Observatoire de la fracturation hydraulique - août 2016

Chaque mois, retrouvez l'observatoire de la fracturation hydraulique : les statistiques essentielles pour comprendre l'évolution des hydrocarbures non-conventionnels et les principaux événements qui ont touché la production de gaz et pétrole de schiste.

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Observatoire de la fracturation hydraulique : actualité internationale, données et analyse sur le gaz et le pétrole de schiste

Dans l'actualité ce mois-ci :
  • Focus : Dans le Nebraska, la justice stoppe un projet d'injection souterraine d'eaux usées, un maillon aval méconnu mais essentiel pour la fracturation hydraulique.
  • Aux États-Unis, le Colorado se prononcera par référendum sur un durcissement de sa législation en matière d'exploitation d'hydrocarbures.
  • Dans le sud de la Colombie, des heurts oppose une population inquiète aux forces de sécurité alors que le gouvernement veut encourager l'extraction de pétrole et de gaz de schiste pour compenser le déclin de sa production conventionnelle.
  • En Grande Bretagne, une entreprise accuse Russia Today de désinformation sur la fracturation hydraulique pour entretenir la dépendance européenne vis-à-vis du gaz russe.
Pour aller plus loin :
Publié le  20 juillet 2016 par Thibault Laconde

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Nucléaire, charbon, prix de l'énergie... Le vrai et le faux sur la transition énergétique allemande

L'Allemagne reste dépendante du charbon, ici la mine de lignite de Garzweiler avec en arrière plan les centrales de Frimmersdorf et NeurathModèle pour les uns, contre-exemple pour les autres, la politique énergétique allemande et sa "sortie du nucléaire" font paradoxalement plus débat de ce coté-ci du Rhin que de l'autre. Et comme souvent dans le domaine de l'énergie, ces polémiques ont leur lot d'affirmations contradictoires : L'Energiewende carbure-t-il au charbon ? La sortie du nucléaire impose-t-elle à l'Allemagne d'acheter de l'électricité à ses voisins ? Les énergies renouvelables rendent-elles le réseau instable ? L'électricité allemande est-elle la plus chère du monde ?
Pour vous y retrouver sur ces questions et quelques autres voici un vrai-faux sur la politique énergétique allemande.


L'Allemagne est un gros consommateur de charbon

     → Vrai

Le mix électrique allemand repose historiquement sur le charbon, surtout du lignite local mais aussi de la houille importée. Cet héritage explique que la part du charbon dans la production d'électricité allemande reste élevée : 42% contre 26% en moyenne dans l'Union Européenne.
Vu de France ces proportions peuvent paraitre énormes : dans notre pays le charbon ne compte que pour quelques pourcents de la production électrique. Mais ici c'est la France qui est atypique : toutes les autres grandes économies dépendent significativement du charbon. Celui-ci assure par exemple 30% de la production électrique au Japon, 32% en Grande Bretagne, 38% aux États-Unis et la Chine est bien au-delà avec 72% de charbon dans son mix électrique.


La consommation de charbon augmente en Allemagne

     → Faux

En valeur absolue, la production d'électricité à partir du charbon  est pratiquement constante depuis un quart de siècle. Comme dans le même temps la production totale d'électricité a sensiblement augmenté, la part du charbon a baissé régulièrement : elle était de 54% en moyenne dans les années 90, 47% entre 2000 et 2009 et 43% depuis depuis 2010. Difficile d'y voir une hausse... 

Production d'électricité grâce au charbon en Allemagne : valeur absolue et pourcentage de la production totale

Cette tendance de long terme à la baisse n'a été affectée ni par la réunification ni par la décision, prise dans les années 2000, de sortir du nucléaire. Le constat est plus mitigé pour la période qui suit l'accident nucléaire de Fukushima : la baisse de la part du charbon dans le mix électrique allemand semble faire une pause mais sans pour autant repartir à la hausse.



La sortie du nucléaire est une décision précipitée, prise sous le coup de l'émotion après l'accident de Fukushima

     → Faux

Les efforts de l'Allemagne pour se passer du nucléaire s'inscrivent dans un temps très long. La décision politique date des années 2000 et n'a jamais été remise en cause depuis malgré les alternances. Mais même cette décision s'inscrit dans une tendance antérieure : elle a été rendue possible par la construction d'un très large consensus (90% des allemands approuvent la politique énergétique de leur pays) et la création de filières industrielles dans les années 80 et 90.

Alors que vient faire Fukushima là-dedans ? Il y a effectivement eu brève inflexion de la politique allemande en 2010 et 2011. Reprenons la chronologie :
  1. En 2000, la coalition Vert-SPD officialise la sortie du nucléaire par la Convention du 14 juin 2000 qui limite la quantité d'énergie qui pourra être produite par les centrales en service avant leur fermeture. La fin du nucléaire allemand est alors prévue autour de 2020. Cette décision n'est pas remise en cause lorsque les Verts quittent le gouvernement en 2005.
  2. En 2010, la majorité conservatrice menée par Angela Merkel confirme la fin du nucléaire mais assouplit le calendrier. L'Allemagne se donne alors de nouveaux objectifs énergétiques à l'horizon 2050 (c'est ce qu'on a appelé l'Energiekonzept), la fermeture de la dernière centrale nucléaire y est prévue pour 2036.
  3. Quelques mois plus tard, en 2011, l'accident de Fukushima pousse Angela Merkel a revenir au calendrier de 2000. Pendant l'été, une nouvelle série de lois sur l'énergie est adoptée (Energiewende), elle ne remet pas fondamentalement en cause les orientations de l'Energiekonzept mais revient au calendrier des années 2000. La sortie du nucléaire est désormais prévue en 2022 et les 8 réacteurs les plus anciens sont mis à l'arrêt immédiatement.
Pour une description plus détaillée de ces différentes étapes, vous pouvez lire cet article : Les leçons de la "sortie du nucléaire" allemande pour la transition énergétique française.



La sortie accélérée du nucléaire signifie un retour aux énergies fossiles

     → Faux


Le revirement de l'été 2011,et surtout la fermeture immédiate de 8 réacteurs soit près de 8.5GW, a fait dire à de nombreux commentateurs que l'Allemagne serait obligée d'augmenter sa consommation d'énergie fossile. Cette prévision tenait la route à l'époque mais 5 ans plus tard il est clair qu'elle ne s'est pas réalisé.

Entre 2010 et 2014, les renouvelables ont plus que compensé la baisse du nucléaire en allemagne

Avec le recul dont nous disposons maintenant, il est clair que les allemands sont en train de gagner leur pari : depuis 2010, les énergies renouvelables ont fait plus que compenser le recul du nucléaire permettant de baisser dans le même temps la production d'électricité d'origine fossile.



Depuis 2010, c'est la consommation de gaz qui a reculé, pas la consommation de charbon

     → Vrai

En 2015, la part du charbon dans le mix électrique allemand était de 42% exactement comme en 2010. Dans le même temps, la part du gaz a reculé de 14 à 9%. D'un point de vue climatique, l'inverse aurait évidemment été préférable puisque, à énergie équivalente, le gaz émet à peu près deux fois moins de dioxyde de carbone que le charbon.

Cette évolution s'explique avant tout par la compétitivité du charbon en Europe par rapport aux autres fossiles. Deux responsables :
  • La baisse du cours du charbon qui est passé de 84$ la tonne au printemps 2011 à environ 60$ aujourd'hui. Cette baisse s'explique par l'exploitation rapide des gaz non-conventionnels aux États-Unis. Celle-ci à fait baisser de l'ordre de 30% le prix du gaz en sortie de puits mais le gaz étant difficilement transportable, la baisse des cours outre-atlantique ne l'a pas rendu plus compétitif en Europe. Au contraire elle a détourné une partie de la production américaine de charbon vers l'export. Plus récemment, le ralentissement de la croissance chinoise accompagné de fortes surcapacités a également tiré le prix du charbon vers le bas.
  • Les ratés du marché européen du carbone : un de ses objectifs était justement de rendre le gaz compétitif par rapport au charbon. Mais le prix de la tonne de CO2 (moins de 5€) est beaucoup trop bas pour cela.
Les allemands sont bien conscients de ce problème et il est probable que la prochaine étape de leur politique énergétique va être de s'attaquer au charbon. Une consultation sur le sujet est en cours et devrait aboutir à la fin de l'année. En attendant, le gouvernement allemand a déjà décidé l'arrêt de 2.7GW de centrales à lignite dans les 5 prochaines années et la fermeture des mines de houilles avant 2018.


La sortie du nucléaire se fait au détriment du climat

     → Faux (mais ça se discute)

Si la part des énergies fossiles reculent dans le mix électrique allemand, les émissions de gaz à effet de serre ne peuvent que baisser. En 2015, les émissions liées à la production d'électricité étaient de 313 millions de tonnes de CO2 contre 320 en moyenne entre 2010 et 2014 et 334 entre 2000 et 2004. Même si cette baisse est modeste, le résultat de 2015 est le meilleur résultat depuis 15 ans à la seule exception de 2009 où la production d'électricité s'était fortement contracté sous l'effet de la crise.

Cependant, si elle est plutôt neutre pour le climat, la politique énergétique allemande a un coût d'opportunité : à investissement égal, une politique énergétique tournée vers la réduction des émissions plutôt que la sortie du nucléaire aurait pu diviser par deux la consommation de charbon allemande entre 2000 et 2020 et faire baisser les émissions annuelles de carbone de 150 millions de tonnes environ. Au lieu de quoi, la production d'électricité grâce aux énergies fossiles est la même aujourd'hui qu'il y a 20 ans à quelques térawatt-heures près.
Le choix des allemands a été de faire passer la fermeture des centrales nucléaires avant celle des centrales à charbon. Est-ce le bon ? L'effort allemand ne devrait-il pas être rééquilibré : fermer les réacteurs nucléaires moins vite pour réduire plus rapidement les énergies fossiles ? Ce sont des questions légitimes, alors autant la poser de façon honnête.
 


L'Allemagne ferme ses réacteurs nucléaires mais compense en achetant l'électricité des centrales françaises

     → Faux

C'est une idée qu'on entend de temps à autres : la sortie du nucléaire serait rendue possible par l'importation d'électricité venue des pays voisins. A la lecture des statistique cette affirmation apparait totalement fantaisiste. Au contraire, les exportations d'électricité allemande ont explosé depuis le début de la transition énergétique : importatrice nette en 2000, l'Allemagne a exporté 18TWh en 2010 et plus de 50TWh en 2015 !
En particulier, le solde des échanges avec la France est positif (de 5.9TWh en 2014). C'est donc la France qui achète de l'électricité à l'Allemagne, pas l'inverse.

(Un lecteur a attiré mon attention sur un paradoxe : Alors que l'Allemagne est exportatrice nette d'électricité vers la France, le solde des flux physiques d'électricité entre l'Allemagne et la France est négatif. L'explication est simple : de l'électricité française peut, par exemple, passer physiquement par l'Allemagne alors qu'elle est destinée au marché belge ou suisse. C'est donc bien le flux contractuel, évoqué plus haut, qui renseigne sur la réalité des échanges.)
 


Avec un mix électrique qui intègre autant d'énergies renouvelables intermittentes, le réseau allemand est instable

     → Faux

En 2014, le mix électrique allemand comptait 30% de renouvelable dont presque deux tiers d'éolien (13%) et de solaire (6%) - des énergies dites "intermittentes".
Il y a encore quelques années, beaucoup d'experts pensaient que les réseaux électriques ne pourraient pas supporter longtemps la progression des énergies intermittentes, celles dont la disponibilité varient en fonction de facteurs extérieurs notamment la météo. Au-delà de quelques pourcents du mix électrique, disait-on alors, ces énergies dégraderaient la sécurité électrique, voire entraineraient l'effondrement du réseau.
Avec le recul, l'intégration des énergies renouvelables est bien un défi technique (l'Allemagne doit par exemple renforcer son réseau notamment les lignes reliant le nord où les éoliennes sont installées et le sud industriel) et économique (avec des périodes où le prix de l'électricité est négatif) mais elle ne semble plus insurmontable. Aujourd'hui le réseau électrique allemand est un des plus fiable d'Europe. La durée annuelle des coupures y est quatre fois inférieure à celle du réseau français.
 


L'électricité allemande est parmi les plus chères du monde

     → Faux et vrai à la fois

Si on regarde le prix de gros, l'électricité allemande est la moins chère d'Europe. C'est logique : d'une part, les centrales à charbon sont déjà amorties et le combustible est peu onéreux, d'autre part les énergies renouvelables ont un coût marginal de production nul qui tire les prix vers le bas.

Mais si on regarde la facture des consommateurs finaux, l'électricité allemande coute environ 0.3€/kWh ce qui la place parmi les plus onéreuses, c'est par exemple deux fois plus cher qu'en France. En effet, le développement des énergies renouvelables repose sur des prix garantis pendant 20 ans et ce sont les ménages qui payent le plus gros de la différence avec le prix spot via une taxe (l'EEG-Umlage).
Même si les foyers allemands sont très économes, de telle sorte que leur facture finale est à peu près la même que dans les autres pays européens (en moyenne 978€/an contre 834 pour les français), la transition énergétique à un coût, tout particulièrement pour les les moins aisés qui consacrent une part plus importante de leurs revenus à l'énergie.


La plupart des chiffres cité dans cet article sont tiré de l'AGEB. Comme d'habitude, vous pouvez accéder au détail des données et des calculs, il suffit de cliquer ici.
Crédit photo : By Kateer 8 May 2007 (UTC) (Own work) [CC-BY-SA-2.5], via Wikimedia Commons

Publié le 21 octobre 2013 par Thibault Laconde, dernière mise à jour le 27 juillet 2016 

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Comprendre le "contract for difference" et le montage financier du projet nucléaire d'Hinkley

Le 28 juillet, le Conseil d'Administration d'EDF se réunira pour étudier la décision finale d'investissement de la centrale nucléaire d'Hinkley Point C. Si, comme c'est probable, il donne son feu vert, la construction de 2 EPR commencera dans le sud de l'Angleterre mi-2019.
Ce projet va couter très cher : presque 25 milliards de livres, soit de l'ordre de 1.5% du PIB britannique. Et pourtant, il se fera sans investissement public... un vrai tour de force dans le contexte de forte incertitude qui accompagne le Brexit.
Comment les britanniques sont-il parvenu à monter ce projet ? C'est ce que nous allons voir.


Au cœur du réacteur : le "contract for difference"


Le financement du projet est basé sur un contrat de différence (contract for difference ou CfD en anglais) inspiré du produit dérivé du même nom dont le secteur financier est familier.
Ce type de contrat permet à un "acheteur" et un "vendeur" de spéculer sur le prix d'un produit à une date donnée sans avoir à acheter ou vendre le produit en question : si à la date d'exécution, le prix est inférieur à celui convenu (ou strike price) l'acheteur paiera simplement la différence au vendeur, dans le cas contraire, c'est le vendeur qui paiera l'acheteur.

Dans le cas d'Hinkley Point, le vendeur est l'exploitant de la centrale : NNB Generation Company, une filiale d'EDF Energy créée pour construire et exploiter de nouveaux réacteurs en Grande Bretagne. L'acheteur est la Low Carbon Contracts Company (ou LCCC), une entreprise appartenant à l’État britannique et financée par un prélèvement sur la facture des consommateurs d'électricité.
Le contract for difference est d'une durée de 35 ans à partir de la mise en service de la centrale, il fixe un prix du mégawatt-heure à 92.5 livres sterling de 2012. Ce prix est indexé sur l'inflation et sera abaissé de 3£/MWh si de nouveaux EPR sont construits en Grande Bretagne.
Aux termes de ce contrat, l'électricité produite par la centrale d'Hinkley Point C sera vendue sur le marché de gros, si le prix du marché est inférieur au strike, la LCCC remboursera la différence à l'exploitant. Si le prix est supérieur, c'est NNBG qui reversera l'excédent à la LCCC.

Explication du montage financier de la centrale nucléaire d'Hinkley Point C : le contract for difference
Principe du "contract for difference", mécanisme utilisé pour le financement d'Hinkley Point



Un contrat trop généreux ?


Le contrat de différence n'est pas réservé à Hinkley Point ou au nucléaire. Il est largement utilisé par le gouvernement britannique pour financer les énergies décarbonées : en 2015, des CfD ont été attribués à 27 projets d'électricité renouvelable représentant plus de 2GW.
Dans cette liste, seuls les projets d'éolien off-shore et de pyrolyse/gazéification des déchets bénéficient de tarifs supérieurs à 92.5£/MWh. Sur les 27 CfD attribués en 2015, 22 ont un prix garanti inférieur à celui d'Hinkley Point : les projets solaires photovoltaïques se situent entre 50 et 79£/MWh, l'éolien terrestre entre 79 et 83, etc.

Comparaison entre le prix de l'électricité nucléaire d'Hinkley Point et celui de projets solaire, éolien ou biomasse


Rien de surprenant dès lors que le prix garanti de 92.5£/MWh pendant 35 ans fasse hurler en Grande Bretagne. D'autant qu'il est nettement supérieur au cours actuel de l'électricité, entre 30 et 40£/MWh.

Pourtant le gouvernement britannique a pris deux précautions supplémentaires pour éviter qu'EDF réalise des profits indus :
  1. Si la construction de la centrale coûte moins cher que prévu (on peut rêver !), les économies seront partagées à parts égales entre NNBG et la LCCC. Au-delà d'un certain seuil (qui n'a pas été rendu public), la LCCC empochera 75% des gains.
  2. Si le retour sur investissement est supérieur à celui prévu (11.4%), la LCCC en récupérera 30%. S'il dépasse 13.5%, la part de la LCCC passera à 60%. Ce mécanisme de gain-share restera en vigueur pendant toute l'exploitation de la centrale, même après la fin du tarif garanti. Il a été durci sous pression de la Commission Européenne : initialement le gain ne devait être partagé que au-delà de 15% de retour sur fonds propres.
Notons également que, en cas de retard excessif, le gouvernement britannique peut annuler le CfD et donc le tarif garanti. Il y a donc un vrai risque pour EDF dans la mesure où aucun des 4 EPR en construction n'a été achevé pour l'instant. La date à partir de laquelle cette annulation devient possible figure dans le contrat mais elle est protégée par le secret des affaires. Les actionnaires et les salariés d'EDF n'ont qu'à croiser les doigts...


Un précédent intéressant


Quoiqu'on pense du projet lui-même, le montage contractuel d'Hinkley Point mérite qu'on s'y attarde un instant. Il constitue en effet un précédent intéressant pour toutes les filières, trop risquées ou trop chères, qui ne peuvent pas se développer en comptant seulement sur le marché de l'électricité. Ce système ayant été validé par la Commission Européenne, il pourrait servir de modèle pour d'autres pays sur le Continent.
D'autant que la Commission fait désormais la chasse aux tarifs de rachats garantis (ou feed-in tariff), le mécanisme utilisée jusqu'à présent pour soutenir les énergies renouvelables notamment en France et en Allemagne. La différence entre les deux systèmes est subtile : pour les feed-in tariff, l'électricité est vendue au réseau à un prix convenu par avance alors qu'avec un CfD l'électricité est vendu au prix du marché puis l'écart avec le strike price compensé. Pour le reste, c'est toujours l’État qui intervient pour choisir les projets et garantir un tarif à l'exploitant, et toujours le consommateur final qui paie via un prélèvement sur sa facture d'électricité.

Les contrats de différence, comparables à celui d'Hinkley Point, pourraient donc s'imposer dans les années qui viennent comme la nouvelle méthode d'intervention des États européens dans le secteur de l'électricité. Peut-être se souviendra-t-on alors avec ironie que le pays qui a inventé le CfD fut peu de temps auparavant le plus fervent avocat de la libéralisation du marché de l'énergie...


Publié le 25 juillet 2016 par Thibault Laconde


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Observatoire de la fracturation hydraulique - juillet 2016

Chaque mois, retrouvez l'observatoire de la fracturation hydraulique : les statistiques essentielles pour comprendre l'évolution des hydrocarbures non-conventionnels et les principaux événements qui ont touché la production de gaz et pétrole de schiste.


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Observatoire des gaz et pétrole de schiste : statistiques, actualité, analyse

Dans l'actualité ce mois-ci :
  • Le 22 juin, un juge fédéral du Wyoming a invalidé la réglementation édictée en 2015 par l’administration américaine pour réglementer la fracturation hydraulique sur les terrains publics. Cette décision est la conséquence d’un amendement du Safe Drinking Water Act de 2005 qui a retiré à l’EPA sa compétence en matière de fracturation hydraulique.
  • Le 24 juin, l’Allemagne a voté l’interdiction de la fracturation des roches argileuses. Les forages expérimentaux et l’exploitation des gaz de réservoir compact (pratiquée depuis une trentaine d’année dans le pays) restent autorisés.
    Aux États-Unis, l’état du Massachussetts a également adopté un moratoire de 10 ans sur la fracturation hydraulique.
  • Deux méthaniers partis du terminal Cheniere Energy en Louisiane ont livré du gaz américain au Koweït et à Dubaï. Ce renversement inédit des routes commerciales s’explique par le dynamisme des gaz non-conventionnels aux États-Unis mais également par les sous-investissements aux Moyen Orient et par le développement récent des infrastructures de liquéfaction : le terminal de Sabine Pass n’a expédié sa première livraison qu’en février.
Pour aller plus loin :
Publié le  20 juillet 2016 par Thibault Laconde

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Climat : les émissions de gaz à effet de serre des 10 plus gros pollueurs de la planète entre 1990 et 2030

A la veille de la COP21, tous les pays participant à la Conférence de Paris ont été invités à remettre leurs propositions pour lutter contre le changement climatique. Malgré quelques réfractaires (notamment les pays exportateurs de pétrole), la grande majorité s'est acquitté de cette formalité dans les temps.
Ces documents (appelés INDC) contiennent les objectifs de chaque pays pour 2030. Avec un peu de patience, leur analyse permet de calculer les futures émissions de gaz à effet de serre et de dessiner la géopolitique du carbone pour les 20 ans à venir...

Dans cet article, je vous propose mes propres calculs pour les 10 plus gros émetteurs de la planète : Chine, États-Unis, Union Européenne à 27, Inde, Russie, Japon, Brésil Canada, Indonésie et Australie.
Comme d'habitude, l'ensemble des calculs et les hypothèses utilisées sont accessibles. Je vous recommande de les consulter si vous souhaitez réutiliser ces chiffres.

Pour un aperçu rapide, cette infographie présente l'évolution des émissions de gaz à effet de serre par habitants entre 1990 et 2030 :
Infographie : emissions de gaz à effet de serre par habitant pour les 10 plus gros pollueurs en 1990, 2010 et 2030 (d'après les INDC remises avant la COP21)


Évolution des émissions de gaz à effet de serre en valeur absolue


Commençons par les émissions totales de gaz à effet de serre. En 2030, les dix plus gros pollueurs de la planète devraient émettre un peu plus de 35 milliards de tonnes équivalent-CO2 contre 28GTeqCO2 en 2010.
La répartition est la suivante :
Emissions de gaz à effet de serre des 10 plus gros pollueurs de la planète, historique et projection à 2030

On voit qu'en 2030, le classement est très largement dominé par la Chine et l'Inde, responsables des 2/3 du total. Suivent de loin les États-Unis puis l'Union Européenne. L'Indonésie qui était dernière de ce top10 en 1990 atteint la 5e place. La Russie poursuit sa régression et est dépassée par le Japon. En bas de classement, on trouve le Brésil, le Canada et l'Australie.


Les émissions de CO2 par habitant


Mais les émissions totales ne sont pas un très bon indicateur : Comment comparer, par exemple, l'Australie et le Brésil alors que le second est dix fois plus peuplé ?
Pour se faire une idée plus exacte des efforts réalisés par chacun, il faut calculer les émissions par habitant. Et celles-ci racontent une autre histoire :
Emissions de CO2 par habitant passées et futures (prospective à 2030) dans les 10 pays les plus polluants du monde
L'Australie et le Canada qui étaient en queue de classement se retrouvent premier et deuxième, suivis des États-Unis. Malgré une baisse sensible de leurs émissions, la hiérarchie des pires pollueurs de la planète n'est pas modifié : ces trois pays sont déjà sur le podium aujourd'hui...
Arrive ensuite la Chine dont les émissions par habitant s'approchent de celle des États-Unis ! Les émissions indiennes aussi connaissent un bond spectaculaire : elles sont multipliée par 3 en 20 ans.

Dans le sens inverse, les européens polluent de moins en moins : avec des émissions par habitant pratiquement divisée par 2 entre 1990 et 2030, ils se trouvent en 2030 derrière l'Inde ou l'Indonésie.
Enfin, il faut saluer l'ambition brésilienne : compte-tenu de la croissance de sa population, il réalise un effort considérable. Si les objectifs définis dans son INDC sont tenus, ses émissions par habitant devraient avoir baissé de moitié en 2030 par rapport à 2010 !

Que signifient ces évolutions pour les négociations internationales sur le climat ? C'est l'objet d'un autre article que vous pouvez retrouver ici.


Publié le 5 octobre 2015 par Thibault Laconde, dernière mise à jour le 19 juillet 2016. 


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Après le Brexit : Quels droits de douane sur les échanges d'énergie entre le Royaume Uni et l'UE ?

C'est une question qui m'a été posée plusieurs fois depuis vendredi : lorsque le Royaume Uni sera sorti de l'Union Européenne, y aura-t-il des droits de douanes sur les échanges d'énergie avec le reste de l'Europe ?
La réponse courte est : non. Pétrole, gaz ou électricité ne seront pas taxés. Par contre, certains équipements nécessaires à leur production pourront l'être. 

Brexit : quels effets pour le secteur de l'énergie ?

Le secteur de l'énergie va, comme beaucoup d'autres être touché directement, par la victoire du Brexit au referendum du 23 juin. Et pourtant, la aussi comme beaucoup d'autres, cette question n'avait été abordée que de façon indirecte et confuse pendant la campagne (avec des prises de positions aussi fortes que celle pour l'ampoule 60W ou le grille-pain britannique).
Maintenant que le départ de la Grande Bretagne n'est plus de la science-fiction, il est est temps de se pencher sur ses conséquences.

Vous pouvez également retrouver les points clés de cet article dans mon interview pour Politiques Energétiques :



Brexit mode d'emploi


Commençons par une question d'ordre général : Que va-t-il se passer après le vote de jeudi ? Probablement une action en deux temps : un divorce suivi d'une réconciliation.

Electricité, gaz, pétrole, climat... Quelles seraient les conséquence du brexit pour l'énergie ?
Coté divorce, il existe une procédure basée sur l'article 50 du traité de Lisbonne : la Grande Bretagne devrait notifier son intention au Conseil européen puis négocier les modalités de son retrait qui prendrait effet par défaut 2 ans plus tard.
Il semble cependant possible que le vote du 23 entraine une chute du gouvernement au profit de la droite europhobe et que les nouvelles autorités ne soient pas prêtes à jouer selon les règles. Celles-ci pourraient refuser d'invoquer l'article 50 et se contenter de ne plus appliquer les traités et les directives qui lui déplaise. Dans ce cas une bataille juridique et diplomatique s'engagerait. Cette option rendrait la démarche plus longue et plus incertaine.

Un des enjeux ensuite sera de savoir quels liens la Grande Bretagne va garder avec l'Union Européenne. Par défaut, les Accords de l'OMC s'appliqueraient. Mais ceux-ci sont beaucoup moins favorables que le régime actuel. Le Royaume Uni va aussi perdre le bénéfice des accords commerciaux entre l'UE et des pays tiers, par exemple avec la Corée, l'Afrique du Sud et plusieurs pays d'Amérique Latine.
Il est donc probable que le Royaume Uni voudra rétablir rapidement son accès au marché unique.

En bref, quatre solutions sont envisageables (éventuellement simultanément) : 
  • Rester dans le cadre des accords de l'OMC, les produits exportés vers l'UE, qui circulent actuellement librement, se verraient alors appliquer des droits de douane (en moyenne 1.5%) ainsi que des barrières non-tarifaires (par exemple la vérification de leur conformité aux normes européennes). Pire : les services, dont les services financiers si chers à la City, ne sont pas inclus dans les accords de libre échange.
  • Négocier un accord bilatéral avec l'Union, une solution flexible adoptée par la Suisse mais nécessitant que Londres s'entendent avec les 27 États restant.
  • Adhérer à l'Association européenne de libre échange (AELE), qui permet aux produits d'accéder marché unique à condition de respecter les normes européennes mais ne concerne pas les services.
  • Adhérer à l'Espace économique européen (EEE), la forme d'association la plus étroite adoptée par la Norvège : la Grande Bretagne retournerait dans l'union économique mais serait obligée de contribuer au budget européen et d'appliquer les politiques de l'Union, sans avoir son mot à dire dans leur élaboration. 
L'effet du Brexit à long-terme va largement dépendre de la solution négociée entre le gouvernement britannique et ses partenaires éconduits réunis au sein du Conseil Européen. Autant dire plusieurs années de pourparlers rugueux - probablement entre 2 ans et une décennie - avant d'arriver à un nouveau régime stable.



Conséquences du Brexit pour l'électricité


C'est la première conséquence du Brexit : l'incertitude. Cette atmosphère a pour effets - observables avant même le referendum - de geler les projets et d'augmenter le coût du capital. L'augmentation des risques pousse les investisseurs à exiger plus de garanties et des rendements plus élevés.
Le secteur de l'énergie, qui nécessite d'immobiliser des capitaux importants, va être particulièrement affecté. D'autant que la sortie de l'UE privera aussi le Royaume Uni des financements de la Banque Européenne d'Investissement (7 milliards d'euros injectés dans l'économie britannique en 2014 dont la moitié dans l'énergie). En cas de non-adhésion à l'EEE, le soutien européen aux projets d’intérêt commun serait également perdu.

Le secteur électrique est très exposé car d'importants investissements sont nécessaires pour remplacer des centrales (charbon et nucléaire) vieillissantes et développer les interconnexions avec le continent. Entre 14 et 19 milliards de livres doivent être investis chaque année d'ici à 2020, soit en plein pendant la période d'inconnu. Le Brexit va donc avoir pour effet immédiat de renchérir le coût du parc électrique britannique. Les filières les plus intensives en capital, comme le nucléaire ou l'éolien off-shore, seront probablement les plus défavorisées.
De plus, la sortie de l'UE va entrainer une dévaluation de la livre sterling et, si l'option OMC est retenue, des droits de douane sur de nombreux produits dont par exemple les transformateurs électriques, les turbines et les réacteurs. Cela augmentera encore le coût des équipements et services importés. Pour mémoire, parmi les 6 principaux électriciens du Royaume seuls 2 sont britanniques : Centrica et SSE. EON/Uniper et RWE sont allemands, EDF Energy est français et, malgré son nom, Scottish Power appartient à l'espagnol Iberdrola.


Le problème des interconnexions


Déjà aujourd'hui, la production d'électricité britannique est insuffisante pour satisfaire sa consommation : la Grande Bretagne importe près de 20TWh par an, soit plus de 5% de sa consommation, principalement de France et des Pays Bas. Les lignes électriques la reliant au continent sont aussi cruciales pour équilibrer le réseau.

Six nouveaux projets d'interconnexion avec l'UE et trois avec des membres de l'Espace économique européen sont en cours de développement, soit un total de 9.9GW. De quoi plus que tripler la capacité la capacité des lignes électriques relient la Grande Bretagne à ses voisins.
Mais ces projets sont couteux (les nouvelles interconnexions prévues avec la France à elles seules devraient couter près de 2 milliards d'euros) et ils ont un statut international complexe. Ils vont probablement être gelés en attendant que le cadre réglementaire soit clarifié, avec pour effet une dégradation de la sécurité énergétique dans les iles britanniques.

Projet d'interconnexions électriques entre l'UE ou l'EEE et la Grande Bretagne
Interconnexions avec la Grande Bretagne en service ou en projet

Enfin, si elle n'est pas suivie par l'adhésion à l'Espace économique européen, la sortie de l'UE entrainera la sortie du Marché intérieur de l'énergie. Ce système permet notamment le couplage des marchés de l'électricité et facilite l'équilibrage transfrontalier. Quitter le marché intérieur de l'énergie, rendrait l'équilibrage du réseau britannique encore plus difficile et tirerait les prix de l’électricité vers le haut.

Un point positif cependant : quelle que soit la formule retenue après le Brexit, les échanges d'électricité (tout comme ceux de pétrole, de gaz ou de charbon) entre la Grande Bretagne et l'UE ne devraient pas être soumis à des droits de douane


Quels effets sur le gaz et le pétrole ?


La Grande Bretagne reste un producteur modeste de gaz et de pétrole : de l'ordre de 1% de la production mondiale pour l'un et l'autre. Même si ces secteurs vont subir les mêmes effets - incertitude réglementaire, capital et importations plus onéreuses - les conséquences du Brexit seront plus limitées pour le pétrole et le gaz.
En effet, la Grande Bretagne dispose déjà d'infrastructures suffisantes (stockage, interconnexions, terminaux méthaniers...). Par ailleurs, la moitié du gaz consommé en Grande Bretagne est produit dans le pays qui bénéficie d'approvisionnements relativement diversifiés pour l'autre moitié.

Londres y laissera quand même probablement son rôle de bourse européenne du gaz. La domination britannique est déjà sévèrement concurrencée par les Pays Bas. Les volumes échangés sur le marché néerlandais, la Title Transfer Facility, ont dépassé pour la première fois ceux de son homologue anglais en décembre 2015. Les incertitudes et le risque de change lié au Brexit vont certainement achever de faire basculer les échanges de gaz vers le continent.


Climat et environnement


La sortie de l'Union Européenne va libérer le Royaume Uni des normes environnementales européennes et d'une partie de ses engagements climatiques (par exemple la directive sur les énergies renouvelables ou celle sur les émissions industrielles). Ce facteur peut être vu comme une opportunité par certaines entreprises mais sa portée sera probablement limitée parce que les objectifs environnementaux du Royaume ont été contractés hors du cadre européen et/ou retranscrits dans la loi nationale, par exemple par le Climate Change Act de 2008.
Le Brexit va cependant rendre ces objectifs plus difficiles à atteindre. En effet, des retards d'investissements dans la production électrique et les interconnexion vont rendre nécessaire l'allongement de la durée de vie des centrales thermiques existantes.

Quoiqu'il en soit, la sortie de l'UE va aussi entrainer une révision des politiques climatiques. La Grande Bretagne devra par exemple être retirée de l'INDC européenne et formaliser ses propres engagements dans le cadre de l'Accord de Paris. De plus, elle va probablement perdre au moins temporairement son accès au marché européen du carbone - ce qui représente un risque financier pour les entreprises qui détiennent des permis d'émissions.


Conséquences du Brexit pour l'énergie en dehors des iles britanniques


Au moins à court terme, le Brexit va entrainer une hausse du dollar et avoir un effet négatif pour l'économie britannique et dans une moindre mesure européenne. Combinée à d'autres facteurs comme le redémarrage de la production américaine, ces facteurs vont tirer le prix du pétrole vers le bas (un phénomène déjà observé depuis mi-juin). Cela va aggraver la situation déjà très fragile des producteurs, notamment les producteurs d'hydrocarbures non-conventionnels américains et des pays comme le Nigeria ou le Venezuela.

Enfin le départ de la Grande Bretagne modifiera les équilibres politiques au sein de l'Union Européenne. La libéralisation des marchés de l'énergie, l'exploitation des hydrocarbures non-conventionnels ou l'ambition climatique, des positions dont Londres s'est depuis longtemps fait l'avocat, sortiront affaiblies du referendum britannique. La France va aussi perdre un allié de poids face à la position anti-nucléaire de l'Allemagne.


Publié le 20 juin 2016 par Thibault Laconde, mis à jour le 24 juin 2016



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Observatoire de la fracturation hydraulique - juin 2016

Chaque mois, retrouvez l'observatoire de la fracturation hydraulique : les statistiques essentielles pour comprendre l'évolution des hydrocarbures non-conventionnels et les principaux événements qui ont touché la production de gaz et pétrole de schiste.

Attendez-vous à en entendre parler : coupures d'électricité en Californie cet été

Vous vous en souvenez peut-être, la Californie a connu une grave crise énergétique pendant l'hiver 2000-2001. Comme pour tous les films catastrophes à succès du siècle dernier, une suite est en préparation... Bientôt dans vos salles (forcément) obscures : California Energy Crisis 2 : Black-Out Los Angeles.


A l'origine : la fuite de gaz de Porter Ranch


La crise électrique californienne version 2016 commence par une (très grosse) fuite sur un (très gros) réservoir de gaz naturel.
En octobre dernier, les employés de la SoCalGas s'aperçoivent que le site de stockage d'Aliso Canyon, à proximité de Porter Ranch dans le nord de Los Angeles laisse échapper du gaz. Et pas qu'un peu : environ de 1000 tonnes par jour. Il faudra 4 mois de tentatives infructueuses, pour qu'enfin, en février, la fuite soit péniblement colmatée. Entretemps, on estime que 97100 tonnes de méthane et 7300 tonnes d'éthane ont été rejetés dans l'atmosphère.
Le coût de la catastrophe - qui a entrainé le déplacement de 2000 familles - est estimé à 665 millions de dollars. Le méthane est par ailleurs un puissant gaz à effet de serre : cette fuite a eu un impact climatique comparable aux émissions annuelles de 200.000 américains.
La fuite de Porter Ranch est une désastre environnemental. Même si elle est beaucoup moins spectaculaire, elle est souvent comparée au naufrage de Deepwater Horizon en 2010 et à la marée noire qui avait suivi.

L'épisode a évidement entrainé l’arrêt des injections de gaz dans le réservoir et sa vidange progressive. Aujourd'hui il ne contient plus qu'une dizaine de milliards de pieds cubes sur une capacité de 86 (soit à peu près l'équivalent de 3 millions de barils de pétrole sur une capacité de 15). Pour que du gaz soit à nouveau injecté dans le réservoir, il faut attendre que ses 114 puits aient été vérifiés. Personne ne sait exactement combien de temps cela va prendre.


14 jours de coupures d'électricité prévus dans la région de Los Angeles


Après la fuite de gaz de Porter Ranch, la Californie pourrait se retrouver sans électricitéProblème : En temps normal le réservoir d'Aliso Canyon est le point de passage du gaz destiné au chauffage et à la cuisine de 11 millions de clients, ainsi qu'à 16 centrales électriques... Et c'est surtout là que le bât blesse : la Californie est très dépendante du gaz. A lui seul, il assure à peu près la moitié de la production d'électricité de l’état.
Ces centrales peuvent parfaitement fonctionner sans ce réservoir, à condition de gérer le gaz en flux tendu. En l'absence de stockage, si la demande d'électricité, donc de gaz, est plus importante que prévue, la pression baisse entrainant l’arrêt des livraisons. Dans ce cas, les centrales à gaz doivent être arrêtées et il devient nécessaire de délester pour maintenir l'équilibre du réseau électrique.
Le réservoir est donc particulièrement utile pour encaisser les variations de consommation pendant les périodes de forte demande - principalement en hiver, pour le chauffage, et en été, lorsque les climatiseurs tournent à plein régime.

Les agences publiques concernées ont étudié l'effet de la fermeture du réservoir d'Aliso Canyon sur la fourniture d'électricité. Leurs conclusions ont été publiées en avril : il ne sera pas possible d'éviter des coupures. En l'absence de mesure d'économie d'énergie, la durée des pannes d'électricité pourrait atteindre 14 jours.
Cette évaluation est jugée optimiste par certains experts. Ceux-ci pointent notamment le risque de défauts en cascade sur un système électrique surchargé, auquel cas les coupures pourraient durer et s'étendre au reste de la Californie. Le record de 2001, où l'électricité avait été coupée pendant un total de 13 jours, risque donc bien d'être battu.

Les délestages à cette échelle sont excessivement rares dans les pays industrialisés et des images de Hollywood dans le noir ne peuvent que marquer les esprits... A quelques mois des élections présidentielles américaines, il est aussi probable que les coupures californiennes mettront l'énergie et le climat au cœur de la campagne.

Cet article fait partie de la série "Attendez-vous à en entendre parler", dans laquelle je vous explique des événements importants dans le domaine de l'énergie et du climat avant qu'ils surviennent*. Pour voir les articles précédents : cliquez ici
* Les prévisions, pronostics et prophéties ne sont ni repris ni échangés. Aucune réclamation ne sera acceptée en cas de non-réalisation.


Publié le 30 mai 2016 par Thibault Laconde


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Video : l'essentiel de l'Accord de Paris sur le climat en 10 minutes

Le 28 avril, j'ai été invité à intervenir en Suisse, à la HES-SO de Sierre, en ouverture d'un forum consacré à l'après-COP21. J'ai eu l'occasion d'y détailler le contenu de l'Accord de Paris, de le replacer dans le contexte de la lutte contre le changement climatique et des négociations internationales depuis la Convention-Cadre de 1992 et de parler signification en termes d'émission.
Rien de bien nouveau : je traite largement de ces sujets sur le blog. Mais vous n'avez peut-être pas le temps de lire mon rapport sur l'Accord de Paris et ses implications économiques ou tous les articles que j'ai consacré à la COP21... Alors que diriez-vous d'un extrait de cette conférence qui en reprend l'essentiel en une dizaine de minutes ?



Pour aller plus loin vous pouvez retrouver ici toutes les interventions du forum.