© Dunod, 2015
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ISBN : 978-2-10-074093-2

Pour Chaimaa, lumière de ma vie.
Pour Bruno, avec qui tout est possible…

Remerciements

Nous remercions chaleureusement nos collègues, Louise Rousseau, Théo Bourrelier, nos relecteurs et les membres du Centre de Géopolitique de l’Énergie et des Matières Premières (CGEMP) de l’université Paris-Dauphine pour leurs commentaires constructifs, ainsi que nos étudiants du Master Affaires Publiques, filière énergie, de Sciences Po Paris pour leur enthousiasme et les discussions animées.

Introduction

Le secteur de l’énergie est hautement stratégique et se situe aujourd’hui au cœur de nombreux débats, tant au niveau de l’Union européenne que de ses États membres. L’ouverture à la concurrence, la sécurité d’approvisionnement, la régulation sectorielle européenne, l’amélioration de l’efficacité énergétique, les stratégies des acteurs de l’oligopole électro-gazier, les contraintes environnementales sont autant de sujets discutés. En 20 ans peu d’industries ont connu une mutation comparable à celle que connaissent les différents secteurs de l’énergie : pétrole, gaz naturel, charbon, électricité, nucléaire, renouvelables… Les changements technologiques, les rapports de force entre les pays, le comportement des acteurs, les décisions politiques mettant le marché au cœur de toutes les réformes, sont autant de déterminants qui ont bouleversé les fondamentaux de ces activités.

Différentes approches existent pour étudier les industries de l’énergie et leurs complexités : des analyses par matières premières, selon les régions, en fonction des secteurs consommateurs, selon les instruments politiques… L’économie de l’énergie combine ces approches et apporte des outils et concepts issus de la microéconomie et de l’économie industrielle. Les problématiques énergétiques sont alors analysées sous leurs angles économiques.

L’objectif de cet ouvrage est d’introduire les principaux concepts, outils et questions actuelles en économie de l’énergie particulièrement dans l’Union européenne. Le débat sur une politique énergétique commune en Europe, sur sa nécessité et sa mise en œuvre est ouvert depuis plusieurs décennies. L’énergie est présente dès le début de la construction européenne avec la création de la Communauté européenne du charbon et de l’acier (CECA, 1951). Au-delà du besoin économique de relance de la production de deux matières premières indispensables, l’objectif de la CECA était de permettre aux pays européens de s’unir et à l’Europe de se reconstruire et restaurer sa place. Sa mission, décrite à l’article 2, était de « contribuer à l’expansion de l’économie, le développement de l’emploi et l’amélioration du niveau de vie moyen » des citoyens.

Les discussions sur une politique énergétique commune pour créer une « Union de l’Énergie » sont aujourd’hui relancées par les tensions sur les marchés de l’énergie et la nécessaire protection de l’environnement. Mais l’équation à résoudre est devenue complexe : alimenter l’Union européenne en énergie sans rupture d’approvisionnement, à un prix abordable, constituant un élément fort de compétitivité, tout en parvenant à réduire les émissions de gaz à effet de serre. Ces trois mots clés représentent le trilemme de la politique énergétique européenne : sécurité d’approvisionnement, compétitivité et changement climatique. Il est très difficile d’équilibrer ces trois objectifs car ils apparaissent de plus en plus en contradiction. Par exemple, la protection de l’environnement peut augmenter les coûts de production de l’énergie entraînant une perte de compétitivité des entreprises et une hausse de la précarité pour les consommateurs résidentiels.

Figure – Triple défi de la politique énergétique européenne

Dans un contexte défavorable, la dépendance européenne vis-à-vis des ressources énergétiques importées est croissante. Les secteurs de l’énergie sont entrés dans une période de turbulence et de sécurité d’approvisionnement. L’ampleur des risques et des incertitudes qui pèse sur la situation énergétique européenne et son évolution obligent à penser une stratégie commune dans le long terme.

Cet ouvrage se divise en cinq chapitres :

– Le chapitre 1 présente les fondamentaux économiques et techniques de l’énergie, à savoir des définitions claires et partagées avec un éclairage historique indispensable pour comprendre la situation actuelle ;

– Le chapitre 2 est centré sur l’intervention de la puissance publique, toujours significative dans le monde de l’énergie malgré les réformes avec l’introduction de la concurrence. Aujourd’hui, le rôle de l’État porte principalement sur deux dimensions fondamentales : piloter le bouquet énergétique du pays et rechercher la sécurité d’approvisionnements ;

– Le chapitre 3 est consacré à la transformation des industries du gaz et de l’électricité qui ont vu leurs organisations bouleversées fondamentalement : de monopoles verticalement intégrés à des entreprises gérant des activités concurrentielles et réglementées. Ces modifications d’organisation ont pour objectif de protéger les intérêts des consommateurs, privés et industriels, en cherchant notamment à obtenir un approvisionnement sûr en énergie à moindre coût ;

– Le chapitre 4 se focalise sur le lien désormais indissociable entre énergie et climat : le secteur de l’énergie est en effet un des principaux contributeurs au réchauffement climatique et un processus long et complexe de négociation internationales tente d’y apporter des solutions tandis que des initiatives européennes, ou nationales, tentent de développer des réponses viables sur les plans techniques et économiques ;

– Le chapitre 5 propose une analyse des défis liés à l’innovation qui a toujours joué un rôle central dans les industries de l’énergie. Aujourd’hui, les défis environnementaux et énergétiques se multiplient et appellent des réponses où l’innovation joue un rôle clé. Il introduit également les défis, colossaux, liés à la pauvreté et à la précarité énergétique dont la résorption fait partie des priorités essentielles au niveau mondial.

Chapitre 1

Les fondamentaux

Derrière le concept générique « d’énergie » se cache une réalité très diversifiée : peu de points communs en effet entre un gisement de pétrole au large du Brésil et le panneau solaire d’un fermier dans la Creuse. Ils participent pourtant tous deux à un système complexe, s’étendant à l’échelle planétaire. Face à la profusion des objets et à la complexité des débats, un recours à des définitions claires et partagées et un éclairage historique et technique sont indispensables pour comprendre la situation énergétique actuelle.

I Nature du bien énergie

1. Définitions

L’énergie dans son origine grecque signifie « force en action ». Elle est définie en physique comme la capacité d’un système à modifier un état, à produire un travail entraînant un mouvement, un rayonnement électromagnétique ou de la chaleur. Après sa propre force et celle des animaux, l’homme a appris à exploiter les énergies contenues dans la nature. Puis, l’énergie fournie par l’usage d’un carburant a permis un emploi croissant de machines.

La consommation d’énergie est un moyen pour satisfaire certains besoins humains qui évoluent dans le temps en quantité et qualité. Ces besoins sont liés à la force motrice pour le transport, à la chaleur, à l’éclairage, à des matières premières nécessaires pour des processus industriels… Pour répondre à ces besoins, différentes sources d’énergie sont utilisées et souvent mises en concurrence pour minimiser les coûts (cf. tableau 5 en annexe).

Les sources d’énergie peuvent être classées selon différents critères dont :

– Renouvelables ou non renouvelables : ce qualificatif dépend de la perception du critère d’« épuisabilité » de la ressource (à l’échelle humaine). Une énergie renouvelable est considérée comme inépuisable (comme le soleil ou le vent) contrairement à l’énergie non renouvelable, épuisable, c’est-à-dire dont le stock est fini (comme le charbon ou le pétrole) ;

– Conventionnelles et non conventionnelles : les méthodes d’extraction définissent cette différenciation avec des techniques adaptées à des conditions d’exploitation plus compliquées pour les ressources non conventionnelles (comme la fracturation hydraulique) ;

– Commerciales et non commerciales : ce critère dépend de l’objectif de l’acheteur, consommation ou revente.

EXEMPLE

Les ressources non conventionnelles

Le caractère « non conventionnel » des hydrocarbures produits actuellement notamment aux États-Unis est lié au mode d’exploitation et non à la nature chimique. Ces ressources nécessitent des techniques plus sophistiquées donc plus coûteuses pour être récupérées. Parmi ces ressources non conventionnelles :

– Le « shale gaz » ou « gaz de schiste » (appelé gaz de roche-mère) a pour particularité d’être resté piégé dans les porosités de la roche imperméable où il s’est formé. Contrairement au gaz naturel conventionnel qui est retenu dans une roche perméable permettant une exploitation facile, le gaz de schiste est piégé dans les porosités d’une roche rendue imperméable par l’argile qu’elle contient. Les « huiles de schiste » sont du pétrole également piégé dans la roche-mère ;

– Le « tight gas », ou « gaz compact », comme le « tight oil » ou « huiles de réservoirs compact », a migré de la roche-mère et a été piégé dans des réservoirs ultra-compacts dont la porosité et la perméabilité sont très faibles ;

– Le « Coal Bed Methane » ou « gaz de charbon » (ou gaz de houille) est du méthane récupéré à partir des veines de charbon ;

– L’hydrate de méthane est un composé organique naturellement présent dans les fonds marins, sur certains talus continentaux, ainsi que dans le permafrost des régions polaires.

Dans le processus de consommation de l’énergie, différentes étapes existent :

– L’énergie primaire correspond à la quantité d’énergie libre captée par l’homme dans la nature. Elle comprend le pétrole, le charbon, le gaz naturel, l’uranium, l’eau, le vent et le solaire (qui par exemple peuvent être convertis directement en électricité).

– L’énergie secondaire est issue de transformations d’énergies primaires effectuées par l’homme (l’électricité obtenue à partir de la combustion du charbon, l’essence obtenue après raffinage du pétrole…). Elle correspond à l’énergie primaire moins les pertes de conversion.

– L’énergie livrée est la quantité d’énergie secondaire moins les pertes liées au transport.

– L’énergie finale correspond à la quantité d’énergie livrée effectivement consommée (électricité, produits pétroliers…).

– L’énergie utilisée représente la forme sous laquelle l’énergie satisfait un besoin final (la chaleur, la lumière…). Elle se déduit de l’énergie finale compte tenu des pertes de l’appareil de transformation finale.

Avec des tableaux simples indiquant le montant des énergies primaires entrantes et les pertes de conversion et de transport, la quantité d’énergie finale révèle l’efficacité des systèmes énergétiques. Aux États-Unis, en 2013, l’énergie utilisée représentait 39 % de la totalité de l’énergie primaire injectée dans le système contre 60 % en France. La moyenne mondiale est de 35 % de l’énergie primaire qui est utilisée (donnée Agence Internationale de l’Énergie AIE (2014b)).

Source : Agence Internationale de l’Énergie, 2014

Figure 1.1 – Diagramme énergétique des États-Unis en 2013

2. Bilans énergétiques

Pour une zone géographique donnée et une année donnée, un bilan énergétique présente la décomposition de la consommation totale par source d’énergie et par utilisation. La structure du bilan énergétique mondial actuel est le résultat historique de 150 années de croissance rapide de la consommation mondiale en combustibles fossiles pour alimenter la croissance économique et démographique. Le bilan énergétique mondial souligne une situation énergétique très carbonée avec la domination à plus de 80 % des énergies fossiles dans les consommations d’énergie primaire : 32 % pour le pétrole, 29 % pour le charbon, 21 % pour le gaz naturel (cf. tableau 1 en annexe). Les combustibles fossiles sont, par définition, non renouvelables et polluants, notamment en termes d’émissions de gaz à effet de serre (à des degrés divers). Bien que la contribution des énergies fossiles au bilan global se soit réduite principalement au profit de l’électricité depuis 1973 leur rôle reste primordial. Malgré les efforts qui ont été faits depuis le premier choc pétrolier, les énergies renouvelables et non polluantes pèsent bien peu dans le bilan (cf. tableau 6 en annexe).

Source : Agence Internationale de l’Énergie, 2014

Figure 1.2 – Consommations d’énergie primaire dans le monde en 2014

Ces bilans énergétiques peuvent être réalisés sur plusieurs années pour le monde ou pour un pays, aussi bien au niveau des énergies primaires que secondaires (avec l’exemple du bilan électrique). Au-delà de l’image procurée par un bilan, deux questions sont soulevées : celle de la dépendance énergétique, c’est-à-dire la part des importations dans les consommations domestiques, et celle des émissions de gaz à effet de serre.

Source : Chiffres clés de l’énergie, Commissariat général au développement durable (2014)

Figure 1.3 – Bilan énergétique de la France en 2014

Source : données du Réseau de Transport d’Électricité (RTE), 2014

Figure 1.4 – Bilan électrique de la France en 2014

Les unités de mesures dans l’énergie

Les bilans énergétiques sont souvent exprimés en tonne équivalent pétrole (tep). La seule unité légale d’énergie reconnue sur le plan international est le joule qui correspond au travail fourni par une force d’un newton dont le point d’application se déplace d’un mètre dans la direction de la force. Un grand nombre d’unités est utilisé dont le maniement en termes d’équivalence exige les plus grandes précautions : tonnes, barils, watts, mètres cube, pieds cube… À partir de coefficients d’équivalence toutes les formes d’énergie sont agrégées en les convertissant en unité de référence commune : tonne équivalent pétrole (tep), tonne d’équivalent charbon (tec), kilowattheure (kWh) ou British thermal unit (Btu). L’unité la plus utilisée pour comparer les énergies de toutes sources est la tonne équivalent pétrole qui correspond à la quantité d’énergie que fournit une tonne de pétrole en brulant (1tep = 11 630 kWh = 39,68 MBtu…).

Dans les bilans électriques, il ne faut pas confondre la puissance et l’énergie soit les watts et les kilowattheures. Un watt est la puissance d’un système dans lequel une énergie d’un joule est transférée uniformément pendant une seconde. Au contraire, un kWh correspond à l’énergie consommée par un appareil d’une puissance d’un kW pendant une durée d’une heure. Plus simplement, nous consommons des kWh et non des watts. Lors de « la consommation électrique record du 8 février 2012 », par abus de langage la presse a indiqué que « les Français ont consommé 102 100 MW ». Il serait plus juste de dire que « les Français ont mobilisé une puissance de 102 100 MW à 19 h » pour satisfaire leur demande.

3. Demande d’énergie

La demande d’énergie finale est déterminée, à un moment donné, par des besoins exprimés par différents acteurs. La demande annuelle d’énergie par habitant diffère d’un pays à un autre notamment en fonction de sa richesse, de la structure de son économie, de ses ressources naturelles, de sa culture énergétique, de son climat et de l’efficacité de son système. En moyenne au niveau mondial, un habitant consomme 2 tep par an : 0,5 tep en Afrique, 4,8 dans l’Union européenne et 7,8 aux États-Unis.

Au sein d’un pays, la demande d’énergie varie d’une industrie à une autre, d’un individu à un autre. Dans certains secteurs, l’énergie occupe une place importante dans les achats, en tant que source d’énergie ou matière première. Les industries à haut contenu énergétique sont extrêmement sensibles au prix de l’énergie puisque ce prix conditionne en grande partie leur compétitivité. Environ un tiers de l’énergie consommée dans le monde est utilisée dans le secteur du transport (dont la consommation dépend à 90 % des produits pétroliers).

En économie, la demande diffère de la consommation. La demande fait référence à une quantité d’énergie à un prix donné. La consommation quant à elle correspond à l’action d’utiliser ou de détruire, immédiatement ou progressivement, des biens et des services dans le but de satisfaire un besoin. Pour simplifier, certains parlent d’achats pour la demande et d’utilisation pour la consommation.

Avant les chocs pétroliers des années 70, la demande d’énergie avait été très peu analysée. Aujourd’hui, elle est au centre de vives discussions notamment sur sa sensibilité aux prix et revenus :

– La demande d’énergie est fortement corrélée au rythme de l’activité économique.

– Elle présente aussi une forte saisonnalité parfois en termes d’heures, jours, semaines, mois, saisons. Ainsi, la demande d’électricité en France en semaine au mois de février à 19 h est bien différente à 4 h du matin le même jour, et évidemment différente au mois d’août.

Élasticité de la demande

Pour analyser la demande d’énergie, le recours au concept d’élasticité est fréquent. Parmi les différentes élasticités, citons l’élasticité prix de la demande, qui mesure la variation de la demande qu’entraîne une variation du prix, et l’élasticité revenu qui mesure la variation de la demande liée à celle revenu.

Ce concept permet par exemple, d’étudier les variations de la demande d’essence à la suite d’une hausse des prix à la pompe. À court terme, à une hausse de prix, les consommateurs ne pourront pas, pour la plupart, réagir et continueront à consommer de l’essence. L’évolution des prix de l’essence ne fait que provoquer une réduction proportionnellement plus faible dans la demande des consommateurs. Par contre, à long terme, l’élasticité prix est plus importante. À une hausse de prix de l’essence à long terme, des modifications de comportement sont possibles (comme acheter une voiture électrique ou des voitures moins consommatrices d’essence), des investissements sont réalisés pour limiter l’usage de la voiture à essence (aménagement du territoire, transport en commun, voies de covoiturage…).

L’élasticité est un outil pour connaître avec précision l’impact des variations des prix et des revenus sur la demande d’énergie.

4. Offre d’énergie

L’offre d’énergie est la quantité offerte par les producteurs qui dépend fortement des coûts le long des chaînes de valeur. Ceux-ci varient selon les sources d’énergies et les activités (exploration, production, transport, raffinage, stockage, distribution et vente). Dans la structure des dépenses, les coûts fixes sont souvent très élevés dans les filières énergétiques. Des économies d’échelle sont alors réalisables : le coût moyen baisse à mesure que la quantité croît en raison de la présence de coûts fixes élevés (qui peuvent être amortis). Ceux-ci s’expliquent par le montant des investissements, les longues durées de vie et de construction des actifs, la présence de coûts irrécupérables et d’actifs spécifiques, les coûts externes…

DÉFINITION

Économies d’échelle

Il y a des économies d’échelle quand le coût total moyen diminue lorsque la production augmente. Par exemple, en augmentant de façon simultanée l’ensemble des facteurs de production dans les mêmes proportions par un facteur t, une entreprise qui réalise des économies d’échelle voit sa production multipliée par un facteur supérieur à t. À l’inverse, des déséconomies d’échelle sont possibles dès lors que le coût total moyen s’accroît lorsque la production augmente.

DÉFINITION

Filière énergétique

Une filière énergétique peut être définie comme une articulation cohérente de technologies, de capitaux et de marchés, depuis la production en amont de la ressource primaire jusqu’à la satisfaction à l’aval du besoin final. Plusieurs filières sont en concurrence pour la satisfaction d’un même besoin final. L’analyse de filière peut être menée de l’aval (le besoin) vers l’amont (la source primaire d’énergie) ou inversement.

La notion de rente est omniprésente tout au long des filières énergétiques. Une rente se définit en économie comme un surprofit qu’un acteur pourra dégager par rapport à ses concurrents. La théorie économique distingue trois catégories de rentes :

1. La rente absolue ou d’épuisabilité (dite rente de Hotelling) : la ressource énergétique non-renouvelable est considérée comme un actif dont la consommation d’une unité aujourd’hui implique l’impossibilité d’extraire et de consommer cette unité plus tard.

DÉFINITION

Rente de rareté

La ressource naturelle non-renouvelable est un actif économique qui est en concurrence avec les autres. Le taux de rendement de cet actif doit être égal au taux de rendement des actifs concurrents sinon tout le monde investirait sur l’actif le plus rémunérateur. En effet, si la valeur économique de la ressource augmente plus vite que le taux de rendement des actifs concurrents, l’objectif de maximisation du profit consiste à laisser la ressource en terre (et inversement). La ressource conservée dans le sol acquiert ainsi le statut de « capital ». L’équilibre sur le marché des capitaux implique que les taux de rendement de tous les capitaux soient identiques : la ressource doit être épuisée à un rythme tel que le taux de croissance de son prix net soit égal au taux d’intérêt. Selon Hotelling (1931), un stock de ressources épuisables est un actif dont le rendement est égal au gain en capital que procure l’augmentation de sa valeur au cours du temps.

2. La rente différentielle (dite rente ricardienne) résulte d’une différence entre les coûts de production du bien et de son prix de vente. Toutes les activités minières génèrent des rentes liées à des différences de coûts de production selon les puits comme dans le charbon et le pétrole. D’autres formes de rentes différentielles s’ajoutent, comme par exemple, les rentes de qualité liées à la qualité d’un gaz ou d’un charbon par rapport à un autre ; les rentes de position qui reflètent les avantages de localisation ; les rentes technologiques qui mesurent l’efficacité d’un procédé technique par rapport à un autre…

DÉFINITION

Rente ricardienne

Dans une zone avec des terres en quantité limitées et de fertilités différentes en propriété privée, Ricardo considère la production de denrées agricoles comme le blé. Le prix du blé est fixé sur le coût de production le plus élevé : c’est-à-dire sur le coût de production des terres la moins fertile demandant plus de capital et travail. Les terres les plus fertiles (les plus productives) réaliseront un bénéfice élevé. La rente dite différentielle correspond à l’écart entre les coûts de production et le prix.

3. La rente de monopole résulte du pouvoir de certains acteurs d’influencer le marché et d’imposer un prix élevé. Le cartel de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) ou le monopoleur Gazprom ont été en mesure d’influencer les prix et de capter une partie des rentes.

DÉFINITION

Rente de monopole

En situation de monopole une entreprise pratique un prix supérieur au prix de concurrence (soit au coût marginal). L’utilisation de ce pouvoir conduit à un abus de position dominante qui est proscrit par le droit de la concurrence alors qu’une situation de monopole peut être tolérée si elle ne génère pas une distorsion de prix trop élevée.

Dès lors que des rentes existent, la situation ne peut pas être socialement optimale car des gains existent supérieurs au profit normal. Les différents acteurs vont chercher à développer et à avoir accès à ces rentes. Le partage de la rente devient le cœur d’âpres négociations. Les contrats pétroliers sont ainsi conçus pour régler le partage de la rente entre les parties prenantes : le gouvernement des pays producteurs et les investisseurs qui financent l’exploitation et la mise en production. Les contrats de concession et de partage de production sont les plus courants avec une différence au niveau de la part de production revenant légalement et physiquement à chaque partie. Les gouvernements des pays qui détiennent la ressource cherchent à avoir accès aux revenus issus de l’exploitation des gisements par des compagnies privées. Ils peuvent collecter des revenus du secteur énergétique à travers des instruments fiscaux et non fiscaux tels que les redevances, les bonus sur signature, les impôts sur les revenus, les revenus indirects via des droits de douanes…

EXEMPLE

Rente pétrolière

Le pétrole est un produit qui parfois ne coûte relativement pas cher à produire (environ 5 $) et peut être vendu très cher (147,5 $/baril). La rente pétrolière, ou le surplus pétrolier, ou « l’argent du pétrole » représente chaque année l’équivalent du produit intérieur brut de la France.

II Aperçu historique et technique

1. Exploitation du charbon et du gaz, moteurs de la révolution industrielle

■ Le charbon

Le charbon est souvent réduit à l’image historique de la révolution industrielle. En réalité, derrière l’appellation générique, il regroupe une immense diversité de produits. Le charbon est une roche sédimentaire dont le processus de carbonisation explique les différentes qualités : plus la teneur en eau est faible et en carbone élevée, plus le charbon possèdera un pouvoir calorifique élevé.

Sous ses formes les moins pures, comme la tourbe, le charbon est utilisé depuis la préhistoire. Il faut attendre l’invention de la machine à vapeur par James Watt pour qu’il devienne une importante source d’énergie avec un pouvoir calorifique très supérieur au bois et à la tourbe. Au xxe siècle, la génération d’électricité a fourni un nouveau débouché au charbon qui est massivement employé pour alimenter les chaudières des centrales thermiques à flamme.

L’extraction du charbon s’effectue de deux manières différentes. La première, historique, correspond à une extraction dans des mines souterraines permettant d’atteindre des veines profondes. Largement utilisée en Europe au xixe siècle, l’extraction souterraine fournit encore 60 % de la production aujourd’hui (WCI). Elle a cependant été supplantée par l’extraction à ciel ouvert dans les principaux pays producteurs pour les veines se trouvant à proximité de la surface.

Source : World Coal Institute (WCI)

Figure 1.5 – Usages du charbon

DÉFINITION

L’extraction à ciel ouvert

L’extraction à ciel ouvert consiste à ouvrir le sol sur la surface du gisement pour retirer la couverture (couche de terre et de roches qui sépare le minerai de la surface) et récupérer le charbon. Cette technique permet de récupérer près de 90 % des veines présentes, contre 40 à 75 % pour les mines souterraines suivant les techniques employées.

Les puits de mine peuvent s’étendre sur plusieurs kilomètres carrés et les volumes de terre soulevés doivent alors être entreposés sur des sites adjacents. Dans sa forme la plus poussée, l’extraction à ciel ouvert peut prendre la forme du mountain top removal dans laquelle les sommets de montagne sont progressivement rasés pour accéder aux filons et les gravas sont utilisés pour combler les vallées adjacentes. Cette méthode est en particulier utilisée dans les Appalaches.

Source : D’après WCI

L’usage du charbon s’est généralisé grâce, notamment, à la grande dispersion géographique des ressources. Relativement, il s’agit en effet de la source d’énergie la mieux répartie à la surface de la planète, bien que dans des qualités très inégales. Selon l’AIE (2013), 32 pays disposent de plus de 1 milliard de tonnes de réserves identifiées et les réserves connues suffisent à couvrir plusieurs siècles de consommation. Aujourd’hui, le charbon est le premier combustible pour la production d’électricité (41 %) et la seconde source d’énergie la plus utilisée au monde (30 %) de la demande mondiale d’énergie primaire), derrière le pétrole (AIE, 2014a). La demande est tirée par les pays asiatiques, aujourd’hui principaux consommateurs, Chine et Inde en tête.

Du fait de l’ampleur des réserves et de leur dispersion, le commerce international du charbon demeure limité (17 % de la production seulement, source : VdKI), sauf pour les minerais de la meilleure qualité, plus rares (anthracite notamment). De manière générale et afin de minimiser les coûts de transport, les centrales thermiques à charbon sont souvent implantées à proximité des sites d’extraction ou, lorsque ceux-ci sont trop éloignés des lieux de consommation de l’électricité/chaleur, à proximité d’infrastructures ferroviaires ou portuaires. La route maritime entre le port de Richards Bay en Afrique du Sud et le port de Rotterdam aux Pays-Bas a longtemps dominé les flux commerciaux internationaux mais de nouveaux itinéraires émergent, notamment entre l’Australie et l’Asie.

Malgré son faible coût relatif et les ressources abondantes, de nombreuses incertitudes demeurent cependant quant à l’usage futur du charbon. La principale concerne son niveau de pollution. En l’absence de technologies de capture et stockage du CO2 économiquement viables (cf. chapitre 5), son avenir est tributaire des évolutions de la réglementation et du prix du CO2. En effet, si la pollution devient trop onéreuse dans certains pays mettant en œuvre des politiques environnementales affirmées, les systèmes énergétiques pourraient se réorienter vers le gaz naturel, plus cher mais moins polluant, pour répondre à leurs besoins en chaleur et en électricité.

■ Le gaz naturel

Le gaz naturel (ou méthane) se forme en sous-sol, sous l’action conjointe de la pression et de la température qui dissocient les roches sédimentaires présentes. Le gaz a longtemps été considéré comme un sous-produit dangereux de l’exploitation minière (coups de grisou) ou de l’extraction pétrolière. Il était d’ailleurs brûlé dès sa sortie des puits (torchage).

Bien que des gisements affleurant en surface soient connus depuis l’Antiquité, l’utilisation du gaz naturel est récente. Extrêmement volatile et donc difficile et coûteux à transporter, il a longtemps été cantonné à l’éclairage public des villes à proximité des ressources. Le développement des pipelines et l’invention du bec bunsen en 1855 lui ont ouvert de nouveaux débouchés, notamment pour les utilisations domestiques. Il faut attendre le développement des grandes infrastructures aux États-Unis et en Europe après la Seconde Guerre Mondiale pour que le gaz naturel devienne une source d’énergie majeure.

Plusieurs innovations sont venues légèrement désenclaver les marchés du gaz naturel, très fragmentés en raison de la limite du transport au sein des continents. L’amélioration des techniques a permis le développement de réseaux denses de pipelines et la construction de tubes sous-marins. La liquéfaction du gaz naturel rend possible désormais son transport par bateau et permet d’espérer une convergence des prix, donc la création d’un marché mondial du gaz. Ces deux techniques de transports exigent néanmoins des investissements lourds, limitant la généralisation de l’utilisation du gaz naturel.

Le gaz naturel liquéfié (GNL)

L’objectif de la liquéfaction du gaz naturel est de réduire le volume qu’il occupe pour ainsi rendre possible son transport dans l’espace limité que représente un bateau. La première traversée a eu lieu entre la Louisiane et le Royaume-Uni en 1959 pour démontrer la faisabilité de la technique. La première liaison commerciale a été établie en 1964 entre l’Algérie et le Royaume-Uni, faisant de la Sonatrach le premier exportateur mondial de GNL. Cette liaison a été cependant interrompue en 1990 quand le gaz de la Mer du Nord s’y est substitué à un coût inférieur.

La chaîne de valeur du GNL se décompose en quatre segments : exploration-production, liquéfaction, transport et finalement stockage-regazéification. Pour que le GNL soit une option viable et rentable, le prix du gaz vendu au consommateur doit être suffisamment élevé pour couvrir tous ces éléments et le prix d’un pipeline doit être supérieur. Il existe donc un arbitrage GNL/pipeline pour le transport à longue distance du gaz naturel, qui se fait en fonction de la distance à parcourir et de la nature du terrain à traverser. Plus la distance à parcourir est importante, plus le GNL devient intéressant.

Sur la chaîne de valeur, la partie « liquéfaction » concentre environ la moitié des coûts totaux. Les usines sont en effet des installations extrêmement lourdes et complexes, nécessitant des investissements se chiffrant en milliards de dollars.

Source : U.S. Department of Energy

Acheminer du gaz naturel jusqu’au consommateur final, industriel et a fortiori particulier, nécessite donc une perspective de long terme sur les marchés. En effet, les industriels ne peuvent consentir les investissements nécessaires sans un minimum de certitudes quant aux débouchés et donc quant aux flux financiers leur permettant d’assurer leur rentabilité. Les échanges internationaux de gaz naturel se font donc de gré à gré entre entreprises (et souvent gouvernements étant donnés les enjeux, notamment pour la sécurité d’approvisionnement, cf. chapitre 2) grâce à des contrats de long terme.

Ces contrats, historiquement signés pour des durées comprises entre 20 et 25 ans, lient un producteur et un fournisseur. Sur une telle durée et avec les sommes engagées, une répartition claire des risques est effectuée. L’acheteur s’engage à acheter des volumes prédéterminés, tandis que les producteurs s’engagent sur un niveau de prix.

Les contrats gaziers de long terme

Deux principes régissent ces contrats : le principe « take-or-pay » et le principe de la tarification dite « netback ».

Le take-or-pay principle engage l’acheteur du gaz naturel : il agrée de prendre un certain volume de gaz chaque année, quel que soit l’état de la demande sur le marché intérieur. Si celle-ci est insuffisante et que l’acheteur décide de ne pas soutirer le gaz, il doit néanmoins payer pour ce dernier. Le vendeur est ainsi assuré, quelles que soient les circonstances, de vendre un minimum de gaz et transfère son risque volume sur l’acheteur.

Le principe de la tarification netback consiste à indexer le prix de vente du gaz sur celui d’énergies substituables. En effet, le gaz n’a de valeur économique en propre que s’il peut remplacer à moindre coût par exemple le charbon ou le pétrole. En simplifiant, son prix de vente est donc déterminé selon une formule fixe indexant le prix sur celui du pétrole notamment.

Ces contrats de long terme incluaient également des clauses de destination, c’est-à-dire que le gaz acheté dans un pays ne pouvait pas être revendu dans un autre. Cependant, la Commission européenne a établi en 2004 que ces clauses étaient illégales et empêchaient l’intégration des marchés de l’énergie européens.

Ces contrats de long terme permettent de transférer le gaz du pays producteur vers le pays consommateur en couvrant les coûts afférents. Ils ne sont cependant pas sans risques puisque les importateurs peuvent se retrouver dans une situation financièrement très délicate. Si la demande en gaz naturel décroît et qu’en parallèle les prix du pétrole augmentent, ils peuvent se retrouver à payer très cher pour du gaz qu’ils ne peuvent même pas prélever, faute d’acheteurs ou de capacité de stockage. Certains importateurs européens ont connu cette situation avec la crise économique d’une part et le prix du baril élevé entre 2008 et 2014. Elle peut résulter en des pertes se chiffrant en millions d’euros par jour (source : Franza).

Une fois le gaz arrivé sur le marché destinataire, il est proposé par l’acheteur sur les marchés de gros où les différents fournisseurs viennent s’approvisionner pour ensuite revendre aux consommateurs. Les échanges peuvent se faire sur des « hubs » physiques où convergent les réseaux de pipeline ou sur des « hubs » virtuels dans lesquels les droits de propriété pour le gaz s’échangent non pas à un endroit précis mais sur une zone, en fonction de points de livraisons standardisés. Ces différents hubs sont gérés par des opérateurs qui sécurisent les transactions.

Les marchés du gaz naturel sont donc essentiellement distincts, avec des niveaux de prix différents : en février 2015, le prix moyen du MMBtu de gaz était de 9,30 $ en Allemagne, 16,00 $ au Japon et 6,00 $ aux États-Unis (FMI). Ceci explique que malgré une répartition des 216 000 milliards de m3 (billion cubic meter, bcm) de réserves prouvées principalement centrées sur le Moyen-Orient (37,5 %) et la Russie-Asie Centrale (34 %), ce sont les pays de l’OCDE (Amérique du Nord et Europe) qui assurent l’essentiel de la production (35% en 2012) (AIE, 2014a). Deux facteurs influent sur ce ratio en sens contraire : l’épuisement progressif des réserves de la Mer du Nord (– 22% de production à horizon 2035 de 278 à 218 bcm par an) et la production croissante de gaz schistes aux États-Unis (+ 36 % de 681 à 928 bcm/an).

2. Avènement du pétrole

Le pétrole est issu de la dégradation naturelle des sédiments présents dans le sol. Sa composition peut fortement varier d’un gisement à un autre avec des mélanges de nombreux composants : gaz, eau, sel, sable… Le raffinage permet de transformer le pétrole brut en produits dérivés tels que l’essence, le gazole, le kérosène, les fuels lourds ou encore le bitume.

L’huile de roche affleurant en surface a été longtemps utilisée pour l’éclairage mais c’est avec le premier puits foré en 1859 par le Colonel Drake aux États-Unis que le pétrole est entré dans l’ère industrielle. L’expansion du secteur est ensuite rapide, tirant profit de la généralisation des moteurs à explosion, jusqu’à devenir la principale source d’énergie mondiale.

Le développement du secteur a été marqué par les monopoles et cartels. D’abord aux États-Unis, où la Standard Oil fondée en 1870 notamment par la famille Rockefeller a rapidement construit un empire en écartant la concurrence. Présente sur toute la chaîne de valeur, la Standard Oil contrôle plus de 90 % du marché du pétrole raffiné aux États-Unis en 1904. Elle sera dissoute en 34 entreprises distinctes en 1911 en application du Sherman Antitrust Act pour favoriser l’essor de la concurrence. Une nouvelle époque commence après la Première Guerre Mondiale, avec l’internationalisation croissante de l’industrie pétrolière et la mise en exploitation de nouveaux gisements, notamment en Amérique du Sud puis au Moyen-Orient. Le marché est alors dominé par sept compagnies pétrolières internationales, qui depuis les accords d’Achnacarry de 1928, forment le « Cartel des Sept sœurs » et se partagent les réserves mondiales. Cet équilibre ne sera remis en cause que dans les années 1950 avec l’émergence des pays producteurs comme acteurs autonomes du marché du pétrole. Cette évolution se concrétise en 1960, date de la création de l’Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (OPEP) qui a renversé l’équilibre des pouvoirs sur le marché en mettant fin au monopole concerté des multinationales.

L’histoire de la seconde moitié du xxe siècle est alors rythmée par les décisions de l’OPEP : premier choc pétrolier en 1973 avec la réduction de la production suite à la guerre de Kippour, second choc pétrolier en 1979 suite à la révolution iranienne et à la guerre Iran-Irak. Les années 1980 sont marquées par l’arrivée sur le marché des gisements de la mer du Nord qui permettent un contre-choc pétrolier mais également par la décision de l’Arabie Saoudite en 1986 de ne plus suivre les quotas de production afin de discipliner le cartel. Le contexte de prix réduits des hydrocarbures contribue à la dégradation de la situation financière de l’Union des républiques socialistes soviétiques (URSS) et à son effondrement. Les années 1990 sont alors une période de crise pour le secteur, les prix bas poussant les compagnies à se rapprocher dans une vague historique de fusions (Exxon-Mobil, Total-Fina-Elf…).

Le xxie siècle ouvre une nouvelle ère sur le marché du pétrole, avec deux faits saillants importants. D’une part, la demande en provenance des pays asiatiques, et en particulier de la Chine, réorganise les flux commerciaux. D’autre part, la peur croissante d’une pénurie, basée sur la théorie du pic de Hubbert, alimente les craintes d’une flambée des cours. L’arrivée de nouveaux producteurs sur le marché, notamment grâce aux pétroles de schistes et aux forages offshore ultra-profonds pourrait cependant remettre en cause cette analyse. L’époque est donc caractérisée par une incertitude croissante, illustrée par une augmentation de la volatilité des prix et par la difficulté grandissante de l’Arabie Saoudite à jouer le rôle de régulateur du marché à travers une OPEP divisée et concurrencée. En effet, les pays non-OPEP, tels que la Russie, les États-Unis, le Canada ou encore le Brésil devraient jouer un rôle croissant sur le marché jusqu’en 2020 (58 % de la production en 2013, 60 % en 2020) avant de voir leur influence reculer du fait de l’épuisement des ressources russes et américaines (AIE, 2014a).

Le Pic de Hubbert

Initialement formulée par le géophysicien Marion King Hubbert en 1956, la théorie du pic pétrolier stipule que le rythme de production du pétrole va croissant jusqu’à ce qu’un seuil maximum, déterminé par la disponibilité et le volume des ressources, soit atteint. Le rythme de production irait ensuite en décroissant. Initialement formulée pour les réserves américaines, la théorie a été transposée à la situation mondiale, ce qui ne va pas sans soulever de nombreuses questions : rôle du progrès technique, disponibilité technico-économique accrue des ressources du fait de leur raréfaction et de la hausse des prix, nature du pic (sommet ou plateau ?)…

Dans les conditions actuelles de technique et de consommation, les ressources récupérables restantes devraient permettre de couvrir 178 ans de consommation (les réserves prouvées étant de 54 ans, AIE, 2013). L’essentiel de la hausse de la demande en pétrole proviendra des pays hors Organisation de Coopération et de Développement Économiques (OCDE). La Chine devrait ainsi devenir le premier pays consommateur de pétrole au début des années 2030 mais stabiliser sa demande autour de 2040. Les deux pays qui connaitront la plus forte croissance de leur demande seront l’Inde et le Nigeria. L’AIE prévoit ainsi que pour chaque baril de réduction de la demande en provenance de l’OCDE, deux barils additionnels seront consommés dans les pays en développement (AIE, 2014).

DÉFINITION

Quantifier les réserves

Les réserves de pétrole (ou de tout autre énergie fossile) sont par nature incertaines. Situées en sous-sol, elles ne sont pas directement observables et les différentes techniques géologiques, si elles permettent de fournir des ordres de grandeur, ne peuvent déterminer exactement le contenu du réservoir.

Au-delà de la présence physique du pétrole, la capacité de l’exploitant à le récupérer est tributaire des techniques d’extraction employées. Elles mêmes dépendent du prix du pétrole et du progrès technique.

Il y a donc différents critères pour quantifier une réserve de pétrole et seule une approche technico-économique peut fournir une indication du volume disponible à un certain coût d’extraction.

Source : D’après Bhattacharyya (2011)

Les réserves, partie exploitable des ressources, sont alors catégorisées selon le degré de certitude de leur disponibilité :

– Les réserves prouvées ou P90, sont les réserves dont le degré de certitude est le plus élevé puisqu’elles ont une probabilité de 90 % de pouvoir être extraites avec les moyens techniques disponibles ;

– Les réserves probables ou P50 ont, elles, une probabilité de 50 % de pouvoir être extraites. Il s’agit donc d’un agrégat plus vaste ;

– Les réserves possibles ou P10 finalement ont seulement une probabilité de 10 % de pouvoir être extraites, elles sont extrêmement incertaines étant données les technologies actuellement disponibles.

Ces trois notions sont régulièrement agrégées entre elles dans les communications officielles, notamment lorsque les entreprises essayent de valoriser leurs réserves. Les réserves 1P correspondent aux réserves prouvées, les réserves 2P correspondent à la somme des réserves prouvées et probables et finalement les réserves 3P agrègent prouvées, probables et possibles. Cette dernière mesure, bien qu’indicatrice du potentiel, ne reflète donc pas forcément la réalité des gisements.

3. Fée électricité

En dehors de la foudre qui a permis à Benjamin Franklin de l’identifier, l’électricité n’est pas directement disponible. Elle résulte traditionnellement d’un processus de production dans lequel des générateurs convertissent une énergie mécanique en électricité. Une fois produite, elle doit encore être acheminée jusqu’au consommateur final à travers des réseaux qui relient directement les lieux de production et de consommation. Les réseaux de transport assurent l’acheminement sur de longues distances et à très haute tension. Des postes sources permettent ensuite d’abaisser le niveau de tension et de répartir l’électricité sur les réseaux qui assurent la distribution de l’électricité aux clients.

La demande mondiale d’électricité augmente rapidement (plus 2,1 % par an 2012-2040) pour répondre aux besoins des pays en développement et à la numérisation croissante des économies. Les capacités installées devraient ainsi passer de 5 950 GW en 2013 à 10 700 GW en 2040 (cf. tableau 3 en annexe).

Aujourd’hui, l’électricité est principalement générée dans des centrales thermiques à flamme (68 % en 2012 à l’échelle mondiale, AIE, 2014a), dans lesquelles du charbon, du gaz ou du fioul sont brûlés pour obtenir la chaleur nécessaire à la création de l’énergie mécanique qui alimente les générateurs. Les progrès techniques permettent d’augmenter les rendements de ces centrales avec des cycles combinés (deux alternateurs sur un circuit chaleur et un circuit vapeur) ou de la cogénération (production d’électricité et de vapeur pour des réseaux de chaleur). Le principal inconvénient de ce mode de génération reste l’émission de gaz à effets de serre (GES).

Néanmoins, une part importante de la production électrique n’émet pas ces gaz. L’hydraulique par exemple qui, quoique dépendant fortement de la géographie, permet de produire des volumes importants (16 % de l’électricité mondiale en 2012). Il s’agit historiquement d’un des tous premiers modes de production de l’électricité et il connaît des taux de pénétration importants dans des pays comme la Suède (48% de la production locale 2012), la Suisse (58 %), le Canada (60 %), la Norvège (97 %) et, dans une moindre mesure, la France (11 %) et l’Italie (15 %) et se développe fortement en Amérique du Sud et en Asie.

L’énergie nucléaire, utilisée dès les années 1950 pour un usage civil permet également une production électrique sans rejets de GES (11 % de l’électricité mondiale en 2012). Développée massivement aux États-Unis, en URSS dans un premier temps puis en France à partir des années 1970, le nucléaire a longtemps été réservé à un nombre restreint de pays (USA 19 %, Russie 17 %, France 75 % de la production d’électricité 2012 ; AIE, 2014b). Malgré les catastrophes de Three Mile Island en 1979 et Tchernobyl en 1986, la forte hausse de la consommation d’électricité à travers le monde a mené certains pays à se doter de programmes ambitieux, au premier rang desquels la Chine. La catastrophe de Fukushima en 2011, les délais, les investissements importants et les interrogations montantes sur le stockage des déchets radioactifs interrogent néanmoins sur l’avenir de la filière. L’horizon prendra peut-être la forme des réacteurs de nouvelle génération en préparation, encore plus sécurisés, et à très long terme des réacteurs à fusion (ITER − International Thermonuclear Experimental Reactor).

En complément de ces technologies traditionnelles, les nouvelles énergies renouvelables (ENR) se développent rapidement (5 % de l’électricité mondiale en 2012). Très diverses, elles ont en commun d’exploiter une ressource non épuisable (soleil, vent, marées, courants mais aussi chaleur terrestre) ou naturellement renouvelable (biomasse). Certaines d’entre elles sont déployées depuis des décennies et font partie intégrante du mix énergétique, comme les panneaux photovoltaïques ou les éoliennes, tandis que d’autres sont encore marginales mais se développent, comme la géothermie ou l’éolien offshore, ou sont encore très expérimentales comme les centrales houlomotrices. Toutes ENR confondues, la capacité installée devrait passer de 2 850 GW en 2012 à 4 550 GW en 2040 avec l’éolien en tête (AIE, 2014 – cf. tableau 6 en annexe).

La plupart des énergies renouvelables partagent certaines caractéristiques. Elles sont pour la plupart intermittentes, c’est-à-dire qu’elles ne peuvent pas produire en permanence de l’électricité, du fait des contraintes climatiques et des cycles jours/nuits. Elles sont de plus aléatoires car il n’est pas possible de prédire exactement leur production. Cela signifie que pour pouvoir répondre à tout moment à la demande, des centrales thermiques doivent être disponibles en complément des ENR pour pouvoir pallier les creux de production.

Comme développé dans le chapitre 2, les énergies renouvelables ont bénéficié de très importantes subventions publiques pour leur permettre de progresser technologiquement et de s’industrialiser sur un marché où les coûts des centrales thermiques étaient historiquement inférieurs. Le solaire photovoltaïque et l’éolien terrestre sont en train, dans certaines conditions climatiques, d’atteindre la parité réseau, c’est-à-dire d’être compétitifs avec les autres centrales sur une base non subventionnée (cf. tableau 2 en annexe).

Tableau 1.1 – Ordre de grandeur pour la production électricité (2009)

Une production moyenne de 10 TWh sur une année, soit l’équivalent de la consommation de 1,63 million de ménages français (1/17e des ménages), peut être obtenue avec l’un des moyens de production suivants :

Thermonucléaire : 9/10e d’un réacteur REP 1 450 MW

Éolien : 2 000 éoliennes d’une puissance de 2 MW

Éoliennes fonctionnant 2 500 heures équivalent pleine puissance par an, avec un vent d’une vitesse moyenne de 7 m/s.

Photovoltaïque : 10 millions d’installations de 10 m2

D’une puissance de 1 kW pour 10 m² pour un rendement annuel moyen de 1 MWh/10 m².

Biomasse : 16 millions de tonnes de bois

Charbon : 3,5 millions de tonnes

Pétrole : 2,2 millions de tonnes

Gaz : 1,6 milliard de m3

Note : La consommation d’électricité en France en 2009 était de 479 Twh.

Source : Chiffres clés de l’énergie, Commissariat général au Développement durable, 2009 p. 26.