Le document aborde les enjeux énergétiques mondiaux en 2018, soulignant que les énergies fossiles continuent de dominer la consommation mondiale malgré une montée des énergies renouvelables. Il traite des défis et opportunités liés aux politiques énergétiques, notamment en Europe et aux États-Unis, ainsi que des projets en cours dans le secteur nucléaire et des énergies renouvelables. Une réflexion est proposée quant à la nécessité de réduire les émissions et à l'urgence de la transition énergétique.

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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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