En 2014, le chiffre d’affaires global des 25 premiers énergéticiens européens – dont l’activité principale est l’électricité ou le gaz, à l’exclusion des pétroliers – a baissé de 5,6 % pour atteindre 636 milliards d’euros. Il avait déjà baissé de 2,6 % en 2013. 19 des 25 opérateurs ont ainsi enregistré une baisse de leur chiffre d’affaires. Les énergéticiens européens sont néanmoins parvenus à limiter la casse en faisant de nombreuses économies. Ils subissent ainsi « qu’une » baisse de 4 % de leur marge brute d’exploitation, passant de 20,5 % à 16,8 % entre 2010 et aujourd’hui. La bande des quatre « E » (EON, Engie, Enel et EDF) domine le secteur européen de l’électricité et du gaz naturel, avec un chiffre d’affaires de plus de 330 milliards d’euros. Plus largement, douze opérateurs ont enregistré un chiffre d’affaires supérieur à 15 milliards d’euros en 2014.

Le secteur électrique et gazier connait de plein fouet la crise depuis 2010. La demande diminue : la consommation d’électricité a reculé de 2 % en Europe en 2014 et celle de gaz naturel a chuté d’environ 10 % à cause d’un hiver doux et de la morosité de la conjoncture économique. Les prix de gros de l’électricité s’effondrent sur tous les marchés spot européens (-13 % en Allemagne, -20 % en France, -17 % en Italie…), notamment en raison des surcapacités de production. Le prix de gros du gaz naturel connait une baisse similaire, en moyenne de l’ordre de 15 %, à cause d’une moindre utilisation des centrales thermiques au gaz au profit du charbon. 

Des actions drastiques pour surmonter la crise

Les 25 premiers énergéticiens européens ont plutôt bien incorporé la crise à leurs décisions. Pour limiter la baisse de leur marge brute d’exploitation, ils ont lancé des programmes de réduction des coûts pour se désendetter et rencentrer leur coeur de métier. Ils cessent des actifs, ferment de centrales, diminuent les investissements.  

Au total, ce sont près de 60 milliards d’euros de dépréciations d‘actifs qui ont été passées par les énergéticiens européens au cours des trois dernières années. Ces dépréciations confirment la perte de valeur, entre autres, de nombreux cycles combinés au gaz. « Les fermetures et mises sous cocon d’unités de production d’origine thermique se poursuivent. RWE et Engie ont ainsi mis sous cocon annuel ou saisonnier 2 375 MW et 1 341 MW de centrales gaz respectivement en 2014 », rappellent les auteurs .

Pour contrer ces pertes, au cours des cinq dernières années, les 25 opérateurs analysés ont cédé pour 90 milliards d’euros d’actifs. Dans ce domaine, l’opération de l’opérateur allemand EON. est radicale. En 2016, il se séparera de ses actifs de production d’électricité d’origine nucléaire, charbon et gaz, de ses activités de négoce et d’exploration pour se recentrer exclusivement sur les activités liées à la transition énergétique : énergies renouvelables, réseaux, commercialisation…. 

Grâce à ces revues d’actifs et à de vastes plans de cession, ces opérateurs sont parvenus à réduire avec succès leur endettement. Fin 2014, ils étaient endettés à hauteur de 271 milliards d’euros dont 137 milliards d’euros cumulés pour les cinq leaders du secteur EON, Engie, Enel, EDF et RWE. La stratégie de désendettement des opérateurs a porté ses fruits : en deux ans, l’endettement total a reculé de plus de 50 milliards d’euros.

Mais pour faire face à la crise, les énergéticiens européens diminuent aussi leurs investissements industriels. Ceux-ci sont passés de 73 milliards d’euros en 2010 à moins de 60 milliards d’euros en 2014 (-18 %). Cette baisse dans les investissements devrait continuer sur le court-terme. « Cette contraction des investissements tombe au plus mal à l’heure où la Commission européenne a chiffré à 2 000 milliards d’euros les investissements à engager au cours de la prochaine décennie », pour développer les smartgrids les interconnexions, accompagner la transition énergétique (développer la sûreté nucléaire et les énergies renouvelables, regrettent les experts. « L’Europe s’est engagée dans un processus de transformation lourde de son indus- trie énergétique avec des ambitions élevées, mais ses principaux acteurs n’en ont pas nécessairement les moyens », préviennent-ils. 

Où trouver l’investissement ?

Les smartgrids et l’efficacité énergétique active attirent les géants du numérique intéressés par les objets connectés, notamment Google et Apple. Ils seraient à même d’apporter une part de l’investissement nécessaire, estiment les auteurs. Le développement du marché passera ainsi certainement par des collaborations accrues entre les énergéticiens leaders et ces leaders du numérique. D’autant plus que les dépenses en recherche et développement de ces groupes est sans commune mesure avec nos chers énergéticiens. En 2014, Google a ainsi dépensé 4,6 milliards d’euros en R&D et Apple 4,4 milliards d’euros, lorsque le top 10 des énergéticiens n’y consacrait au total que 1,3 milliard d’euros. Ils disposent en plus de moyens financiers colossaux. Apple a enregistré deux fois plus de bénéfice net (26,4 milliards d’euros) au cours du premier semestre 2015 que les 25 énergéticiens européens en 2014. Si ces investissements ne sont pas directement consacrés à l’énergie, les nouveautés qui en découlent peuvent, pour certaines, s’appliquer au domaine de l’énergie, analysent les auteurs. 

Il n’y a pas que Google et Apple qui pourraient redessiner le marché et les énergéticiens commencent déjà à faire appel à de nouveaux investisseurs, extérieurs au monde de l’énergie. « La menace de remise en cause de la chaîne de valeur de l’énergie avec l’interposition de nouveaux acteurs entre les fournisseurs d’énergie et les consommateurs est réelle, jugent les auteurs. D’autant que de nombreux autres acteurs sont attirés : Bouygues Telecom, Schneider Electric, Somfy… pour ne citer que quelques entreprises françaises ».

• Lire le rapport : Secteur européen de l’énergie : leçons de survie en milieu hostile

Par Matthieu Combe, journaliste scientifique

L’électricité est la forme finale d’énergie qui connaît la croissance la plus rapide, ce qui n’empêche pas ce secteur de contribuer plus que tout autre à la réduction de la part des combustibles fossiles dans le mix énergétique mondial. Afin de répondre à la demande croissante d’électricité, une capacité totale de près de 7 200 gigawatts (GW) supplémentaires est nécessaire, alors que 40 % du parc actuel de centrales électriques doit être remplacé d’ici à 2040 en raison de son vieillissement. Les énergies renouvelables connaissent un développement rapide dans de nombreux pays, et représentent un tiers de la production mondiale d’électricité à l’horizon 2040.

Des signaux de prix adéquats doivent être envoyés afin de garantir des investissements opportuns dans de nouvelles capacités de génération thermique, qui sont nécessaires pour  assurer le maintien d’une fourniture d’électricité fiable en accord avec les investissements réalisés dans les énergies renouvelables. Dans certains cas, des réformes du marché ou de la tarification de l’électricité s’imposent. Dans la majorité des pays, l’utilisation de technologies ayant un coût d’investissement important et les prix élevés des combustibles fossiles conduisent à une augmentation des coûts moyens de la fourniture d’électricité et du prix payé par le consommateur final. Néanmoins, l’amélioration de l’efficacité énergétique au stade de l’utilisation finale permet de réduire la part du revenu des ménages dépensée en factures d’électricité.

Les technologies d’énergies renouvelables représentent un élément essentiel du pilier « sources à faibles émissions de carbone » de l’approvisionnement énergétique mondial. Elles gagnent rapidement du terrain, grâce à des subventions qui s’élèvent à 120 milliards de dollars en 2013 au niveau mondial. Bénéficiant de baisses de coûts rapides et d’un soutien continu, les énergies renouvelables représentent près de la moitié de la hausse totale  de  production d’électricité jusqu’en 2040. Dans le même temps, l’utilisation  de biocarburant fait plus que tripler pour atteindre  4,6 mb/j, et celle des énergies renouvelables pour le chauffage est multipliée par plus de deux. C’est dans les pays de l’OCDE que la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité augmente le plus,  atteignant 37 %. Leur  augmentation correspond à la hausse nette totale de l’approvisionnement électrique de l’OCDE.

Mais la production à partir de sources d’énergies renouvelables croît deux fois plus dans les pays hors OCDE, au premier rang desquels on retrouve la Chine, l’Inde, l’Amérique latine et l’Afrique. Globalement, l’énergie éolienne occupe la plus grosse part de la hausse de production basée sur les énergies renouvelables (34 %), suivie de l’hydroélectricité (30 %) et du solaire (18 %). Si l’éolien et le solaire PV voient leur part quadrupler dans le mix énergétique mondial, leur intégration du point de vue technique et commercial devient plus complexe, l’éolien comptant pour 20 % de la production totale d’électricité de l’Union européenne et le solaire PV pour 37 % du pic estival de la demande au Japon.

Le nucléaire : des décisions subordonnées à un ensemble complexe de conditions

Les politiques relatives au nucléaire restent un volet essentiel des stratégies énergétiques nationales, même dans les pays qui se sont engagés à abandonner progressivement cette technologie et qui doivent proposer des alternatives. Dans notre scénario central, la capacité  mondiale d’électricité d’origine nucléaire croît de près de 60 %, passant de 392 GW en 2013 à plus de 620 GW en 2040. Néanmoins, après avoir connu un pic il y a près de vingt ans, sa part dans la production mondiale d’électricité n’augmente plus que de 1 %, pour atteindre 12 %. Ceci reflète les défis qui se posent aux nouvelles centrales thermiques de tous types sur les marchés concurrentiels de l’électricité, ainsi que toutes les difficultés d’ordre économique, technique et politique spécifiques au nucléaire.

La  croissance se concentre sur les marchés dont le prix de l’approvisionnement en électricité est régulé, sur ceux où les opérateurs bénéficient d’un soutien de l’État ou bien sur ceux dont les gouvernements prennent des mesures pour faciliter des investissements privés. La Chine représente 45 % de la croissance de la production d’électricité d’origine nucléaire jusqu’en 2040, alors que la part cumulée de l’Inde, de la Corée du Sud et de la Russie se monte à 30 %. Cette production augmente de 16 % aux États-Unis, elle connaît un regain au Japon (sans pour autant retrouver les niveaux connus avant l’accident de Fukushima Daiichi), mais elle chute de 10 % dans l’Union européenne.

Malgré les défis auxquels il se trouve confronté,le nucléaire reste une option technologique future envisageable pour certains pays, en raison de ses caractéristiques spécifiques. En contribuant à la diversification des technologies de production d’électricité utilisées dans le mix énergétique, les centrales nucléaires peuvent rendre le système plus fiable. Pour les pays importateurs d’énergie, le recours au nucléaire peut leur permettre de devenir moins dépendants des approvisionnements étrangers et moins vulnérables aux fluctuations des prix des combustibles sur les marchés internationaux. Dans un scénario « Nucléaire faible » qui prévoit une chute de 7 % de la capacité mondiale par rapport à la valeur actuelle, les indicateurs de sécurité énergétique ont tendance à se détériorer dans les pays utilisant le nucléaire. Ainsi, dans ce scénario, la part de la consommation énergétique satisfaite par des ressources domestiques baisse de 13 points au Japon, de 6 points en Corée du Sud et de 4 points dans l’Union européenne par rapport à notre scénario central.

Le nucléaire est l’une des rares options disponibles à grande échelle qui permette de réduire  les  émissions  de  dioxyde  de  carbone  tout  en  fournissant  ou  en  remplaçant d’autres formes de production de base. On estime que depuis 1971, il a évité le rejet de 56 gigatonnes de CO2, soit près de deux ans d’émissions mondiales totales aux taux actuels.

En 2040, le nucléaire permet d’éviter près de 50 % des émissions annuelles en Corée du Sud, 12 % de celles prévues au Japon, 10 % aux États-Unis, 9 % en Union européenne et 8 % en Chine. Le coût moyen pour faire baisser le niveau des émissions par le recours à de nouvelles capacités nucléaires dépend du mix énergétique en place et du prix des combustibles remplacés. Il varie donc sur une échelle allant de niveaux très bas à plus de 80 dollars/tonne.

Des  434 réacteurs  opérationnels à  la  fin  2013,  200 seront  mis  à  l’arrêt  d’ici  à  2040, principalement en Europe, aux États-Unis, en Russie et au Japon. Les difficultés à compenser le déficit de production consécutif sont particulièrement aigües en Europe. Plusieurs années avant l’expiration des licences d’exploitation des centrales nucléaires, les opérateurs doivent commencer à planifier soit le développement de capacités alternatives, soit  la  poursuite de  l’exploitation  des  centrales nucléaires  existantes. Pour  faciliter  ce processus, les gouvernements doivent présenter clairement leur approche quant aux extensions de licence et fournir des détails sur les mesures réglementaires impliquées, bien avant les fermetures éventuelles de centrales. Nous estimons à 100 milliards de dollars le coût   du   démantèlement  des   centrales   nucléaires   mises   hors   service   avant   2040. Cependant, des incertitudes de taille subsistent concernant ces coûts, en raison de l’expérience encore relativement limitée en matière de démantèlement des réacteurs et de réhabilitation des sites pour d’autres utilisations. Les régulateurs et les opérateurs doivent continuer de s’assurer que les fonds adéquats sont provisionnés en vue de ces futures dépenses.

Les  préoccupations du  public  relatives  à  l’électricité  d’origine  nucléaire  doivent  être prises en compte. L’expérience récente a montré que l’opinion publique sur le nucléaire pouvait évoluer rapidement et jouer un rôle déterminant pour l’avenir de cette technologie sur certains marchés. La sûreté est la préoccupation majeure, particulièrement en ce qui concerne les réacteurs en exploitation, la gestion des déchets radioactifs et la prévention de la prolifération des armes nucléaires. La confiance dans les compétences et l’indépendance des organes de surveillance réglementaire est essentielle, en particulier avec l’extension du déploiement du nucléaire : dans notre scénario central, le nombre de pays ayant recours à l’électricité d’origine nucléaire passe de 31 à 36, les nouveaux-venus étant plus nombreux que les pays sortant progressivement du nucléaire. Le total cumulé de combustible nucléaire usé double, pour atteindre plus de 700 000 tonnes sur la période considérée. Mais  à  ce  jour,  aucun  pays  n’a  ouvert de  centre  de  stockage permanent permettant d’isoler les déchets hautement radioactifs à longue durée de vie produits par les réacteurs à usage commercial. Tout pays ayant produit des déchets radioactifs devrait être tenu de développer une solution de stockage permanente.

De l’électricité pour façonner l’avenir de l’Afrique subsaharienne

Ceux qui n’ont pas accès aux services énergétiques modernes souffrent de la forme la plus extrême d’insécurité énergétique. On estime qu’en Afrique subsaharienne, 620 millions de personnes sont privées d’accès à l’électricité. Pour les autres, l’approvisionnement est souvent insuffisant, aléatoire et parmi les plus chers au monde. Dans la région, près de 730 millions de personnes recourent à l’utilisation de la biomasse solide pour la cuisson. Or, utilisée en intérieur avec des foyers peu efficaces, elle provoque

une pollution de l’air à l’origine de près de 600 000 décès prématurés par an en Afrique. L’Afrique subsaharienne représente 13 % de la population mondiale, mais seulement 4 % de la demande énergétique mondiale (plus de la moitié étant de la biomasse solide). La région est riche en ressources énergétiques, qui restent très peu exploitées. Près de 30 % des découvertes de pétrole et de gaz réalisées dans le monde ces cinq dernières années ont été faites en Afrique subsaharienne, qui est également dotée d’énormes ressources d’énergies renouvelables, en particulier solaires et hydroélectriques, mais également éoliennes et géothermiques.

Le système énergétique subsaharien est amené à se développer rapidement, mais de nombreux défis énergétiques existants ne seront que partiellement relevés. D’ici à 2040, la région voit son économie quadrupler, sa population presque multipliée par deux et sa demande énergétique croître de près de 80 %. Sa capacité de  production d’électricité quadruple et près de la moitié de cette croissance est issue des énergies renouvelables, qui alimentent de manière croissante les systèmes énergétiques autonomes et les mini-réseaux dans les zones rurales. Près d’un milliard de personnes accèdent à l’électricité, mais plus d’un demi-milliard en sont toujours privées en 2040. Grâce à la production du Nigeria, de l’Angola et d’un nombre de plus petits producteurs, l’Afrique subsaharienne reste un centre important d’approvisionnement en pétrole au niveau mondial, même si une part croissante de la production est consommée dans la région. Cette région devient en outre un acteur important du marché gazier, avec le développement des grandes découvertes offshore le long de la côte est du Mozambique et de la Tanzanie et la hausse de la production au Nigeria et ailleurs.

Le secteur énergétique d’Afrique subsaharienne a la capacité de faire plus pour aider une croissance inclusive. Dans un cas de figure « Siècle de l’Afrique », trois mesures appliquées au secteur de l’énergie pourraient générer un gain de 30 % pour l’économie subsaharienne d’ici à 2040, soit l’équivalent d’une décennie supplémentaire de croissance des revenus par habitant, à condition de s’accompagner de réformes plus générales de la gouvernance :

• Développer le secteur de l’électricité : par des investissements supplémentaires pour réduire les coupures de courant de moitié et assurer un accès universel à l’électricité dans les zones urbaines.
• Approfondir la coopération régionale : en développant les marchés et en libérant une plus grande part du potentiel hydroélectrique du continent.
• Mieux gérer les ressources énergétiques et les revenus tirés de l’énergie : en adoptant des processus plus efficaces et transparents de financement des améliorations essentielles aux infrastructures d’Afrique.

Grâce à un système énergétique plus moderne et intégré, les ressources sont utilisées de manière plus efficace et l’énergie est mise à la disposition d’une plus grande partie des zones les plus démunies de l’Afrique subsaharienne. Une action concertée d’amélioration du fonctionnement du secteur énergétique subsaharien est nécessaire pour que le 21ème siècle devienne le Siècle de l’Afrique.

Source : Agence Internationale de l’Energie

Le scénario proposé à travers l’édition du World Energy outlook 2014 scénario prévoit une augmentation de la demande énergétique mondiale de 37 % d’ici à 2040. Cependant, les développements liés à la croissance démographique et économique mondiale présentent une intensité énergétique moins élevée que par le passé. Ainsi, dans le scénario central, la hausse de la demande mondiale connaît un ralentissement significatif : après s’être maintenue à plus de 2 % par an pendant les vingt dernières années, elle passe à 1 % par an après 2025, en raison des choix politiques et des prix pratiqués ainsi que d’une réorientation structurelle de l’économie mondiale vers les services et les secteurs industriels légers.

La répartition mondiale de la demande énergétique connaît une transformation plus radicale : si la consommation d’énergie est essentiellement stable dans la majeure partie de l’Europe, ainsi qu’au Japon, en Corée du Sud et en Amérique du Nord, elle augmente dans le reste de l’Asie (60 % du total mondial), ainsi qu’en Afrique, au Moyen-Orient et en Amérique latine. Un jalon est franchi au début des années 2030, lorsque la Chine devient le plus grand pays consommateur de pétrole alors que les États-Unis voient leur consommation d’or noir retomber à des niveaux oubliés depuis des décennies. Mais, entretemps, l’Inde, l’Asie du Sud-Est, le Moyen-Orient et l’Afrique subsaharienne deviennent les moteurs de croissance de la demande énergétique mondiale.

À l’horizon 2040, le mix énergétique mondial se divise en quatre parts d’importance presque égale : le pétrole, le gaz, le charbon et les sources d’énergie à faibles émissions de carbone. Les ressources ne sont pas une contrainte pendant cette période, mais ces quatre piliers doivent relever chacun des défis différents. Les choix de politiques et les évolutions de marché entraînent une baisse de la part des combustibles fossiles, qui représentent un peu moins des trois quarts de la demande énergétique primaire en 2040.

Mais ceci ne suffit pas à enrayer l’augmentation des émissions de dioxyde de carbone (CO2) liées à l’énergie, qui augmentent d’un cinquième, menant à une trajectoire de hausse de la température moyenne mondiale de 3,6°C à long terme. Le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) estime que pour limiter cette hausse à 2°C – l’objectif adopté au niveau international pour prévenir les répercussions les plus graves et les plus étendues du changement climatique – le monde ne devra pas émettre plus d’environ 1 000 gigatonnes de CO2 (à compter de 2014). Notre scénario central prévoit l’épuisement de ce budget à l’horizon 2040. Or, les émissions ne vont pas cesser soudainement une fois ce seuil atteint. Pour respecter l’objectif de 2°C, il est donc nécessaire de prendre des mesures d’urgence afin de mener le système énergétique sur une voie plus sûre.

La sécurité énergétique : une question de plus en plus préoccupante

L’image à court terme d’un marché pétrolier bien fourni ne doit pas cacher les défis à venir, car l’approvisionnement est de plus en plus dépendant d’un nombre relativement restreint de producteurs. La demande de pétrole évolue différemment selon les régions ; ainsi, pour chaque baril de pétrole qui n’est plus consommé dans les pays de l’OCDE, deux barils supplémentaires le sont dans les pays non-membres de l‘OCDE. L’augmentation de la consommation de pétrole pour le transport et la pétrochimie entraîne une hausse continue de la demande, qui passe de 90 millions de barils par jour (mb/j) en 2013 à 104 mb/j en 2040, même si les prix élevés et de nouvelles mesures politiques freinent peu à peu cette hausse de consommation globale qui s’approche d’un plateau.

Afin de répondre à la demande prévue, 900 milliards de dollars d’investissements par an seront nécessaires dans les années 2030 pour les secteurs pétrolier et gazier amont. Mais de nombreuses incertitudes demeurent quant à la réalisation de ces investissements en temps et en heure, surtout à partir du début des années 2020, lorsque les États-Unis voient leur production de pétrole de réservoir compact plafonner, puis leur production totale de pétrole commencer à baisser. De nombreux facteurs pourraient provoquer un manque d’investissements comparé aux besoins : le développement des gisements brésiliens en eaux profondes qui est complexe  et nécessite des capitaux importants, le développement du pétrole de réservoir compact aux Etats-Unis difficile à reproduire à une échelle identique en dehors de l’Amérique du Nord, les questions non-résolues qui affectent la croissance de la production des sables bitumeux canadiens, les sanctions qui restreignent l’accès de la Russie aux technologies et aux marchés de capitaux, et, surtout, les défis politiques et sécuritaires en Irak. La situation au Moyen-Orient est très préoccupante, car de nombreux pays dépendent de plus en plus de cette région pour satisfaire leurs besoins croissants en pétrole. Ceci est particulièrement vrai pour les pays d’Asie, destination des deux tiers des barils de brut importés dans le monde en 2040.

La demande de gaz naturel augmente de plus de moitié et connaît la croissance la plus rapide de tous les combustibles fossiles. D’autre part, un marché mondial du gaz naturel liquéfié (GNL) de plus en plus flexible permet de réduire les risques de rupture d’approvisionnement. Si la Chine et le Moyen-Orient sont les principaux moteurs de la hausse de la demande mondiale de gaz, ce combustible prend également la première place dans le mix énergétique de l’OCDE vers 2030, dû notamment à l’adoption par les États-Unis de nouvelles réglementations limitant les émissions liées au secteur de l’électricité. Contrairement au pétrole, la production de gaz augmente presque partout (à l’exception notable de l’Europe), et le gaz non conventionnel représente près de 60 % de la hausse de la production mondiale. La principale incertitude (hormis pour l’Amérique du Nord) est de savoir si le gaz peut être proposé à des prix intéressants pour les consommateurs tout en atteignant un niveau suffisant pour attirer les investissements de grande ampleur nécessaires à son approvisionnement. Cette question est au cœur des réglementations nationales de nombreux marchés émergents hors OCDE, notamment en Inde et au Moyen-Orient, et soulève des préoccupations sur le marché international. Les besoins en importations seront amenés à s’intensifier dans une grande partie de l’Asie et en Europe.

Néanmoins, les inquiétudes relatives à la sécurité de l’approvisionnement futur en gaz sont en partie dissipées par l’augmentation du nombre de fournisseurs internationaux, la multiplication par près de trois des sites de liquéfaction dans le monde et la part grandissante de GNL qu’il est possible de réorienter afin de répondre aux besoins à court terme de marchés régionaux toujours plus interconnectés.

Alors que le charbon est abondant et que son approvisionnement est assuré, sa consommation future sera limitée par des mesures de lutte contre la pollution et de réduction des émissions de CO2. La demande mondiale de charbon augmente de 15 % jusqu’en 2040, mais près des deux tiers de cette hausse se concentrent sur les dix prochaines années. La demande chinoise de charbon se stabilise juste au-dessus de 50 % de la consommation mondiale, puis elle retombe après 2030. La demande baisse au sein de l’OCDE, y compris aux États-Unis, où l’utilisation de charbon pour la production d’électricité chute de plus d’un tiers. L’Inde dépasse les États-Unis pour devenir le deuxième consommateur mondial de charbon avant 2020, et par la suite, détrône la Chine pour devenir le premier pays importateur. Les faibles prix actuels du charbon ont contraint les producteurs du monde entier à réduire leurs coûts, mais l’abandon des unités de production coûteuses et l’augmentation de la demande devraient entraîner une hausse des prix suffisamment importante pour attirer de nouveaux investissements.

La Chine, l’Inde, l’Indonésie et l’Australie représentent à elles seules plus de 70 % de la production mondiale de charbon à l’horizon 2040, ce qui souligne l’importance de l’Asie sur les marchés du charbon. L’adoption de centrales à charbon plus efficaces et, à plus long terme, de technologies de capture et stockage de carbone pourrait garantir une transition sans heurts vers un système énergétique à faibles émissions de carbone. Et ceci, tout en réduisant les risques que les capacités de production électrique doivent être abandonnées avant le recouvrement des coûts d’investissement.

Des prix et des politiques appropriés pour un mix énergétique plus efficace

L’efficacité énergétique est un outil essentiel pour diminuer la pression qui s’exerce sur l’approvisionnement énergétique. Elle peut en outre partiellement réduire l’impact des disparités régionales des prix sur la compétitivité. Dans de nombreux pays, les questions d’efficacité énergétique connaissent un regain d’attention, le secteur des transports se trouvant en première ligne. Aujourd’hui, plus des trois quarts des ventes mondiales de voitures sont soumis à des normes d’efficacité, et la demande de pétrole pour les transports ne devrait augmenter que d’un quart, alors que le nombre de véhicules légers et de poids lourds en circulation dans le monde fait plus que doubler d’ici 2040.

On estime que les nouveaux efforts d’efficacité mis en œuvre permettent de réduire la croissance de la demande totale de pétrole de 23 mb/j en 2040, soit plus que la production de pétrole actuelle cumulée de l’Arabie Saoudite et de la Russie. D’autre part, les mesures liées principalement aux secteurs de la production d’électricité et de l’industrie réduisent la hausse de la demande de gaz de 940 milliards de mètres cubes, une valeur supérieure à la production actuelle de gaz de l’Amérique du Nord. En plus de réduire la facture des importations d’énergie et l’impact environnemental, les mesures en faveur de l’efficacité énergétique peuvent en partie apaiser les craintes de certaines régions dépendantes des importations d’énergie, qui voient leurs industries énergivores souffrir d’un désavantage compétitif en raison de prix relativement élevés du gaz naturel et de l’électricité. Mais les disparités régionales des prix de l’énergie sont amenées à perdurer, et l’Amérique du Nord en particulier reste une région où les coûts demeurent relativement faibles jusqu’en 2040. La somme moyenne déboursée pour une unité d’énergie aux États-Unis devrait même devenir inférieure à celle dépensée en Chine au cours des années 2020.

En 2013, les subventions allouées aux combustibles fossiles représentaient 550 milliards de dollars, soit plus de quatre fois la somme des subventions aux énergies renouvelables, ce qui freine les investissements en faveur de l’efficacité énergétique et des énergies renouvelables. Au Moyen-Orient, près de 2 mb/j de pétrole brut et de produits pétroliers sont utilisés pour la production d’électricité, alors qu’en l’absence de subventions, les principales technologies d’énergie renouvelable seraient compétitives face aux centrales au fioul. En Arabie Saoudite, on estime actuellement à 16 ans la durée nécessaire pour compenser la différence de prix à l’achat d’une voiture deux fois plus efficace que la moyenne actuelle grâce à des dépenses inférieures en carburant. Cette durée serait ramenée à 3 ans si l’essence n’était pas subventionnée. Réformer les subventions aux énergies fossiles n’est pas simple, et il n’existe pas de formule unique garantissant la réussite. Néanmoins, comme le montrent nos études de cas sur l’Égypte, l’Indonésie et le Nigeria, il est essentiel : d’être clair sur les objectifs et les calendriers de réformes, d’évaluer soigneusement leurs effets, de rechercher des moyens de les atténuer (si besoin), de procéder à des consultations approfondies et de communiquer clairement à toutes les étapes du processus.

Source : Agence internationale de l’énergie

En tenant compte de la mise en place effective des engagements et des promesses émis par les gouvernements actuels pour lutter contre le changement climatique et d’autres défis liés à l’énergie, la demande énergétique mondiale en 2035 devrait augmenter malgré tout de 40 % – avec une contribution des combustibles fossiles se maintenant à 75 %. La demande

Au cours des prochaines décennies devrait provenir principalement des besoins en énergie des pays émergents comme la Chine et l’Inde. L’utilisation du charbon, du gaz et du pétrole pour alimenter les besoins en énergie des secteurs de l’industrie, des bâtiments et des transports est vouée à augmenter. Bien que le souci de l’environnement aujourd’hui ait conduit à une utilisation croissante et significative d’options énergétiques à faible émission carbonique, celles-ci ne sont pas encore déployées assez largement pour répondre à la demande actuelle ou future de l’énergie.

Au cours des deux dernières décennies, la part globale de la production d’électricité à partir de ressources non fossile a diminué de 37 % (en 1990) à 33 % (en 2010); en revanche, la part de la production d’énergie au charbon a augmenté de 37 % à 42 %. Les combustibles fossiles continueront à fournir la majorité de l’énergie dont le monde a besoin pour l’avenir, mais y a-t-il suffisamment de ressources pour répondre à la demande ?

Compte tenu des fluctuations majeures subies par les marchés de l’énergie au cours des sept dernières années – notamment la crise économique mondiale – l’étude annuelle « Les Ressources en Réserves » évalue la disponibilité des combustibles fossiles et enquête sur les technologies de pointe nécessaires pour les trouver, les produire et en alimenter les marchés, tout en évitant dans la mesure du possible les impacts négatifs sur l’environnement. Cette nouvelle édition souligne aussi la nécessité de mettre en place des approches stratégiques spécifiques à chaque type de carburant.

Les combustibles fossiles sont présents dans de nombreuses régions du monde de façon abondante et en quantités suffisantes de manière à satisfaire les besoins dans un contexte de demande croissante. Cependant, la plupart d’entre eux sont encore classés en tant que « ressources » et non encore de « réserve ». Cette distinction est importante car elle détermine un certain degré d’accessibilité des marchés aux combustibles fossiles.

Les ressources font référence à des volumes qui ne sont pas encore complètement caractérisés, ou bien qui présentent des difficultés techniques ou un coût onéreux à l’extraction. Par exemple, là où les technologies qui permettant leur extraction dans un environnement sain et rentable n’ont pas encore été développées.

Les réserves représentent des volumes qui sont produits dans un système économique viable, utilisant des techniques actuelles; leur extraction est souvent associée à un projet qui est déjà bien défini ou en cours. Comme ces réserves accessibles sont épuisées, il est nécessaire d’exploiter à présent des ressources dont l’extraction est plus exigeante techniquement.

Transformer les ressources en réserves

L’enjeu principal du secteur est donc de transformer ces ressources en réserves. Cette reclassification repose en grande partie sur l’application de solutions technologiques de pointe, elle-même fortement dépendante du prix du carburant. Des prix élevés de carburant ont pour effet de stimuler le développement de tests sur des solutions plus sophistiquées, et in fine engendre un accroissement des réserves.

L’exploration et l’extraction de ces ressources de manière rentable et environnementalement responsable, nécessitera l’investissement dans de nouvelles solutions innovantes.

Les combustibles fossiles, aussi collectivement appelés hydrocarbures, incluent le pétrole, le gaz et le charbon.

Toute source de pétrole et de gaz qui nécessite des techniques de production significativement différentes de celles utilisées dans le cas des réservoirs caractérisés « classiques » est considérée automatiquement comme non conventionnelle. Un résumé rapide des réserves et ressources d’hydrocarbures connues présente l’offre potentielle :

• Les réserves connues de pétrole dites conventionnelles sont estimées à environ 1,3 mille milliards de dollars de barils, tandis que les ressources pétrolières récupérables représentent environ 2,7 mille milliards de barils. Globalement, la quantité dans réserves connues a augmenté modestement depuis 1990, malgré la croissance de la consommation. Le ratio global réserves/production, basé sur des niveaux de consommation actuel, se situe autour de 40 à 45 ans. Si les ressources sont converties avec succès en réserves, cette période sera prolongée.
• Les réserves connues de pétrole dites non conventionnelles sont estimées à environ 400 milliards de barils (MB), avec des ressources récupérables estimées à 3,2 mille milliards de barils.
• Les réserves connues de gaz dites conventionnelles sont estimées à environ 220 mille milliards de mètres cube (TCM) – l’équivalent d’environ 1,4 mille milliards de barils de pétrole – avec des ressources récupérables de 460 TCM.
• Les réserves de gaz dites non conventionnelles sont très difficiles à évaluer, en raison de l’hétérogénéité des formations rocheuses. Les ressources récupérables restantes (Hors hydrates de méthane) sont estimées à 330 TCM.
• Les réserves de charbon sont élevées, avec des réserves connues en houille estimées à 730 gigatonnes (Gt) (l’équivalent d’environ 3,6 mille milliards de barils de pétrole [MMB]), et les réserves connues de lignite estimées à 280 Gt (environ 0,7 MMB). Les ressources récupérables restantes de houille et de lignite sont estimées respectivement autour de 18 et de 4 mille milliards de tonnes.

Développer les réserves de combustibles fossiles n’est pas chose aisée. Dans le but d’évaluer le potentiel de rentabilité, les producteurs commencent par évaluer le rapport entre le coût du développement et l’intensité de l’émission de carbone (soit la quantité de dioxyde de carbone (CO2) émise pour chaque unité d’énergie produite) du carburant devant être produit.

Le gaz naturel dit conventionnel représente ainsi généralement le plus faible coût par unité d’énergie et la plus faible intensité de carbone. Les développements de la production de gaz dit non conventionnels représentent généralement une faible intensité de carbone et divergent essentiellement dans le coût du développement. Les développements portants sur du pétrole non conventionnels en revanche (tels que le bitume, la gazéification du charbon et du pétrole schistes) sont plus coûteux et présentent des intensités d’émission de carbone plus élevées. Le charbon présente l’intensité d’émission de carbone la plus élevée parmi les combustibles fossiles.

L’utilisation croissante des énergies fossiles au cours des dernières années a été rendue possible grâce aux impressionnants progrès de la technologie. L’effort de production futur sera encore plus exigeant en matière d’innovations technologiques pour permettre d’augmenter le niveau de production des sources nouvelles et existantes tout en répondant de manière appropriée aux défis environnementaux d’aujourd’hui.

Traduit par S.L

Source : http://www.iea.org/Textbase/npsum/resources2013SUM.pdf

On dénombre plusieurs exemples où les progrès technologiques ont rendu possible l’extension de la durée d’exploitation un champ de pétrole par rapport à ce qui était prévu initialement.

Afin d’assurer l’avenir de la production de pétrole, il faudra augmenter la production des champs bruns (champs déjà en production) en employant des techniques améliorées de récupération assistée des hydrocarbures (RAH). A la fin de leur cycle de vie estimé, la plupart des champs contiennent encore d’importants volumes de pétrole. Les progrès technologiques permettent de faire en sorte qu’une plus grande fraction de ces volumes soit ramenée à la surface. Par exemple, en moyenne, environ 50% des volumes de pétrole présents dans les réservoirs originaux pourrait être récupéré en utilisant la dernière technologie de pointe.

Une augmentation de 1% dans le taux de récupération moyen engendrerai un volume additionnel de plus de 80 MB, ou autrement dit une augmentation de 6% des réserves mondiales de pétrole. Au cours des 20 dernières années, le taux moyen de récupération du plateau continental norvégien a connu une amélioration significative : de 34% à environ 46% aujourd’hui. Cela a été en grande partie permis par l’utilisation de technologies de forage horizontal / multilatéral, d’amélioration de l’acquisition sismique, de techniques sismiques à quatre dimensions et d’amélioration des installations sous-marines. Grâce aux derniers développements rapides dans les domaines intelligents (domaines qui utilisent toute une gamme de solutions technologiques), des taux de récupération encore plus élevés pourraient être atteints.

Si les changements observés en Norvège étaient réalisés dans tous les bassins du monde, cela conduirai à un doublement des réserves connues actuelles. Une croissance similaire pourrait être atteinte par l’adoption de techniques de RAH sur une échelle beaucoup plus large. Actuellement, il existe un nombre important de pilotes testant des techniques de RAH, en particulier celles qui utilisent des méthodes chimiques et l’injection de CO2. Les exemples sont nombreux à travers le monde, en Chine, en Russie, au Moyen-Orient, en Amérique du Nord et en l’Argentine.

En dépit de ces efforts, considérant la complexité de la mise en œuvre des technologies de RAH, mener à maturité les projets existants conduira à une diminution des niveaux de production dans les pays non membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP), et à une augmentation de la production de pétrole conventionnel de la part des pays de l’OPEP.

Le gaz naturel est appelé à jouer un rôle croissant pour répondre à la demande mondiale de l’énergie, en particulier dans la production d’électricité et de chauffage. Alors qu’il y a quelques décennies le gaz était souvent boudé (trop éloigné pour alimenter les marchés de manière financièrement viable) et considéré comme un produit de substitution peu attractif par rapport au pétrole, beaucoup de projets de gaz sont maintenant activement relancés.

Dans la plupart des cas, le principal défi historique était l’acheminement du gaz jusqu’au marché consommateur. Aujourd’hui cependant, le gaz naturel liquéfié (GNL) offre une solution rentable dans de nombreux cas. Le gaz naturel liquéfié peut être transporté sous sa forme liquide au sein de plus gros transporteurs et, couplé avec des possibilités accrues de  regazéification à proximité de l’utilisateur final il rend le transport de gaz vers les marchés rentable.

Le Qatar et l’Iran au Moyen-Orient en particulier, ont vu une augmentation significative de leur capacité. Les derniers développements technologiques portent vers des options offshores flottantes de GNL (liquéfaction sur un bateau), dont le premier dispositif va être construit au large nord-ouest de l’Australie. Au Qatar, la première usine de liquéfaction du gaz à grande échelle est déjà en construction.

Les lieux d’extraction des hydrocarbures dits conventionnels se limitent maintenant aux eaux ultra-profondes dans l’Arctique. A la complexité d’exploration et de production dans ces endroits s’ajoute l’impératif de ne pas nuire à cet environnement fragile et primitif. Dans ces endroits souvent éloignés, des opérations telles que l’acheminement sous-marin et la compression sont nécessaires pour permettre le transfert par pipeline vers les lointaines installations. Les pays qui explorent de plus en plus la production en eau profonde sont le Brésil et Afrique de l’Ouest. Bon nombre des technologies développées pour les eaux profondes pourrait éventuellement être utilisé dans les régions arctiques. Les autres défis à relever en Arctique sont la protection des installations contre les dangers liés à la glace et l’extension de la saison de forage.

A l’avenir, les technologies qui permettent les liaisons très longues, du champ d’exploitation à la côte où sont situés les points de collecte rendront possibles d’autres évolutions.

La technologie continue d’évoluer à un rythme rapide. Les développements actuels, concentrés autour de la mer de Barents et du versant nord de l’Alaska, sont décrites dans cette édition.

Traduit par S.L