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Inf'OSE janvier 2018

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L’année 2018 sera-t- elle celle des énergies fossiles ? La question parait volontairement provocatrice à l‘heure où les énergies renouvelables occupent largement l’espace médiatique et font l’objet d’un engouement vigoureux de la part des universitaires. Si notre regard s’arrête aux frontières de l’hexagone et de son mix électrique bien moins carboné que celui de ses voisins, la question semble même ne pas se poser. Pourtant, le pétrole, le gaz naturel et le charbon représentent 86% de l’énergie consommée dans le monde. En offrant un accès bon marché à un bien indispensable à tout individu, ces énergies n’ont pour le moment pas trouvé de concurrents à leur taille. Les pays en développement ne pourront pas se permettre de faire l’impasse sur la compétitivité de leurs industries malgré des problématiques environnementales désormais indiscutables. En Europe, alors que les politiques sont plus que jamais volontaristes en la matière, le charbon peine à réduire sa part et reste garant de plusieurs milliers d ’emplois miniers. L’industrie pétrolière se relève du contre - choc qu’elle a subi et profite de la douce remontée des prix pour faire foisonner les projets gaziers sur tous les continents. Cette hausse pourrait toutefois profiter aux énergies alternatives dont le coût ne cesse de baisser. Sans rediscuter la nécessité absolue de réduire nos émissions, ce numéro propose un point de vue éclairé sur la situation énergétique mondiale. Et si le monde n’avait finalement pas encore réalisé l’urgence de sa situation ? Toute la promotion vous souhaite une bonne année 2018 et une bonne lecture !

Louis POLLEUX

L’année 2018 sera-t- elle celle des énergies fossiles ? La question parait volontairement provocatrice à l‘heure où les énergies renouvelables occupent largement l’espace médiatique et font l’objet d’un engouement vigoureux de la part des universitaires. Si notre regard s’arrête aux frontières de l’hexagone et de son mix électrique bien moins carboné que celui de ses voisins, la question semble même ne pas se poser. Pourtant, le pétrole, le gaz naturel et le charbon représentent 86% de l’énergie consommée dans le monde. En offrant un accès bon marché à un bien indispensable à tout individu, ces énergies n’ont pour le moment pas trouvé de concurrents à leur taille. Les pays en développement ne pourront pas se permettre de faire l’impasse sur la compétitivité de leurs industries malgré des problématiques environnementales désormais indiscutables. En Europe, alors que les politiques sont plus que jamais volontaristes en la matière, le charbon peine à réduire sa part et reste garant de plusieurs milliers d ’emplois miniers. L’industrie pétrolière se relève du contre - choc qu’elle a subi et profite de la douce remontée des prix pour faire foisonner les projets gaziers sur tous les continents. Cette hausse pourrait toutefois profiter aux énergies alternatives dont le coût ne cesse de baisser. Sans rediscuter la nécessité absolue de réduire nos émissions, ce numéro propose un point de vue éclairé sur la situation énergétique mondiale. Et si le monde n’avait finalement pas encore réalisé l’urgence de sa situation ? Toute la promotion vous souhaite une bonne année 2018 et une bonne lecture !

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  1. 1. Le dispositif des certificats d’économies d’énergie LANCEMENT DE LA QUATRIÈME PÉRIODE >>> page 7 Mensuel sur l’énergie et l’environnement N° 129Janvier 2018 L’année 2018 sera-t-elle celle des énergies fossiles ? CHARBON EN EUROPE, MARCHÉ DU GAZ, LOI HYDROCARBURES EN FRANCE, DEEPWATER ... >>> page 12 © Rudmer Zwerver/Shutterstock.com
  2. 2. ADRESSE E-MAIL infose@mastere-ose.fr TELEPHONE 04 97 15 70 73 ADRESSE Centre de Mathématiques Appliquées Mines Paristech Rue Claude Daunesse CS 10 207 06904 Sophia Antipolis L’année 2018 sera-t-elle celle des énergies fossiles ? La q u e s t i o n p a r a i t vo l o n t a i re - ment provocatrice à l‘heure où les énergies renouvelables occupent largement l’espace médiatique et font l’objet d’un engouement vigoureux de la part des universitaires. Si notre regard s’arrête aux frontières de l’hexagone et de son mix élec- trique bien moins carboné que celui de ses voisins, la question semble même ne pas se poser. Pourtant, le pétrole, le gaz naturel et le charbon représentent 86% de l’énergie consommée dans le monde. En offrant un accès bon marché à un bien indispensable à tout indi- vidu, ces énergies n’ont pour le moment pas trouvé de concurrents à leur taille. Les pays en développement ne pourront pas se permettre de faire l’impasse sur la com- pétitivité de leurs industries malgré des problématiques environnementales désormais indiscutables. En Europe, alors que les politiques sont plus que jamais volonta- ristes en la matière, le charbon peine à réduire sa part et reste garant de plusieurs milliers d’emplois miniers. L’industrie pétrolière se relève du contre-choc qu’elle a subi et profite de la douce remontée des prix pour faire foisonner les projets gaziers sur tous les continents. Cette hausse pourrait toutefois profiter aux énergies alterna- tives dont le coût ne cesse de baisser. Sans rediscuter la nécessité absolue de réduire nos émis- sions, ce numéro propose un point de vue éclairé sur la situation énergétique mondiale. Et si le monde n’avait finalement pas encore réalisé l’urgence de sa situation ? Toute la promotion vous souhaite une bonne année 2018 et une bonne lecture ! Louis POLLEUX Maquettiste - Baptiste Metz Toute reproduction, représentation, traduc- tionouadaptation,qu’ellesoitintégraleoupar- tielle, quel qu’en soit le procèdé, le support ou le média, est strictement interdite sans l’auto- risation des auteurs sauf cas prévus par l’article L. 122-5 du code de la propriété intellectuelle. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 2 ÉDITORIALCONTACTS
  3. 3. ACTUALITÉS ARTICLES 04 - Signature d’un projet d’accord com- mercial pour la construction d’une usine entre New Areva et CNNC 04 - Brookfield Business Partners, le nouveau repreneur de Westinghouse 05 - TEPCO prévoit le redémarrage de deux réacteurs en 2019 05 - Trump relance l’exploitation pétro- lière et gazière offshore aux USA 06 - La plus grande centrale solaire ther- mique au monde sera construite en Australie-Méridionale 07 - Le dispositif des certificats d’économies d’énergie 12 - Le charbon en Europe, de l’histoire ancienne ? 16 - Le marché du gaz : vers un point d’inflexion ? 20 - Le gaz naturel liquéfié : exemple du projet d’envergure YAMAL 22 - La fin de l’exploitation d’hydrocarbures : réel engagement environnemental ? 24 - Le deepwater : une aubaine pour le Brésil mais une mauvaise affaire pour Petrobras? Devenez partenaire de l’événement OSE 2018 L’Hydrogène, vecteur énergétique du futur ? Jeudi 27 Septembre 2018 à Sophia Antipolis (06) Le programme de ce colloque s’articulera autour des applications de l’hydrogène les plus prom- etteuses. Seront détaillées entre autres les caractéristiques de production, stockage et transport, ainsi que l’évaluation des performances économique et environnementale de ces applications. Cette manifestation d’envergure ne peut se faire sans la participation d’entreprises comme la vôtre. Celle-ci pourra prendre la forme d’un soutien financier ou d’interventions lors du colloque, pour promouvoir vos activités en lien avec l’hydrogène et partager vos savoirs. Pour plus d’informations, contactez : evenement@mastere-ose.fr I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 3SOMMAIRE
  4. 4. ACTUALITÉS JANVIER 2018                     0 Haris DJOUBRI & Adnane HATIM0       SIGNATURE D’UN PROJET D’ACCORD COMMERCIAL POUR LA CONSTRUCTION D’UNE USINE ENTRE NEW AREVA ET CNNC Après d’âpres négociations débutées il y a plus de 10 ans, New Areva (nouveau nom de l ’ac tivité combustible de l’ex-Areva) et son par tenaire chinois China National Nuclear Corporation (CNNC) ont signé à Pékin un contrat crucial. En présence du Président de la République populaire de Chine, M. Xi Jinping, et du Président d e l a R é p u b l i q u e Fra n ç a i s e, M.  Emmanuel Macron, les deux firmes ont trouvé un « protocole d’accord commercial » concer- nant la construction d’une usine de traitement et recyclage de combustibles usés des centrales chinoises. Ce contrat, dont le montant est estimé à plus de 10 milliards d‘euros, devrait, selon le minis- tre français de l’Economie Bruno Le M a i re é g a l e m e nt p ré s e nt dans la délégation, « sauver la filière nucléaire française » après des années de difficultés pour Areva. « Nous avons mainten- ant l’assurance du contrat avec une échéance : sa signature au printemps », a t ’il également affirmé, bien qu’on annonce chez New Areva que les négociations portant sur certains détails pour- ront encore prendre plusieurs mois. La construction de l’usine devrait débuter en 2020 et durer une décennie. L’usine, d’une capac- ité de traitement de 800 tonnes de combustibles usés par an, sera construite sur le modèle des usines de la Hague (dans la Manche) et Melox (dans le Gard). Cette usine devrait permettre de traiter les combustibles usés des 38 centrales nucléaires chinoises (en plus de 20 en construction dans le pays) et d’en recycler une partie sous forme de MOX, com- bustible composé d’un mélange d e p l u t o n i u m e t d ’ u r a n i u m appauvri. La Chine, actuellement leader sur le marché de la construction de nouvelles centrales nucléaires, devrait renforcer sa position avec la mise en service du premier EPR au monde à Taishan, prévue pour mi-2018. Sources : • Brice Pedroletti, Le Monde, 09/01/2018, http://abonnes.lemonde.fr/economie/article/2018/01/09/nucleaire-new-areva-pres- de-conclure-un-mega-contrat-en-chine_5239219_3234.html • Areva, 09/01/2018, http://www.new.areva.com/FR/actualites-11048/new-areva-et-cnnc-saluent-les-progres-significatifs-des- negociations-du-contrat-pour-le-projet-d-usine-chinoise-de-traitement-et-recyclage-des-combustibles-uses.html BROOKFIELD BUSINESS PARTNERS, LE NOUVEAU REPRENEUR DE WESTINGHOUSE We s t i n g h o u s e E l e c t r i c , p r e m i e r f a b r i c a n t d e réacteurs nucléaires au monde, filiale nucléaire de Toshiba, s’est mise sous la protection de la loi sur les faillites aux États-Unis en mars dernier. Toshiba a enregis- tré 8 milliards d’euros de pertes sur l’exercice fiscal, liées aux dépassements des coûts des deux I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 4 NEWS
  5. 5. chantiers de centrales en Géorgie et Caroline du Nord sur des con- trats à prix fixes. Le 4 janvier 2018, l’entreprise a été rachetée par Brookfield Business Partners pour 3,8 mil- liards d’euros. « L’acquisition de Westinghouse par Brookfield réaffirme notre position de leader de l’industrie nucléaire mondi- ale », a déclaré José Emeterio Gutiérrez, directeur général de Westinghouse. E n e f f e t , c o m m e A r e v a e n Finlande ou EDF à Flamanville, la filiale américaine a connu d’énormes difficultés pour con- struire ses premiers réacteurs de troisième génération (l’AP1000) qui sont complexes et couteux. Sources : • Brookfield Business Partners, 04/01/2018, https://bbu.brookfield.com/en/press-releases/2018/01-04-2018-141035264 • J i m G re e n , N u c l e a r M o n i to r e d i to r, 1 2 / 0 4 / 2 0 1 7 , ht t p s : / / w w w. w i s e i nte r n at i o n a l. o rg / n u c l e a r- m o n i to r / 8 4 1 / will-westinghouse-and-toshiba-survive TEPCO PRÉVOIT LE REDÉMARRAGE DE DEUX RÉACTEURS EN 2019 L’autorité japonaise de régu- lation nucléaire a donné son autor isation initiale à Tepco pour redémarrer deux de ses sept réacteurs de Kashiwazaki- K ariwa, plus grande installa- tion nucléaire du monde avec une puissance de 7 965 MW. Ces réacteurs sont actuellement à l’arrêt pour un renforcement de leur sûreté suite à la catas- trophe de Fukushima en mars 2011. Malgré cette autorisation initiale, il faudra attendre des années pour voir les réacteurs de Kashiwazaki-Kariwa repren- dre leurs activités et Tepco doit encore obtenir l’approbation des autorités locales. En effet, Le gouverneur de la préfecture de Niigata, Ryuichi Yoneyama, a déclaré qu’il n’accepterait pas les redémarrages jusqu’à ce que Tepco termine son examen de l’accident de Fukushima. Pour autant aujourd’hui cinq réacteurs sont en service et le Japon souhaite accélérer son retour au nucléaire, le premier ministre Shinzo Abe estime que le redémarrage des réacteurs est nécessaire pour la crois- sance économique et pour per- mettre au Japon de respecter ses engagements en matière de changement climatique. Le gou- vernement veut que le nucléaire fournisse environ 20% du mix énergétique japonais d’ici 2030. Sources : • BFM Business, 23/10/2017, http://bfmbusiness.bfmtv.com/monde/quelle-sera-la-politique-economique-de-shinzo- abe-1283788.html • Pôle Développement durable, 08/12/2017, Politiques japonaises de développement des énergies renouvelables et de mai- trise de l’énergie / Comparaison avec la France TRUMP RELANCE L’EXPLOITATION PÉTROLIÈRE ET GAZIÈRE OFFSHORE AUX USA Alors que la loi (largement remaniée depuis la propo- sition initiale de Nicolas Hulot) promulguant la fin de la recher- che et l’exploitation des hydro- carbures en France a été signée le 30 décembre 2017 par Emmanuel Macron, l’administration Trump a dévoilé un plan qui ouvrirait presque tout le territoire mari- time américain (environ 90%) à l’exploitation pétrolière et gazière. Ryan Zinke, le secré - taire américain aux ressources naturelles, a déclaré vouloir faire des Etats-Unis « la superpuis- sance de l’énergie ». « Nous nous engageons de nouveau dans la voie de la dominance énergé - tique en Amérique, en particu- lier offshore  », a-t-il également I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 5NEWS
  6. 6. a f f i r m é. D e s ré s e r ve s o c é a - niques précédemment protégées sont également visées par cette annonce. A par tir de 2019, Washington prévoit donc d’ouvrir progres- sivement ses eaux territoriales aux forages pétroliers et gaziers jusqu’en 2024. A cette mesure viendrait également s’ajouter un assouplissement des régulations techniques sur le forage en mer, adoptées par l’administration Obama suite à l’explosion de la plate-forme de forage pétrolier Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique en 2010. La régula- tion se ferait alors par les entre- prises pétrolières elles-mêmes. L’annonce de ce plan a suscité une vague d’indignation dans de nombreux Etats américains, notamment en Floride, où le gou- verneur républicain Rick Scott s’est immédiatement opposé au forage au large de la côte de l’Etat en raison de préoccu- pations environnementales. Le gouvernement américain a ainsi p l u s ré ce m m e nt e xe m p té l a Floride de ce plan de forage off- shore. D’autres Etats devraient suivre s’ils ne veulent pas revivre la catastrophe de Deepwater Horizon. © Reuters Sources : • Nicolas Rauline, Les Echos, 04/01/2018, https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0301106881678- trump-veut-doper-lexploitation-petroliere-americaine-2142484.php • A n t o i n e I z a m b a r d , C h a l l e n g e s , 0 9 / 0 1 / 2 0 1 8 , h t t p s : / / w w w . c h a l l e n g e s . f r / e n t r e p r i s e / e n e r g i e / petrole-faut-il-prendre-au-serieux-le-mega-plan-de-trump-sur-les-forages-offshore_558898 • Jeremy B White, Independent, 09/01/2018, http://www.independent.co.uk/news/world/americas/us-politics/trump-oil-drill- ing-florida-democrats-republicans-rick-scott-ryan-zinke-a8150726.html LA PLUS GRANDE CENTRALE SOLAIRE THERMIQUE AU MONDE SERA CONSTRUITE EN AUSTRALIE-MÉRIDIONALE Ap rè s l a co n s t r u c t i o n e n u n t e m p s r e c o r d d e l a plus grande batterie au monde en Australie -M éridionale par l’entreprise américaine Tesla, cet Etat d’Australie s’apprête à con- solider sa réputation de leader national et international dans les énergies renouvelables. En effet, son gouvernement vient d ’a p p ro u ve r l a p l a n i f i c a t i o n d’une importante centrale solaire thermique. Cette centrale, dével- oppée par l’entreprise améri- caine Solar Reserve et dont la construction doit débuter cette année, sera la plus grande cen- trale solaire thermique au monde. La technologie de la centrale sera basée sur le principe des hélio- stats redirigeant la lumière du soleil vers une tour à sels fondus. Grâce à la capacité thermique élevée du système, cette technol- ogie permettra de générer de la puissance même lors de passages nuageux ou pendant la nuit en emmagasinant la chaleur. La centrale, d’une puissance de 150 MW, sera construite à côté de la ville de Port Augusta, où était également implantée la der nière centrale à char bon d’Australie-Méridionale. Sources : • Solar Reserve, http://www.solarreserve.com/en/global-projects/csp/aurora • Josh Gabbatiss, Independent, 11/01/2018, http://www.independent.co.uk/environment/solar-plant-south-australia-world- largest-thermal-panels-tesla-battery-renewable-energy-green-a8153826.html I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 6 NEWS
  7. 7. LedispositifdesCertificatsd’Économiesd’Énergie Origine de la création du dispositif Le d i s p o s i t i f d e s ce r t i f i c a t s d’économies d’énergie (CEE) a été mis en place en France à compter de 2006, dans le cadre de la loi de programmation fixant les orientations de la politique éner- gétique (POPE) du 13 juillet 2005. Cette loi a été instaurée pour répondre aux objec tifs euro- péens « 3x20 » du plan climat de 2008 à atteindre d’ici 2020. Ce dispositif constitue le prin- cipal outil de la politique natio- nale de maîtrise de la demande énergétique de la France. Il incite les fournisseurs d’énergie (élec- tricité, gaz, chaleur, froid, fioul domestique, GPL, carburants…), appelés « obligés », à promouvoir l’efficacité énergétique auprès de leurs clients. Pour cela, chaque fournisseur d’énergie se voit attribuer un quota d’économies d’énergie à réaliser par période de 3 ans, en fonction de son volume de vente, sous peine d’une pénalité financière. Les CEE matérialisent ainsi le volume d’énergie économisé, dans une unité particulière : le kilowatt- heure cumac. Le terme « cumac » est la contraction de « cumulée » et « actualisée ». Cette unité permet de mesurer l ’énergie économisée sur toute la durée de vie des équipements instal- lés avec un taux d’actualisation de 4% qui correspond à la dépré- ciation des économies d’énergie dans le temps, due aux équipe- ments, à l’évolution du parc et du marché, etc. Pour remplir leurs obligations, les obligés ont le choix des actions qu’ils souhaitent mettre en œuvre dans tous les secteurs d’activité et auprès de différents t y p e s d e c l i e n t s ( m é n a g e s , entreprises, collectivités pub- liques, notamment). Trois types d’actions peuvent donner lieu à certificats. Les opérations standardisées Po u r f a c i l i t e r l a ré a l i s a t i o n d’actions d’économies d’énergie a u p rè s d e l e u r s c l i e n t s, l e s obligés peuvent avoir recours à des opérations répertoriées dans un catalogue officiel qui compte à ce jour 189 opérations [2]. Ces opérations sont standardisées au sens où elles se présentent sous la forme de fiches techniques au formalisme bien défini et que le nombre de kWh cumac résul- tant de la mise en œuvre d’une opération est calculé de façon forfaitaire. Un exemple de calcul d’un montant de certificats est donné ci- dessous [3] pour la mise en place d’un moteur asyn- chrone haut rendement de classe IE4 (Rendement défini selon la norme CEI 60034-30-1. Fiche IND-UT-132 : Moteur asynchrone de classe IE4). Unité du CEE © ADEME I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 7CEE
  8. 8. Toutes les données et les valeurs des fiches standardisées sont le résultat d’un travail réalisé à partir de situations de référence, construites grâce à des données statistiques reconnues au plan national (études ADEME, données CEREN …) et de règlementations françaises ou européennes (éco- conception, normes ISO, normes CEI …). Les fiches sont classées selon une nomenclature indiquant le secteur ainsi que le domaine d ’a p p l i c at i o n . Le s d i f fé re nt s secteurs sont : BAR (Bâtiment résidentiel), BAT (Bâtiment ter- tiaire), IND (I ndustrie), AGRI (Agriculture), TRA ( Transpor t) et RES (Réseaux) ; les différents domaines sont : EN (Enveloppe), TH (Thermique), EQ (Equipement), UT (Utilités), EC (Eclairage), SE (Services) et BA (Bâtiment). Par exemple, la fiche qui con- cerne l’isolation des murs d’un bâtiment résidentiel est nommée BAR-EN-102 alors que la mise en place d’un système de vari- ation électronique de vitesse sur un moteur asynchrone dans le secteur industriel se décline en IND-UT-102. Les opérations s t a n d a r d i s é e s r e p r é s e n t e n t 90% [1] des certificats délivrés. Les opérations spécifiques E n p r a t i q u e , l e s f i c h e s d’opérations standardisées ne permettent pas, à elles seules, de rendre compte de l’ensemble d e s o p é r a t i o n s d ’é c o n o m i e s d’énergie possibles, on a donc recours aux opérations spéci- fiques. C’est notamment le cas dans l’industrie de par la spéci- ficité des process et pour cause, 70% [4] de ces opérations sont mises en place dans ce secteur. Contrairement aux opérations standardisées, les montants des économies d’énergie des opéra- tions spécifiques ne sont pas forfaitisés mais sont propres à chaque opération. Elles représen- tent 4% [4] des certificats délivrés et font l’objet d’un suivi particu- lier par l’ADEME. Les programmes Un programme est une action liée à la maîtrise de l’énergie, portée par un tiers et financé par un obligé qui touchera des CEE lorsqu’un acteur mènera l’action concernée par ledit programme. On peut citer par exemple le pro- gramme « Habiter Mieux » porté par l’Agence National de l’Habitat (ANAH) qui vient de bénéfic- ier d’une dotation supplémen- taire de 1,2 milliard d’euros sur cinq ans pour réhabiliter 375 000 logements d’ici 2022 (Plus de 7,5 millions de logements sont con- sidérés comme des « passoires énergétiques » en France) [5]. Sur le plan économique, il peut être intéressant pour un obligé de recourir aux programmes afin d’obtenir des CEE. En effet, un obligé cherche à minimiser son coût de production du CEE et un programme présente justement l’avantage de générer des CEE à faible coût. Un autre moyen pour un obligé d’obtenir des certificats est de les acheter sur un marché de gré à gré. Le dispositif est ouvert à d’autres acteurs, non obligés, qui peuvent m e n e r e t f a i re ce r t i f i e r d e s actions d’économies d’énergie, créant ainsi les conditions d’un marché d’échange de CEE : ce sont les « éligibles ». Ces acteurs sont les collectivités, l’ANAH, les bailleurs sociaux et les sociétés d’économie mixte dont l’objet est Exemple de calcul standardisé avec P la puissance utile du moteur en kW © ATEE I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 8 CEE
  9. 9. l’efficacité énergétique. Les trois périodes qui viennent de s’écouler sont représentées sur la frise ci-dessous. On constate que le mécanisme des CEE est rapidement monté en puissance depuis sa création en 2006. Cette évolution est rythmée par les engagements de la France en matière d’efficacité énergétique. Le projet de loi de transition énergétique pour la croissance verte (TEPCV), adopté par l’Assemblée Nationale le 14 octobre 2014, avait dessiné les modalités de la troisième période du dispositif CEE, du 1er janvier 2015 au 31 décembre 2017. Le niveau d ’obligation de cette troisième période avait été fixé à 700 TWh cumac, soit un double- ment de l’obligation de la deux- ième période. Si on reprend le tableau du calcul du montant de certificats de la fiche moteur Fonctionnement du marché d’échanges des CEE © ADEME Historique du dispositif CEE et principales évolutions © ADEME I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 9CEE
  10. 10. asynchrone de classe IE4 donné p r é c é d e m m e n t , o n d é t e r - mine que cette obligation cor- r e s p o n d à l ’i n s t a l l a t i o n d e 8 536 586 moteurs. La Cour des comptes évalue dans un d e s e s ra p p o r t s   [ 6 ] l e co û t moyen du CEE aux alentours de 0,4 c€/kWh cumac : la contrainte financière qui a pesée sur les obligés pendant cette troisième p é r i o d e e s t d o n c d ’e nv i r o n 2,8 milliards d’euros. Elle est sup- portée en grande partie par les obligés historiques du disposi- tif : EDF (41%), ENGIE (19%) et Total (11%). La quatrième période du disposi- tif a débuté le 1er janvier 2018 et affiche des objectifs ambitieux de 1600 T Wh cumac à réaliser avant la fin de l’année 2020. INTERVIEW DE MARC GENDRON, DÉLÉGUÉ GÉNÉRAL DU CLUB C2E À L’ATEE Pouvez-vous nous décrire votre rôle dans le dispositif CEE ? «   L e C l u b d e s C e r t i f i c a t s d’Economies d’Energie (Club C2E) rassemble la majeure partie des représentants des acteurs concernés par les CEE : fournis- seurs d ’énergie (notamment EDF, GDF Suez, TOTAL, EcoFioul, Primagaz, Auchan, Leclerc, etc…), maîtres d’ouvrage, collectivités territoriales, maîtres d’œuvre et fournisseurs de ser vices, établissements publics, agences locales et régionales de l’énergie et de l’environnement, établisse- ments financiers… Mon rôle est d’animer l’ensemble de ces acteurs en constituant un espace de rencontre neutre et fédérateur des parties prenantes du dispositif afin d’élaborer des propositions constructives con- sensuelles à l’administration (Fiches d’opérations standardi- sées, fiches explicatives, notes m é t h o d o l o g i q u e s , i n s t a n c e d’arbitrage sur les dossiers en cours, etc…). Je consacre aussi beaucoup de temps à des actions de com- munication et de formation sur les CEE (conférences, colloques, stages sur les CEE, publications, réponses aux questions des util- isateurs du dispositif ) ». Quelles conclusions pouvez-vous tirer des trois périodes qui vien- nent de s’écouler et quelles évo- lutions sont envisagées au cours de la quatrième période ? «  Globalement le dispositif CEE a permis depuis sa création en 2006 d’économiser 380  T Wh d ’é n e rgi e f i n a l e e t d ’é v i te r 80 Mt éq CO2 . En 2016, l’énergie finale économisée a été de 76,5  TWh, soit 4,5% de la con- sommation de 2015, et 16 Mt éq CO2 ont été évitées, soit 3,4% des émissions de 2015 (Source ADEME 2017). Ces chiffres prouvent l’efficacité du dispositif qui est mainten- ant bien connu et maîtrisé par l’ensemble des acteurs. C’est pourquoi, le gouvernement a décidé la mise en œuvre d’une quatrième période d’obligation d ’é c o n o m i e s d ’é n e rg i e p l u s ambitieuse que les précédentes (1 200 TWhc de CEE classique et 400 TWhc de CEE précarité). Le souhait des pouvoirs publics pour cette quatrième période est d’améliorer la transparence et la visibilité du dispositif, d’en ren- forcer son contrôle et son effi- cacité tout en le rendant plus simple. Le dispositif continuera donc à évoluer durant cette 4ème période. Ainsi, l’obligation Globalement le dispositif CEE a permis depuis sa création en 2006 d’économiser 380 T Wh d’énergie finale et d’éviter 80 Mt éq CO2 . M. Gendron I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 10 CEE
  11. 11. Sources : [1] ADEME, « Guide de présentation du dispositif des CEE », 04/06/2015, http://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/docu- ments/certificat-economie-energie-dispositif-2015-2017-8430-201506.pdf [2] ATEE, « Memento du club CEE », 2017. [3] Ministère de la Transition Ecologique et Solidaire, « Arrêté du 26 juillet 2017 modifiant l’arrêté du 22 décembre 2014 définis- sant les opérations standardisées d’économies d’énergie », 26/07/2017. [4] ADEME, « Guide technique sur les opérations spécifiques », octobre 2016, http://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/ documents/certificats_economies_energies_operations_specifiques_installations_fixes-dispositif_cee_2015_2017ademe_ guidetechnique.pdf [5] Les cahiers de l’ANAH, N°153, décembre 2017, http://www.anah.fr/fileadmin/anah/Mediatheque/Publications/Les_cahiers_ Anah/Cahiers-Anah-153.pdf [6] Rapports public de la Cour des comptes sur le dispositif CEE : - février 2016, https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/EzPublish/03-certificats-economies-energie-RPA2016- Tome-2.pdf - octobre 2013, https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/EzPublish/rapport_certificats_economie_energie.pdf attribuée aux petits fournis- seurs de fioul sera supprimée et celle des distributeurs, comme Total, augmentée en compensa- tion à partir de 2019 (loi «hydro- carbures »). Cette période verra l ’o u ve r t u re ex p é r i m e nt a l e à l’éligibilité des sites EU ETS aux Certificats d’Economie d’Energie et la publication d’un indicateur du prix des transactions de court terme («prix spot») ». Le 29 décembre dernier, juste a v a n t l e l a n c e m e n t d e l a quatrième période, le quotidien Les Échos publiait : « Le marché des certificats face aux fraudes ». Comment expliquez-vous cette faille dans le dispositif ? «   L’e f f i c a c i t é d u d i s p o s i t i f CEE repose sur l’effet incita- tif (rôle actif et incitatif ) que peuvent procurer les CEE dans l’investissement d’équipements ou de solutions plus per for- mantes sur le plan énergé - tique. Lorsque le Rôle Actif et Incitatif est assuré par une prime énergie (95% des cas), la décision d’investissement se prend sur la base du ratio suivant : Ta n t q u e l e f a c t e u r Pr i m e énergie x Volume du for fait reste inférieur au montant total de l’investissement, le disposi- tif reste vertueux. Par contre si ce facteur devient égal ou supérieur au montant total de l’investissement, les règles de marché sont faussées et des effets pervers peuvent appara- itre : des acteurs développent des business d’aubaines leur permet- tant de vendre des équipements ou des solutions gratuitement tout en générant de la marge par la valorisation des CEE. En fin de 3ème période, les fortes augmentations des prix des CEE conjuguées à des forfaits incita- tifs ont permis à des entreprises commerciales peu scrupuleuses de développer des business sur des activités présentant peu de barrières techniques à l’entrée (l’isolation des combles chez les particuliers). Outre des prob- lèmes de malfaçons, ces entre- prises ont pu devant l’appât du gain déclarer de faux travaux d’isolation. Un renforcement des contrôles est donc prévu en quatrième période afin d’éviter ce type de dérives ». Florian ROUOT Marc Gendron © ATEE I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 11CEE
  12. 12. Le charbon en Europe, de l’histoire ancienne ? «  Keep it in the ground ». C’est par cette phrase, inscrite sur un tapis rouge de plusieurs dizaines de mètres, qu’Angela Merkel a été accueillie à la COP23 à Bonn, le 15 novembre dernier. Voilà qui illustre par faitement les tensions qui accompagnent les débats actuels sur l’avenir du charbon. Cette question est en effet cruciale si l’on veut parve- nir à respecter les engagements pris lors de la COP21 et limiter le réchauffement climatique à 2°C par rapport à l’ère préindustri- elle. En effet, avec le pétrole et le gaz, le charbon mène le trio infer- nal qui plombe pour l’instant la bataille des 2°C, car le recours à ces ressources fossiles provoque des émissions de gaz à effets de serre considérables. Une centrale électrique au charbon émet 40% de CO2 de plus qu’une centrale à gaz et 20% de plus qu’une cen- trale à pétrole, pour une même quantité d’électricité produite. Dans le secteur électrique euro- péen, le charbon est respon- sable de 75% des émissions de dioxyde de carbone alors qu’il ne fournit qu’un quart de la pro- duction [1]. Dans un rappor t de 2017, l’ONU Environnement affirme que, pour conserver une chance de respecter les accords de Paris, il faudrait renoncer à exploiter entre 80 et 90% des réser ves connues de charbon dans le monde, qui correspon- dent pour l’heure à 150 ans d’exploitation [1]. Non content d’être le princi- pal contributeur au réchauffe - ment climatique, le charbon est aussi responsable de la mort de milliers de personnes chaque année. Les oxydes de soufre, d ’a zo te e t a u t re s p a r t i c u l e s fines émis lors de sa combus- tion provoquent cancers, mala- dies pulmonaires et cardiaques, si bien qu’on a estimé à 23 000 le nombre de mor ts prématu- rées imputables à l’exploitation du charbon en Europe, en 2016 [2]. L’exploitation du charbon pèse donc lourd sur les budgets des Etats, qui doivent prendre en charge les pathologies et morts prématurées, en plus des catas- trophes naturelles de plus en plus fréquentes liées au réchauf- fement climatique. Au regard de ces arguments, il est évident qu’un abandon rapide du charbon est souhaitable pour préserver le climat et la santé des populations. Toutefois, un obsta- cle de taille subsiste : le charbon est peu onéreux et permet de produire de l’électricité à très bas coût - tant que le CO2 émis lors Carte des centrales à charbon en Europe © Climate Action Network I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 12 ÉNERGIES FOSSILES
  13. 13. de sa combustion n’est pas taxé. C ’est pourquoi l’avenir de la roche noire est au cœur de tous les débats sur le climat. D a n s l a m e s u r e o ù l ’ U n i o n Européenne s’est fixée des objec- tifs ambitieux à l’issue de la COP21, on pourrait penser que l’âge d’or de l’ère charbonnière sur le Vieux Continent touche à sa fin, et qu’on devrait plutôt braquer les projecteurs sur des pays comme la Chine, qui con- somme à elle seule la moitié du charbon mondial. Pourtant, le temps du charbon en Europe est loin d’être révolu, comme le montre la carte précédente. Nombreux sont ceux qui continu- ent de supporter - plus ou moins ouvertement - l’industrie char- bonnière européenne. La COP23, qui s’est tenue à Bonn en novembre 2017, en donne un premier exemple fla- grant. L’Alliance pour la sortie du charbon lancée à l’initiative du Canada et du Royaume-Uni, n’est pas parvenue à convain- cre les principaux concernés. En effet, en Europe, seuls 4 pays (la France, l’Italie, les Pays-Bas et le Royaume-Uni) se sont engagés à sortir du charbon. Les principaux concernés comme la Pologne, dont 80% de l’électricité provi- ent du charbon, la République Tchèque, la Grèce ou encore l’Allemagne, ont eux, préféré bouder l’initiative. L’Allemagne, qui se pose en leader du changement dans l’Union Européenne, fait d’ailleurs figure de mauvais élève avec ses 71 centrales à charbon. Certes, la croissance fulgurante des éner- gies renouvelables qu’a connu le pays doit être soulignée. Mais l’abandon du nucléaire décidé après l’accident de Fukushima s’est fait au profit de la houille e t d u l i g n i t e , d é s o r m a i s à l’origine de plus d’un tiers de l’électricité allemande, et dont le pays peine à se détacher. C’est d’ailleurs la raison pour laquelle la chancelière alle - mande Angela Merkel s’oppose à la mise en place en Europe d’une taxe carbone qui permettrait de rendre le charbon moins rentable que le gaz. Une telle taxe serait, en effet, très pénalisante outre- Rhin - à l’inverse de la France, qui profite d’un parc nucléaire garantissant un mix électrique faiblement carboné. La Pologne fait elle aussi mau- vaise figure en matière de mix électrique. Avec ses 47 centrales, elle assure 80% de la produc- tion de son électricité grâce au charbon et ne semble pas prête à consentir beaucoup d’efforts pour en sortir [3]. En témoigne l’inauguration de la centrale de Kozienice en décembre 2017 qui, avec ses 1075 MW, représente la plus grosse centrale à charbon d’Europe. D’aucuns prendraient ce geste comme un pied de nez à la communauté internationale, à quelques mois de la COP24 qui se tiendra à Katowice, dans le sud du pays. En Pologne comme en Allemagne, l’un des arguments avancés pour justifier le recours au charbon est le maintien des emplois du secteur minier. En effet, ces deux pays font par tie des 10 plus gros producteurs de charbon au monde. La Pologne est le pays européen dans lequel les mines de charbon sont la plus impor tante source d’emplois, avec seulement 0,7% de la main d’œuvre totale, soit 100 000 per- sonnes [1]. La portée de cet argu- ment socio-économique semble donc discutable. En Espagne, un autre débat sur- prenant se tient actuellement. Alors que le géant de l’énergie e s p a gn o l I b e rd ro l a s o u h a i te investir dans les renouvelables et fermer deux de ses centrales à char bon, le gouver nement s’y oppose farouchement. En cause  : risques pour la sécurité énergétique du pays, destruc- t i o n d ’e m p l o i s e t p r o b a b l e hausse des prix de l’électricité. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 13ÉNERGIES FOSSILES
  14. 14. Risques contestés par Iberdrola qui s’est engagé à devenir neutre en carbone d’ici 2050. Suite à cette affaire, la Commission Européenne a ouvert fin novem- bre une enquête approfondie sur certaines aides financières accor- dées par Madrid aux centrales à charbon depuis 2007 [4]. Certes, avec son mix électrique faiblement carboné, la France s e m b l e m o n t r e r l ’e x e m p l e . Pourtant, tout n’est pas si simple. Le secteur du charbon continue d’être soutenu à l’échelle mondi- ale par des investissements colos- saux de la part des assurances et banques françaises, estimés à 2,3 milliards d’euros en 2017 par Les Amis de la Terre - ce qui est supérieur au PIB de la France. Axa, par exemple, a investi en 2016 quelques 850 millions de dollars dans des projets liés à l’extraction ou l’exploitation du charbon à travers le monde, se hissant ainsi en tête du classe- ment des plus gros investisseurs français. Vivement critiquée pour ses investissements néfastes pour l ’environnement, l ’entrepr ise a annoncé en décembre 2017, lors du “One Planet Summit ”, renoncer à l’avenir à financer les projets tirant plus d’un tiers de leurs revenus du charbon. Si ce changement de cap de l’assureur va dans le bon sens, beaucoup reste à faire, puisque les plus grands groupes bancaires fran- çais comme Groupama, Covéa ou AG2R La Mondiale investissent eux aussi massivement dans la roche noire (voir image ci-des- sous) [5] . Mais l’argent public français permet lui aussi de financer l’industrie du charbon. L’Etat finance notamment des entre- prises présentes dans le secteur, par exemple, EDF, dont l’Etat est l ’ac tionnaire major itaire, possède toujours 4 centrales à charbon en France. De même, Engie, dont l’Etat possède 25% des actions, est en charge de la construction de la centrale à charbon de Safi au Maroc, censée être opérationnelle à partir de 2018 pour couvrir 25% des besoins du pays en élec- tricité. Un rapport de l’Agence Française de Développement (AFD) a également montré que les fonds de la Caisse des Dépôts et de Consignation ser vent à financer des projets d’extraction de charbon. Cette institution financière placée sous le contrôle du Parlement investit, en effet, dans des entreprises minières telles que Rio Tinto ou Anglo American. Le tableau n’est guère plus reluisant pour les caisses de retraites : toujours selon ce rappor t, le Fonds de Réser ve pour les Retraites avait investi début 2016 plus de 2 milliards d’euros dans des entreprises liées aux énergies fossiles, opérant entre autres dans l’extraction et l’exploitation du charbon [6]. Une déclaration appelant les pouvoirs publics et les acteurs privés à renoncer aux investisse- ments dans les ressources fos- siles, a été publiée en décembre dernier dans le cadre de la cam- pagne “Pas un euro de plus” à Plus gros investissements des assurances et banques françaises dans le secteur du charbon © Les Amis de la Terre I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 14 ÉNERGIES FOSSILES
  15. 15. l’initiative de plusieurs ONG fran- çaises. Reste à savoir si cet appel sera entendu. Ti ra i l l é e p a r l e s d i s s e n s i o n s régnant au sein de ses pays membres, l’Europe n’est donc pas encore prête à dire adieu au charbon. La transition éner- gétique vers des solutions bas carbone n’est pas simple, car de nombreux pays demeurent dépendants de cette ressource fossile pour assurer leur appro- visionnement énergétique. De plus, le réchauffement clima- tique est un problème global, et la disparition du charbon sur le seul sol européen ne résou- drait pas tous les problèmes. Au s s i , i l e s t te m p s q u e l e s acteurs européens, privés comme publics, assument une réelle cohérence dans leurs politiques environnementales et cessent de financer des projets interna- tionaux liés aux ressources fos- siles. Pour garder une chance de remplir les objectifs des accords de Paris, peut-être serait-il sage d’écouter l’injonction des mani- festants de la COP23 : «  Keep it in the ground ». Chloé POTIER Sources : [1] Tagliapietra S, Le Monde, « Le charbon doit disparaître avec l’aide de l’Union européenne », 29/11/2017, http://www.lemonde. fr/economie/article/2017/11/29/le-charbon-doit-disparaitre-avec-l-aide-de-l-union-europeenne_5222163_3234.html [2] Barroux R, Le Monde, « Le charbon entraîne 23 000 morts prématurées en Europe chaque année », 05/07/2016, http:// www.lemonde.fr/pollution/article/2016/07/05/le -charbon-entraine -23-000-morts-prematurees-en-europe -chaque - annee_4964092_1652666.html [3] Garric A, Le Monde, « Cinq cartes qui montrent l’impact du charbon en Europe », 10/09/2015, http://www.lemonde.fr/ener- gies/article/2015/09/10/cinq-cartes-qui-montrent-l-impact-du-charbon-en-europe_4752060_1653054.html [4] Morel S, Le Monde, « Le gouvernement espagnol défend le charbon », 30/11/2017, http://www.lemonde.fr/planete/ article/2017/11/30/le-gouvernement-espagnol-defend-le-charbon_5222880_3244.html [5] Les Amis de la Terre, « La Charbon Prend de l’Assurance », novembre 2017. [6] Delmas A & Massiot A, Libération, « Comment l’argent public français finance (encore) les énergies fossiles », 11/12/2017, http:// www.liberation.fr/planete/2017/12/11/comment-l-argent-public-francais-finance-encore-les-energies-fossiles_1615889 Centrale thermique fonctionnant au charbon, Zwałowisko © Pixabay I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 15ÉNERGIES FOSSILES
  16. 16. Le marché du gaz : vers un point d’inflexion ? Le gaz naturel, ressource fossile la moins carbonée, émerge de plus en plus comme un axe majeur de la transition énergé- tique et compte pour 21% de la demande en énergie mondiale. Néanmoins, plusieurs transfor- mations majeures affectent le modèle traditionnel du marché de gaz et notamment la révolu- tion des gaz non conventionnels comme le gaz de schiste qui a eu pour conséquence la croissance rapide du marché du gaz naturel liquéfié (GNL). Dans son rapport annuel sur le marché gazier Gaz 2017 [3], l’AIE analyse en détail l’évolution du secteur. Nous vous proposons une brève description de ses éléments clefs. Un e c o n s o m m at i o n e n h a u s s e , p o r t é e p a r l a d e m a n d e d e s industries La consommation de gaz devrait globalement augmenter de 1,6% d’ici 2022, soit une consom- mation annuelle de 4000  bcm (billions de mètres cubes) par rappor t à 3630 bcm en 2016. Cette croissance sera princi- palement due au dynamisme de l’industrie, qui va compter pour un quart de la demande mondi- ale. En effet, l’utilisation de gaz dans la chimie, la forte demande de l’industrie de la fertilisation en Inde et en Indonésie et le rem- placement du charbon par le gaz dans les petites industries chi- noises entraîneront une crois- sance annuelle de la demande industrielle de 3%. La demande dans le secteur de l’électricité connaîtra un léger ralentisse - ment par rapport à la période 2010-2016 avec une croissance annuelle de 1%. En effet, sur la plupar t des marchés matures, le développement des éner- gies renouvelables et la crois- sance modeste de la demande d’électricité limiteront les oppor- tunités d’investissement dans les centrales thermiques à gaz. La figure ci-dessous montre les parts de la ressource gazière dans les différents secteurs de La croissance de la demande par secteur © IEA La Chine représentera 40% de la demande mondiale à l’horizon 2022 IEA I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 16 ÉNERGIES FOSSILES
  17. 17. l’économie. Un e n o u v e l l e r é pa r t i t i o n d e l a d e m a n d e e n fav e u r d e s pay s e n dé veloppement C o n c e r n a n t l a d i s t r i b u t i o n géographique, le marché du gaz se développera fortement dans les pays du Sud et dans l’est de l’Asie. La Chine représentera 40% de la demande mondiale à l’horizon 2022. Après une lente croissance en 2015 et 2016, la demande chinoise augmentera de 8,7%/an jusqu’en 2022 en con- séquence du 13éme plan quin- quennal rendant le gaz plus com- pétitif que le charbon dans la plupart des secteurs industriels comme l’électricité, le textile etc. A l’horizon 2022, une grande expansion est attendue en Inde, où le gaz représente 5% de la demande en énergie primaire. Les impor tations devraient y a t te i n d re 8 0 b c m / a n co n t re 55 bcm en 2016. Au Moyen- Orient, la consommation annu- e l l e d e g a z a u g m e n t e r a d e 2,4%/an et représentera 540 bcm parce qu’il se substitue au pétrole dans la production d’électricité et du fait du développement de l’industrie dans la région. Quant à l’Afrique, la consommation augmentera rapidement avec un taux de 3,1%/an pour atteindre plus de 150 bcm, principalement tirée par l’Egypte, l’Algérie et le Nigeria. Dans les pays développés (10% de la demande mondiale), le marché du gaz connaît une saturation mais la consommation continuera à croître pour le plus gros con- sommateur : Les États- Unis. En effet, la transition Charbon-Gaz dans le mix électrique américain a été le catalyseur de la crois- sance de la demande dans la période 2010-2016. Cette ten- dance stagnera dans les cinq prochaines années et l’industrie prendra la plus grande part de la consommation grâce à la com- pétitivité des prix du gaz. En Amérique du Nord, la consom- mation dépassera 1000 bcm à l’horizon 2022 (soit un quart de la consommation mondiale). Désavantagé par des prix élevés indexés sur ceux du pétrole, un charbon rendu peu coûteux par les exportations américaines et par des politiques énergétiques en faveur des énergies renouvel- ables, le gaz a connu une baisse de 3,6% en Europe entre 2015 et 2016. Toutefois, la mise en place d’une politique de taxation du carbone en Angleterre a induit une croissance de 8 bcm sur le marché européen. E n f i n , m a l g r é l ’a c c i d e n t d e Fukushima et les problématiques liées à la sécurité nucléaire, le Japon et la Corée du Sud ont diminué leurs consommations de gaz mais celles-ci représentent encore 44% des volumes de GNL commercialisés [2]. La figure ci- contre résume la croissance de la demande mondiale par région entre 2016-2022. La distribution de la demande mondiale entre 2016-22 © IEA I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 17ÉNERGIES FOSSILES
  18. 18. Le s Etat s -Un i s : p r e m i e r p r o - duc teur de gaz en 2022 Les États Unis contribueront pour 40% à l’augmentation de la pro- duction à l’horizon 2022. Après avoir retrouvé son indépendance gazière en moins de 10 ans, le pays doublera la Russie et devi- endra le premier produc teur mondial. La résilience du futur leader mondial aux chutes spec- taculaires des prix entre 2012 et 2015 (conduisant à une l’activité quasi-nulle en 2016) s’explique par le gigantesque portefeuille de puits et la baisse drastique de ses coûts de production. Ceux- ci ont été les moteurs de la croissance sur les princi- pales places de commercialisa- tion [1] [2]. D’ici à 2022, la pro- duction américaine augmentera de 2,9%/an et atteindra 890 bcm en 2022 soit 22% de la produc- tion mondiale. Le Moyen-Orient connaîtra égale- ment une augmentation remar- quable avec +70bcm/an dont un quart produit par l’Iran. La Russie verra sa production augmenter de 1,5 %/an avec une stagnation de son marché domes- tique et du marché européen, per mettant ainsi des oppor- tunités en Chine avec le GNL - via un nouveau projet dans la péninsule de Yamal- et par pipe- line. Finalement, en défiant les contraintes topographiques, la Chine deviendra le quatrième producteur gazier. Sa production domestique connaîtra une aug- mentation de 6,6%/an (passant de 65 bcm à 200bcm en 2022). La croissance de la production mondiale © IEA Le GNL : vec teur incontestable de la croissance gazière Le GNL a le vent en poupe comme le montre l’achèvement des projets de liquéfaction aus- traliens (Gorgon 1&2), l’arrivée en mars 2016 de la première car- gaison de GNL issu de l’unité de liquéfaction de Sbaine Pass (États-unis) vers le Brésil ou encore la première livraison européenne vers le Portugal fin avril 2016 [1]. Les capacités de liquéfaction ont continué à se développer en 2016 et injectent désormais 31 bbc sur le marché. Le m a rc h é d u G N L a co n n u une croissance de 6% en 2016 contre 1%/an durant les cinq dernières années. C’est la con- séquence d’une baisse de 34% des prix sur les marchés spot européens et asiatiques (de 7,5 à 5 £/MMBtu en Asie et de 6,7 à 5 £/MMBtu en Europe [5]). La figure suivante montre qu’après I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 18 ÉNERGIES FOSSILES
  19. 19. Les capacités introduites dans le marché du GNL entre 2005 et 2022 © la première vague Qatari en 2008, une seconde vague de nou- velles capacités déferlera dans les cinq prochaines années avec 160 bcm/an, conduite par l’Aust ralie avec 30 bcm et par les Étas- Unis avec 90 bcm. Néanmoins, ces nouvelles capacités vont être introduites sur un marché bien servi, au sein duquel la demande des pays importateurs tradition- nels est en baisse à l’instar de celle du Japon. L’ouverture du marché a été facilitée par le déploiement massif de nouvelles technologies tel que les plateformes de stock- age flottantes (Floating Storage Regazifiquation Units, FSRU) qui ont fait augmenter le nombre de pays importateurs de 15 en 2015 à 39 en 2017. En outre, l’AIE souligne le fait que le GNL ne pourra pas absorber la crois- sance de l’offre d’autant plus que la demande dans les pays impor- tateurs habituels va stagner. Le marché du GNL connaitra proba- blement une période de tension, et poussera les politiques à définir un nouveau modèle de tarification et de commerciali- sation du GNL. De s i n c e r t i t u d e s s u r l a s é c u r i t é d’approvisionnement ? M a l g ré d e s p e r s p e c t i ve s d e développement optimistes, la sécurité d’approvisionnement gazier n’est pas garantie. La crise politique dans le Golfe, et l’isolement du Qatar fait réap- paraitre les risques sécuritaires liés à d’approvisionnement via le Moyen-Orient. D’autant plus que le Qatar alimente 30% du marché mondial du GNL. Enfin, les mou- vements de contestation en Iran ont fait renaître les menaces d’un embargo américain alors que plu- sieurs contrats gaziers doivent être finalisés dans l’année. Ces inquiétudes ont justifié la con- duite d’une étude spécifique sur le sujet de l’approvisionnement (Global G az S ecur it y R eview 2017 [4]). Yacine ALIMOU Sources : [1] Philippe A, La Revue de l’Énergie n°633, « Le Gaz Naturel Liquéfié américain pourra-t-il concurrencer à terme les marchés gaziers russes ? », septembre 2016. [2] IEA, « IEA Gas 2017 Global Launch », 13/06/2013, http://energypolicy.columbia.edu/events-calendar/iea-gas-2017-global-launch [3] IEA, « GAZ 2017 Analysis and Forcasts to 2022 », 2017, http://www.iea.org/Textbase/npsum/gas2017MRSsum.pdf [4] IEA, « Global Gaz Security Review 2017 - How is LNG Market Flexibility Evolving », 2017, https://www.iea.org/publications/ freepublications/publication/GlobalGasSecurityReview2017.pdf [5] Bloomberg Pricing Data and Statistics, https://www.bloomberg.com/europe I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 19ÉNERGIES FOSSILES
  20. 20. Le gaz naturel liquéfié Exemple du projet d’envergure YAMAL Le GNL est un gaz liquéfié, c’est à dire du gaz naturel refroidi à une température de -160 °C. Ce procédé permet de réduire son volume d’un fac teur de près de 600 pour un même pouvoir calorifique que le gaz naturel. Ce l a c o n s t i t u e u n av a n t a g e économique pour son transport en grande quantité sur de longues distances. Le GNL est acheminé par méthanier vers des termi- naux où il est stocké de manière compacte contrairement au gaz naturel qui passe généralement par des gazoducs, qui ne per- mettent pas d’assurer une sécu- rité d’approvisionnement opti- male. D’après le bp 2016 [1], il y a 5 grands pays exportateurs de GNL  : le Qatar, l’Australie, l a M a l a i s i e , l e N i g é r i a e t l’Indonésie  [2]. Ils fournissent près des deux tiers du GNL dans le monde. La plus grande part de la demande en GNL (73%) provient des pays d’Asie, principalement le Japon, qui sont aussi action- naires dans des projets de liqué- faction de gaz afin d’assurer leur sécurité d’approvisionnement. A partir de 2016, on peut constater une hausse des volumes échan- gés de 7,5% en GNL accompagné d’une hausse des capacités glo- bales de liquéfaction qui ont aug- menté de 36 MTPA. Il faut noter que 28 % des contrats d’export/ import se font sur le marché spot et à court terme [3]. A u j o u r d ’ h u i p l u s i e u r s p a y s s’intéressent à cette filière con- c u r r e n t i e l l e e t l a n c e n t d e s projets de grande envergure dont Yamal en Russie et Saguanay au Canada. Yamal est un exemple marquant de projet GNL mondial qui a débuté en 2011, le site se trouve dans la région de Sabetta en Arctique où les températures peuvent chuter jusqu’à -50 °C. Il a d’abord fallu tout constru- ire sur place : un port, un aéro- port et des infrastructures pour les milliers d’ouvriers sur place. Le p r o c é d é d e l i q u é f a c t i o n utilisé est le AP-C3MR qui est le plus répandu dans ce domaine. Novatec (50%) et Total (20%) détiennent la plus grande part de ce projet qui a coûté environ 27 milliards de dollars [4], les financements pour un tel projet n’étaient pas faciles à trouver à cause des sanctions imposées par l’Europe et les Etats-Unis à la Russie. La réalisation des infra- structures a été exécutée par une Capacité de GNL et utilisation à l’horizon de 2022 © GIIGNL I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 20 ÉNERGIES FOSSILES
  21. 21. entreprise japonaise ainsi que le groupe français Technip FMC. Le projet a pour but de produire une quantité de GNL de 450 000 barils équivalent pétrole par jour. Les exportations se feront d’une part vers l’Asie (à 54 %) par la voie du “Northern Sea Route East” en été et via Zeebruges en hiver et d’autre part vers l’Europe (46%). Le transpor t du GNL se fera grâce à des bateaux brise-glace qui coûtent environ 263 mil- lions d’euros chacun. Ce projet va permettre à Novatec de se positionner sur le marché éner- gétique mondial du GNL et de pouvoir concurrencer Gazprom, leader mondial à ce jour. La Russie négocie une exten- sion du projet Yamal en 2018 en collaboration avec le Japon, l’Arabie Saoudite et la France. Néanmoins, ce projet fait face à plusieurs critiques en lien avec l’impact environnemental sur les glaciers. Les scientifiques s’inquiètent, en effet, du dégel du permafrost et du danger de libération de grandes quanti- tés de dioxyde de carbone et de méthane dans l’atmosphère [5]. Finalement, selon le dernier rapport de l’union internationale du Gaz IGU, la demande mondi- ale en GNL augmentera en vue des hivers plus froids à venir en Europe et en Asie et de nouveaux marchés comme l’Egypte et le Pakistan émergeront. Chaimaa ELMKADMI Sources : [1] BP, « BP energy outlook », 2016, http://biomasspower.gov.in/document/Reports/bp-energy-outlook-2016.pdf [2] GIIGNL, « GIIGNL annual report », 2017, http://biomasspower.gov.in/document/Reports/bp-energy-outlook-2016.pdf [3] International Gaz Union, « 2017 World LNG Report », 2017, https://www.igu.org/sites/default/files/103419-World_IGU_ Report_no%20crops.pdf [4] Total, « Fondations sur permafrost : le défi de la construction à Yamal LNG », http://www.ep.total.com/fr/expertises/ gaz-naturel-liquefie/fondations-sur-permafrost-le-defi-de-la-construction-yamal-lng [5] Nabil Wakim, Le Monde, « Projet Yamal : l’intensification du trafic maritime en Arctique inquiète les écologistes », 09/12/2017, http://www.lemonde.fr/economie/article/2017/12/09/projet-yamal-l-intensification-du-trafic-maritime-en-arctique-inqui- ete-les-ecologistes_5227163_3234.html Projet YAMAL © Total I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 21ÉNERGIES FOSSILES
  22. 22. La fin de l’exploitation d’hydrocarbures : réel engagement environnemental ? Le 19 décembre 2017, le Parlement adoptait le projet de loi procla- mant la fin de l’exploitation des hydrocarbures conventionnels et non conventionnels sur le ter- ritoire français. Ce texte, com- por tant également « diverses dispositions relatives à l’énergie et à l’environnement » [1] avait pour objectif clair de contribuer à la lutte contre le changement climatique. Partie intégrante du Plan Climat présenté par M. Hulot en juillet 2017, ce projet de loi semble constituer une grande avancée en matière de sortie des énergies fossiles. Qu’en est-il en réalité ? Le tex te de loi Focalisons-nous premièrement sur son contenu : huit ar ti - cles concernant les hydrocar- bures liquides et gazeux, dont les trois premiers ont pour but de mettre en place une cessa- tion progressive de la recherche d’hydrocarbures d’ici 2040. Deux orientations principales sont ainsi annoncées par le gou- vernement. Premièrement, la sor tie progressive de la pro - d u c t i o n d ’ hy d r o c a r b u r e s e n n’octroyant plus de nouveaux permis de recherche. Le secteur de l’exploitation des hy d r o c a r b u r e s, r e p r é s e n t a n t 1500 emplois directs et 4000 indirects [2], devra cependant assurer sa reconversion pro - gressive. C’est ce que le texte prévoit en autorisant la recon- duc tion des permis exclusifs déjà délivrés ainsi que l’octroi d’une « concession d’exploitation faisant suite à un permis de recherches ». Ce droit de suite, si l’on prend en compte les pas de temps du secteur, pousse à la réflexion. En effet, une con- cession est accordée par l’Etat pour une période de 25 ou 50 ans et peut être renouvelée plus- ieurs fois pour transitoire » pour- rait ainsi traîner en longueur. Une exception est accordée au gaz de mine pour des raisons de sécurité, ainsi que pour la gestion de l’aléa hivernal par des capacités de stockage souterrain de gaz naturel nécessaires à la sécurité d’approvisionnement en gaz. L’extraction de gaz sur le bassin de Lacq est aussi épargnée afin de fournir les industries chi- miques de la région en soufre. La seconde orientation consiste à écarter l’exploitation des gaz non conventionnels (tels que les gaz de schiste) quelle que soit la technique d’extraction utilisée. Plateforme d’exploration pétrolière © ERIK CHRISTENSEN I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 22 ÉNERGIES FOSSILES
  23. 23. Une subtilité de texte interdit cependant «toute autre méthode ayant pour but de conférer à la roche une perméabilité » et rem- place la phrase initiale qui pré- voyait une interdiction de « toute autre méthode ayant pour but de modifier notablement la permé- abilité de la roche ou du réser- voir de manière irréversible ». Cette dernière disposition aurait pu permettre l’exclusion totale du gaz de schiste [4]. L a p r o d u c t i o n f r a n ç a i s e d’hydrocarbures L a p r o d u c t i o n f r a n ç a i s e d’hydrocarbures est composée de soixante-quatre gisements pétro- liers et gaziers en exploitation [3] qui s’étende sur une superficie totale de 4000 km². En quantité, cette production représente 0,16 milliard de m3 de gaz en 2015 et 0,8 mt de pétrole en 2016. La production de pétrole française correspond donc à 0,02% de la production mondiale, soit 700 fois moins que l’Arabie Saoudite qui produit plus de 500 millions de tonnes de pétrole par an – tout comme la Russie et les Etats- Unis [5]. Il est à noter de plus que le sous-sol français est fortement convoité : 31 permis de recher- che étaient en cours de validité début novembre 2017 (en métro- pole, en Guyane et dans les Terres australes et antarctiques fran- çaises). En effet, selon une esti- mation américaine, ce sol renfer- merait 3800 milliards de m3 de gaz de schiste et 4,7 milliards de barils de pétrole de schiste [6]. Une avancée pour le plan Climat français ? Le président français se targuait le jour de l’adoption du projet de loi de la grande avancée qu’il constitue dans un t weet, se disant « très fier que la France devienne aujourd’hui le premier pays au monde à interdire tout nouveau permis de recherche d’hydrocarbure dès maintenant et toute exploitation d’ici 2040 ». Le PDG de Total, P. Pouyanne, déclarait quant à lui : « Si je ne peux pas explorer en France, j’explore ailleurs » [4]. Ainsi, si l’adoption de ce projet de loi nous semble avoir une visée plus politique et médi- atique qu’un réel impac t sur l’environnement, elle contribue à apporter une première pierre à l’édifice imposant que con- stitue la transition énergétique. Transition à laquelle les Etats- Unis ont une fois de plus tourné le dos, en annonçant début Janvier leur intention d’ouvrir la quasi- totalité du littoral à l’exploitation du pétrole et du gaz offshore, la Californie, la Floride et l’Arctique compris [7]. Lise ADEGNON Sources : [1] Assemblée nationale, Projet de loi n° 155, 06/09/2017, http://www.assemblee-nationale.fr/15/projets/pl0155.asp [2] Le Monde, « L’article de loi sur la fin de la production d’hydrocarbures adopté par les députés », 04/10/2017, http://abonnes. lemonde.fr/planete/article/2017/10/04/nicolas-hulot-remporte-son-premier-test-politique-avec-l-adoption-du-texte-sur- les-hydrocarbures_5195741_3244.html [3] Ministère de la transistion écologique et solidaire, « Ressources en hydrocarbures de la France », 01/03/2017, https://www. ecologique-solidaire.gouv.fr/ressources-en-hydrocarbures-france [4] Pierre Le Hir, Le Monde, « Nicolas Hulot recule sur la fin des hydrocarbures », 05/10/2017, http://www.lemonde.fr/energies/ article/2017/10/05/nicolas-hulot-recule-sur-la-fin-des-hydrocarbures_5196707_1653054.html [5] Le Monde, « La production française d’hydrocarbures, une goutte d’eau, même à l’échelle de l’Europe », 06/09/2017, http:// www.lemonde.fr/les-decodeurs/article/2017/09/06/la-production-francaise-de-petrole-une-goutte-d-eau-meme-a-l-ech- elle-de-l-europe_5181946_4355770.html [6] Le Parisien, « Pétrole, gaz, schiste... Hulot signe l’arrêt de mort des hydrocarbures produits en France», 06/07/2017, http:// www.leparisien.fr/environnement/energies/petrole-gaz-schiste-hulot-signe-l-arret-de-mort-des-hydrocarbures-produits- en-france-06-07-2017-7115307.php [7] Le Monde, « Les Etats-Unis veulent étendre l’exploitation du pétrole et du gaz offshore », 04/01/2018, http://www. lemonde.fr/donald-trump/article/2018/01/04/les-etats-unis-veulent-etendre-l-exploitation-du-petrole-et-du-gaz-off- shore_5237673_4853715.html I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 23ÉNERGIES FOSSILES
  24. 24. Le deepwater : une aubaine pour le Brésil mais une mauvaise affaire pour Petrobras? L’e x p l o r a t i o n e t l ’e x t r a c t i o n de pétrole au Brésil a débuté e n 1 9 3 9 e t s’e s t p o u r s u i v i e ensuite dans le but de renforcer l’indépendance énergétique du pays. En 1953, la loi brésilienne de 2004/1953 a créé Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobrás), seule société autorisée à explorer les hydrocarbures sur le territoire brésilien jusqu’en 1997. Le Brésil ne cesse d’augmenter sa produc- tion d’hydrocarbure et tente de tirer parti de ses exportations. Dans un contexte d’incertitude s u r l ’ave n i r d e s e s ré s e r ve s d’hydrocarbures, couplé à une forte crise économique aux Etats- Unis qui a fait écho dans le reste du monde en 2007, Petrobrás a annoncé la découverte du bassin pré-salifère : un gisement poten- tiel de plusieurs dizaines de mil- liards de barils de pétrole situé au large des côtes de Rio de Janeiro, reconnu comme l’une des plus grandes découvertes de ce siècle lors de son annonce en 2007 [1]. Cette découverte a alors permis au pays de réaliser son rêve d’autosuffisance, mais également d’envisager de devenir un grand pays exportateur. La production pétrolière à 7 000 mètres de profondeur, fruit de la recherche et de l’expérience de Petrobras dans les eaux profondes, a permis au Brésil d’occuper une position stratégique dans la géopolitique pétrolière mondiale. Le bassin pré-salifère (pré-sel) est une séquence de roches sédimentaires formée il y a plus de 100 millions d’années dans l’espace géologique créé lors de la séparation de l’ancien conti- nent Gondwana qui a donné nais- sance aux continents américain et africain actuels il y a environ 150 millions d’années. A mesure que les continents s’éloignaient, la matière organique accumulée fut recouverte par les eaux de l’océan Atlantique puis protégée par une couche de sel pouvant atteindre 2000 mètres d’épaisseur. Cette couche de sel a été déposée sur la matière organique accumulée, la retenant pendant des millions d’années, jusqu’à ce que des pro- cessus thermochimiques la trans- forment en hydrocarbures [2]. En septembre 2014, alors que l a p r o d u c t i o n d u g i s e m e n t atteignait déjà 500 000 barils par jour, le Ministère des Mines et de l’Energie brésilien a annoncé que seulement 1/3 des réserves ava i e nt é té d é co u ve r te s. Le pré-sel fait donc encore l’objet de nombreuses études, recher- ches et investissements. Strates géologiques du Pré-Sel © Agência Petrobrás I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 24 ÉNERGIES FOSSILES
  25. 25. L’e x p l o i t a t i o n d u g i s e m e n t présente toutefois de grands d é f i s : l a g r a n d e d i s t a n c e de la côte (environ 300k m), l’importante profondeur d’eau et la couche de roche épaisse (post- sel) à forer. Le transport des per- sonnes et des fournitures vers les plates-formes opérant dans les champs est également un défi logistique pour Pétrobras. Afin de réduire les coûts et le nombre d’obstacles logistiques, la stra- tégie adoptée pour exploiter ces champs a été l’utilisation de plates-formes « hubs » fixes à mi- chemin entre la côte et la plate- forme qui exploite le champ. Une autre solution a consisté à diminuer le nombre de personnes embarquées en s’appuyant sur les avancées technologiques qui per- mettent d’automatiser les plates- formes. Les coûts de transport ont alors été considérablement diminués. En outre, le réservoir du pré-sel contient de grandes quantités de gaz non désirés, y compris du sulfure d’hydrogène, qui est extrêmement toxique, inflammable, explosif et corrosif. Pour filtrer les contaminants et séparer le pétrole du gaz et de l’eau, Petrobrás a dû développer et construire la plus grande flotte mondiale de FPSO (unités flot- tantes de production, de stock- age et de déchargement). Ces immenses unités de raffineries hissées sur des navires pétroliers ont couté jusqu’à 2 milliards de dollars chacune, c’est la raison pour laquelle Pétrobras est une des sociétés les plus endettées au monde [1]. « Petrobrás est déjà endetté à hauteur de 125 milliards de dollars (chiffre à comparer de la dette grecque de 311 milliards d’euros) » [3]. La situation n’est pas sur le point de s’améliorer : des changements récents dans la politique secto- rielle et de nombreux épisodes de cor ruption ont contr ibué à mettre fin à la souveraineté énergétique de Petrobrás et ont permis l’exploitation du bassin pré-salifère par des entreprises étrangères. En octobre 2017, lors des enchères pour l’exploitation de nouveaux gisements du pré- sel, la compagnie pétrolière publique norvégienne Statoil a acquis une participation de 25% dans le champ Roncador, situé dans le bassin de Campos (Rio de Janeiro) pour un montant de 2,9 milliards de dollars [4]. D ’autres sociétés pétrolières étrangères sont aussi entrées dans l’exploitation de champs, telles que ExxonMobil (États- U n i s ) , B P E n e rg y ( R oya u m e - Uni) QPI (Qatar) ou encore Total (France) [5]. Daniel ERBESFELD Sources : [1] J. Watts, The Guardian, « Brazil’s troubled waters », 25/06/2015, https://www.theguardian.com/environment/ng-interactive/2015/ jun/25/brazils-gamble-on-deep-water-oil-guanabara-bay [2] Petrobras, « Exploração e Produção de Petróleo e Gás : Pré Sal », ,http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/ areas-de-atuacao/exploracao-e-producao-de-petroleo-e-gas/pre-sal/ [3] M. Pierre, « Petrobras, un géant économique à l’image d’un Brésil en crise », 31/05/2016, http://geopolis.francetvinfo.fr/ petrobras-un-geant-economique-a-l-image-d-un-bresil-en-crise-107589 [4] Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, http://www.anp.gov.br/wwwanp/ [5] Society of Petroleum Engineers, https://www.spe.org La logistique de transport © Portal Marítimo I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 25ÉNERGIES FOSSILES
  26. 26. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 8 26 ÉVÈNEMENT OSE Photographie de la promotion 2017

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