon a ainsi pris en Europe l'ascendant en termes de compétitivité. En Espagne, au Royaume-Uni et en Allemagne notamment, la production d'électricité à partir de centrales au charbon a fortement crû au premier semestre, au détriment des centrales au gaz. Le mouvement de balancier du gaz vers le charbon, toutefois, devrait atteindre un pic en Europe l'an prochain, estime l'AIE. En France notamment, les capacités de production au charbon devraient refluer, les directives européennes et la fin des quotas gratuits de CO imposant les fermetures des centrales les plus anciennes d'ici à fin 2015 (lire ci-dessous). Très polluant, le charbon fait peser d'autant plus de menaces sur le climat que les technologies - captage et stockage du CO - ne sont pas matures, souligne l'AIE. « Avec la question récurrente de la récession, les inquiétudes sur le changement climatique ont été reléguées au second plan », regrette sa directrice exécutive, Maria van der Hoeven.
Véronique Le Billon

Le gaz, gagnant de la nouvelle donne
Pascal Colombani
Le Figaro du 6 décembre 2012

Le débat national sur la transition énergétique lancé par le gouvernement divise. Et pas seulement sur les questions les plus polémiques du nucléaire et du développement des gaz de schiste. Deux regards sur l’avenir de notre mix énergétique.

La question, en France, n’est pas de savoir si on doit exploiter le gaz de schiste, mais quand on le fera
Jusqu’à récemment, la réponse à la forte croissance prévue de la demande d’énergie mondiale était simple, à court terme : le charbon (en Allemagne, en Chine, aux États-Unis, etc.) ; le pétrole et le gaz, garantis par la stabilité politique au Moyen-Orient et en Russie. À plus long terme : le charbon, peut-être avec capture du gaz à effet de serre, le nucléaire, le forage de très grande profondeur, dans des réservoirs offshore de pétrole et de gaz, et un rôle de complément, sympathique mais marginal, pour les sources d’énergie renouvelables.

La situation géopolitique au MoyenOrient, l’accident de Fukushima, celui du golfe du Mexique, l’émergence du gaz de schiste, la nouvelle politique européenne de promotion d’énergies décarbonées, ont bouleversé cette vision : les coûts liés aux exigences de sûreté s’envolent, et une volonté méritoire d’évaluer objectivement les coûts de chaque mode de production commence à prévaloir. Le gaz est le grand gagnant de cette nouvelle donne, et c’est pourquoi la question, en France, n’est pas de savoir si on doit exploiter le gaz de schiste, mais quand on le fera. Ceci d’autant plus qu’avec des entreprises comme Total, Technip, CGG-Veritas, Schlumberger, GDF-Suez, Alstom, vraies multinationales nées en France, nous disposons de tous les atouts pour cela.

En effet, la nouvelle instabilité politique et économique et les prix élevés, reflétant une forte demande, incitent les opérateurs à rechercher des ressources plus difficiles à produire (petits réservoirs, offshore profond, environnements difficiles en termes d’accès ou de climat, hydrocarbures plus lourds, etc.). Les projets d’exploration et de développement des ressources pétrolières deviennent plus complexes, et plus coûteux, mais les retours peuvent être extrêmement intéressants - ainsi le développement du gaz de schiste a été permis par une combinaison de facteurs économiques et technologiques (puits horizontaux), amenant les États-Unis à l’autosuffisance et même à des capacités d’exportation non négligeables. Les technologies employées donnent lieu à controverse, et il faut reconnaître que si la fracturation hydraulique est une technologie éprouvée, l’échelle à laquelle elle est déployée dans l’extraction de gaz de schiste est nouvelle, avec des conséquences potentielles sur les ressources requises en eau et en sable, sur la contamination des aquifères et sur des micro-événements sismiques.

Mais les solutions technologiques existent : une modélisation fine des gisements permet une évaluation économique précise des réserves et une exploitation responsable.

Le gaz a un bon potentiel de développement dû à son abondance, à sa flexibilité, qui en fait un partenaire relativement souple pour les renouvelables, et un bon candidat en remplacement du charbon pour limiter les émissions de gaz à effet de serre. Son prix dépend de l’emplacement des gisements et de la composition du gaz, mais aussi de la façon dont le gaz peut être transporté vers les lieux de consommation. Les différences de prix pratiqués dans les différents bassins d’usage : États-Unis, Europe, Pacifique, variant du simple au quadruple, reflètent ces différences.

Le gaz bénéficie aussi d’un relatif ralentissement de la « renaissance » du nucléaire. L’accident de Fukushima a été un coup sévère pour la filière. Mais le nucléaire a des fondamentaux économiques très solides en termes de coût de production. Les difficultés réelles sont de nature financière, dans des environnements qui se sont libéralisés : les réductions de coûts ne se sont pas matérialisées, l’environnement réglementaire reste peu stable, et il est difficile de construire de nouvelles installations sans accès à des incitations financières, ou sans la perspective d’une vente favorable de l’électricité produite. Le retour sur investissement reste structurellement différent de celui du gaz, et est insoutenable dans un contexte de gaz bon marché. Ainsi aux États-Unis, la structure du retour sur investissement limite le nucléaire par rapport à l’exploitation du gaz de schiste.

En France, même dans notre contexte de stagnation économique durable, il est difficile de voir comment faire baisser la proportion d’électricité d’origine nucléaire sans faire un appel massif au gaz – même en augmentant la proportion de renouvelables… Le cas allemand est éclairant : dans le contexte de l’abandon du nucléaire, les opérateurs et investisseurs allemands ont prévu de dépenser 60 milliards d’euros pour construire et moderniser des générateurs d’électricité à l’horizon 2020 : parmi les 84 projets prévus, 29 chaudières à gaz et 17 chaudières à charbon.

Le gaz est donc, partout, le premier bénéficiaire d’un contexte très profondément renouvelé. Or la stratégie énergétique européenne à l’horizon 2050 est uniquement axée sur la réduction de 80 % des émissions de gaz à effet de serre. Outre que cette politique de décarbonation nécessiterait un relèvement significatif du prix du CO2 dans le « European Emission Trading Scheme » pour que les investissements requis pour une transition du charbon au gaz se justifient, ce noble objectif aurait gagné à être complété par quelques préoccupations liées à la sécurité d’approvisionnement, car il est finalement dépendant de l’acheminement du gaz russe ou d’Afrique du Nord… les ressources locales étant liées à l’exploitation de gaz de schiste, au développement de l’éolien et du solaire, dont on connaît les limitations, et du nucléaire, loin de faire l’unanimité… Face à toutes ces difficultés et opportunités, une politique européenne ambitieuse de diversification devra inclure l’exploitation du gaz de schiste.
* Et Senior Advisor au cabinet A.T.Kearney

EDF subira 2 milliards d'euros d'impayés de la CSPE en 2013
Les Echos du 19 décembre 2012
Veronique Le Billon

EDF supportera 2 milliards d'euros d'impayés supplémentaires en 2013 à cause de la compensation insuffisante de la CSPE, une taxe sur les factures qui finance notamment les énergies renouvelables, a indiqué la Commission de régulation de l'énergie hier. Ce chiffre n'est pas une surprise pour EDF, qui négocie avec l'Etat pour apurer le déficit de 5 milliards d'euros sur les années précédentes. La CSPE, d'un montant de 10,50 euros du mégawattheure, pourrait passer à 13,50 euros au 1 er janvier.