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L’énergie : situation et prospectives

6 - Les points faibles des énergies fossiles

Existe-t-il des ressources minières non exploitées en France ?

Oui. Il existe des gisements d’énergies fossiles qui ne sont pas exploités car une partie de l’opinion publique y est opposée. En voici deux exemples récents.

Après le premier choc pétrolier, la France a procédé à un inventaire des ressources de charbon. Un gisement totalement inconnu a été découvert en 1981 dans la Nièvre. Il s’agit du plus grand gisement connu d’Europe. Une société a été créée en 2006 pour son exploitation. La concession a été refusée par le ministère en décembre 2009. Le ministre a précisé que l’exploitation d’une mine de charbon en France « ne pourrait présenter un intérêt que si l’extraction et l’utilisation du charbon étaient réalisées dans des conditions particulièrement exemplaires, notamment sur le plan environnemental ».

Dans les années 2000, l’IEA a estimé qu’il y avait d’importantes réserves de gaz de schiste au sud du Massif Central. Des permis de recherche ont été délivrés en mars 2010 pour caractériser les gisements. Leur mise en œuvre effective a été bloquée en 2011 par une loi qui interdit l’usage de toutes les techniques actuellement disponibles.

Dans les deux cas, les arguments mis en avant sont :

• « Quel que soit l’intérêt économique des ressources du sous-sol, celui-ci doit être mis en balance avec la prise en compte des autres atouts du territoire, tels que agriculture, patrimoine naturel, tourisme, etc. ».
• La lutte contre le changement climatique impose de renoncer aux énergies fossiles.

Le débat se pose à peu près les mêmes termes dans les autres Etats membres.

(André FOURCADE, Daniel LORIN. Le gisement de charbon du sud nivernais. Conseil économique et social Région Bourgogne. 25 septembre 2007. pp. 4-7,

Mine de charbon dans la Nièvre : Jean-Louis Borloo ne donne pas suite. Dépêche AFP du 16 Décembre 2009, 20:40.,

Jacques PERCEBOIS, Claude MANDIL. Rapport Energies 2050. Centre d’analyse stratégique. Février 2012. pp. 70-71,

Les hydrocarbures de roche-mère en France. Rapport initial et Rapport complémentaire. Mission d’inspection sur les gaz et huiles de schiste. Février 2012. p. 16, p. 130)

Comment améliorer l’exploitation des ressources en énergies fossiles ?

Les techniques d’exploitation utilisées habituellement ne récupèrent qu’un tiers du pétrole contenu dans un gisement. Pour extraite le reste, il faut le pousser en injectant de l’eau, du gaz carbonique ou de la vapeur d’eau. Cette dernière solution est la plus efficace car elle liquéfie les pétroles lourds. Elle présente cependant l’inconvénient de consommer beaucoup d’eau et d’émettre beaucoup de gaz carbonique. La répartition du pétrole dans le gisement est contrôlée régulièrement afin d’optimiser les opérations de récupération. On retrouve le traitement à la vapeur d’eau et ses conséquences environnementales dans l’exploitation des sables bitumeux (ex : Canada) et des huiles lourdes (ex : Venezuela).

Une part des ressources en pétrole et en gaz sont en mer. C’est le cas pour 90 % du pétrole et 60 % du gaz produits en Norvège et dans l’Union européenne. Cependant, les techniques offshore présentent des risques mal maîtrisés (ex : Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique, Elgin-Franklin en mer du Nord). Une réglementation stricte est en cours d’élaboration pour éviter la multiplication des accidents graves.

Les Etats-Unis sont les seuls à exploiter les gaz non-conventionnels (fracturation hydraulique et forage de puits horizontaux). Suite à plusieurs incidents, ils ont lancé des études sur les conséquences environnementales de ce type d’exploitation et ils ont renforcé la réglementation. Malgré tout, il n’est pas évident que le modèle américain soit facilement transposable à d’autres bassins géologiques et que les gaz non conventionnels offrent de réelles opportunités en Europe.

(Guy MAISONNIER. CBM : bilan et perspectives. IFP Energies nouvelles. Novembre 2007.,

Yves MATHIEU. Un point sur les ressources en hydrocarbures - 2 - Le gaz naturel. IFP Energies nouvelles. Novembre 2009.,

Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil relatif à la sécurisation des activités de prospection, d’exploration et de production pétrolières et gazières en mer. COM(2011) 688 final 2011/0309 (COD). Commission européenne. 27 octobre 2011.,

Sylvain SERBUTOVIEZ. Les hydrocarbures offshores. IFP Energies nouvelles. Décembre 2011.,

Les hydrocarbures de roche-mère en France. Rapport initial et Rapport complémentaire. Mission d’inspection sur les gaz et huiles de schiste. Février 2012. pp. 14-16, pp. 91-95, pp. 113-115,

ITER.)

Les carburants de synthèse sont-ils une solution à la raréfaction du pétrole ?

On peut convertir le gaz naturel, le charbon ou la biomasse en carburant automobile et en kérosène pour les avions. Ce système a d’ailleurs été très utilisé en Allemagne pendant la Seconde Guerre mondiale en prenant du charbon comme matière première.

Cependant, un recours massif aux carburants de synthèse n’est pas rentable dans les conditions actuelles. Il faut compter 1 200 dollars d’investissement pour produire l’équivalent d’une tonne de pétrole par an avec du gaz, 2 500 dollars avec du charbon et 5 200 dollars avec de la biomasse (contre 400 à 600 dollars avec une raffinerie). Il existe quelques installations pilotes, notamment au Qatar (gaz naturel), en Chine (charbon) et en Allemagne (biomasse).

L’exploitation de la biomasse n’est envisageable que si la matière première est à proximité de l’usine de production de carburants (moins de 150 km dans le cas du bois). C’est en effet une matière bon marché à faible densité énergétique. Son intérêt disparaît si le transport pèse trop sur les coûts ou sur le bilan des émissions de gaz à effet de serre.

Les émissions de CO2 sur l’ensemble de la chaîne (production/véhicule) dépendent de la matière première. Elles sont équivalentes au raffinage avec le gaz alors qu’elles sont 2,3 fois plus élevées avec le charbon.

(Pierre MARION. La liquéfaction du charbon : où en est-on aujourd’hui ? IFP Energies nouvelles. Décembre 2007.,

Les énergies renouvelables : pourquoi et à quel prix ? In Dossier Energie. IHEST. Juin 2008. p. 21,

L’énergie en questions – réponses, dossier pour l’IHEST. In Dossier Energie. IHEST. Décembre 2008. pp. 24-25,

Stéphane TCHUNG-MING, Simon VINOT. Les énergies pour le transport : avantages et inconvénients. IFP Energies nouvelles. Décembre 2008.)

Comment diminuer les émissions de gaz à effet de serre dues à la circulation automobile ?

Une solution simple consiste à diminuer les émissions des véhicules. Les émissions de CO2 sont passées de 172,2 gCO2/km en 2000 à 145,2 gCO2/km en 2009 pour les voitures individuelles neuves. Cette baisse est due principalement à l’amélioration du groupe moteur-transmission. Les émissions devraient être de 130 gCO2/km en 2012-2015 et 95 gCO2/km en 2020.
Des voitures émettant environ 90 gCO2/km sont déjà en vente en 2012. Il s’agit souvent de véhicules hybrides (combinant moteur électrique et moteur thermique), mais pas seulement.

Evolution des émissions de CO2 des voitures particulières neuves, par type de carburant (UE-27) [54] p. 5). AFV : véhicules utilisant des carburants de substitution. Les limites de 130 gCO2/km et de 95 gCO2/km sont imposées par la réglementation européenne.

La plupart des pays ont adopté des mesures financières pour inciter les automobilistes à choisir les véhicules les moins polluants (système de bonus-malus en fonction des émissions de CO2, primes à l’achat pour accélérer la modernisation du parc automobile). Grâce à cela, la part des véhicules qui émettent moins de 120 grammes de CO2 au kilomètre est passée de 20 % en 2007 à 47 % en 2009 en France.

Composition du parc automobile en fonction des émissions de CO2 (Simon VINOT. L’industrie du transport. IFP Energies nouvelles. Octobre 2009.)

Il est beaucoup plus difficile de limiter le recours à la voiture individuelle pour les déplacements. En effet, la voiture incarne la liberté pour une grande partie de la population alors que les transports en commun matérialisent les contraintes de la vie en société.

(Les transports urbains en France : des solutions techniques mais une gestion politique est nécessaire. In Dossier Energie. IHEST. Octobre 2006. pp. 24-28,

Simon VINOT, Paula COUSSY. Les émissions de gaz à effet de serre des transports. IFP Energies nouvelles. Novembre 2008.,

Simon VINOT. L’industrie du transport. IFP Energies nouvelles. Octobre 2009.,

Rapport de la Commission au Parlement européen, au Conseil et au Comité économique et social européen. Surveillance des émissions de CO+ des voitures particulières neuves dans l’UE : données pour l’année 2009 COM(2010) 655 final. Commission européenne. 10 novembre 2010. p. 3, p. 5, p. 11,

Consommations conventionnelles de carburant et émissions de gaz carbonique des véhicules particuliers en France 2011. ADEME. Juin 2011. pp. 6-7, pp. 9-16, pp. 30-35,

Simon VINOT. Le développement des véhicules hybrides et électriques. IFP Energies nouvelles. Novembre 2011.,

Jacques PERCEBOIS, Claude MANDIL. Rapport Energies 2050. Centre d’analyse stratégique. Février 2012. p. 36, pp. 76-77)

Comment diminuer les émissions de gaz à effet de serre quand on utilise des énergies fossiles ?

On diminue les émissions de gaz à effet de serre en augmentant l’efficacité énergétique. Par exemple, gagner un point de rendement dans une centrale à charbon diminue les émissions de CO2 de 2 à 3 %. Une approche complémentaire consiste à privilégier le gaz naturel car il émet moins de CO2 que le charbon (charbon : 4,0 tCO2/tep ; pétrole : 3,1 tCO2/tep ; gaz naturel : 2,3 tCO2/tep). Au bout du compte, une centrale à gaz moderne émet 3,3 fois moins de CO2 que les anciennes centrales à charbon.

La production de CO2 est malgré tout inéluctable. Les spécialistes ont donc imaginé extraire le CO2 des fumées et le stocker. C’est la technique CSC (captage et stockage du carbone) appelée aussi séquestration du carbone. Elle est envisageable dans les grandes installations (centrales thermiques, cimenteries, sidérurgie).

La séquestration du carbone se heurte à deux problèmes majeurs : 1) le coût (probablement de 50 à 100 euros par tonne de CO2 alors qu’elle s’échange à 8 euros sur le marché du carbone) ; 2) l’identification de réservoirs géologiques profonds garantissant l’absence de fuites pendant des siècles (ex : aquifères profonds, gisements d’hydrocarbures épuisés).


Infrastructure du réseau de CO2 en 2030 ([55] p. 43). Les gazoducs de CO2 connectent les zones très industrialisées aux points d’enfouissement.

La séquestration du carbone bénéficie d’un soutien important de la Commission européenne. Celle-ci envisage notamment la construction d’un gazoduc européen desservant les sites d’enfouissement du CO2. Quelques centrales pilotes devraient démarrer vers 2020.

(Coal meeting the climate challenge. Technology to reduce greenhouse gas emissions. World Coal Institute. September 2007. pp. 17-21,

Pierre MARION. Les technologies du charbon propre - Captage et stockage géologique du CO2. IFP Energies nouvelles. Décembre 2007.,

Electricity Generation, Figures & Facts 2010-2011. VGB. 2010. pp. 18-21,

Priorités en matière d’infrastructures énergétiques pour 2020 et au-delà – Schéma directeur pour un réseau énergétique européen intégré. COM(2010) 677 final. Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions. 17 novembre 2010. pp. 42-44,

Power Generation from Coal 2011 - Ongoing Developments and Outlook. International Energy Agency. October 2011. pp. 22-27,

Chiffres clés du climat : France et monde - Édition 2012. Janvier 2012. p. 31,

La capture du carbone devrait recevoir un milliards d’euros du paquet sur les infrastructures. EurActiv. 9 février 2012.,

Jacques PERCEBOIS, Claude MANDIL. Rapport Energies 2050. Centre d’analyse stratégique. Février 2012. p. 81, p. 85,

Jacques PERCEBOIS, Claude MANDIL. Rapport Energies 2050 – Annexes. Centre d’analyse stratégique. Février 2012. p. 260, pp. 389-391)

L’utilisation du charbon est-elle compatible avec la lutte contre l’effet de serre ?

Oui à condition d’améliorer la technologie. Le poids du charbon dans les émissions de gaz à effet de serre (40 % des émissions dues aux énergies fossiles) est dû en grande partie à la vétusté des installations. L’augmentation de l’efficacité énergétique des centrales permet de diminuer la consommation de charbon et les émissions de CO2.
Une partie des améliorations vient de l’augmentation de la température de l’eau sous pression jusqu’à 500 ou 600 °C (technologies supercritiques et ultra-supercritiques). Le surcoût de la chaudière et de la turbine est contrebalancé par la réduction de la consommation de charbon. Les industriels chinois sont à la pointe de la technologie pour ce type de centrales.

Part des centrales à charbon utilisant les technologies supercritiques et ultra-supercritiques dans la production d’énergie (Power Generation from Coal 2011 - Ongoing Developments and Outlook. International Energy Agency. October 2011. p. 12). La partie droite du graphique met en relief la croissance rapide de ces technologies en Chine.

La R&D (recherche et développement) sur les centrales ultra-supercritiques vise actuellement à monter au-dessus de 700 °C (le rendement d’une centrale est limité par la différence entre la température de la chaudière et celle du système de refroidissement, généralement l’eau d’une rivière).

Réduction potentielle des émissions de CO2 par l’augmentation de l’efficacité énergétique (Electricity Generation, Figures & Facts 2010-2011. VGB. 2010. p. 19). Certains experts considèrent que les centrales fonctionnant à 700 °C ne seront disponibles qu’en 2020 (Power Generation from Coal 2011 - Ongoing Developments and Outlook. International Energy Agency. October 2011. p. 41).

Une seconde approche est l’amélioration de l’efficacité de la combustion (ex : lit fluidisé, gazéification du charbon couplée avec une turbine à gaz). Une piste de recherche particulièrement intéressante est l’amélioration de la qualité du combustible par prétraitement des charbons très humides (comme le lignite) ou contenant beaucoup de cendres.

Toutefois, l’amélioration effective des centrales à charbon est freinée par le faible coût du combustible et la quasi absence de contraintes économiques sur les émissions de CO2.

(Coal meeting the climate challenge. Technology to reduce greenhouse gas emissions. World Coal Institute. September 2007. pp. 29-31,

Pierre MARION. Les technologies du charbon propre - Captage et stockage géologique du CO2. IFP Energies nouvelles. Décembre 2007.,

Electricity Generation, Figures & Facts 2010-2011. VGB. 2010. pp. 18-19,

Priorités en matière d’infrastructures énergétiques pour 2020 et au-delà – Schéma directeur pour un réseau énergétique européen intégré. COM(2010) 677 final. Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions. 17 novembre 2010. pp. 42-44,

Power Generation from Coal 2011 - Ongoing Developments and Outlook. International Energy Agency. October 2011. pp. 11-22, pp. 28-37, pp. 41-44,

Chiffres clés du climat : France et monde - Édition 2012. Janvier 2012. p. 31,

La capture du carbone devrait recevoir un milliards d’euros du paquet sur les infrastructures. EurActiv. 9 février 2012.)

jeudi 20 décembre 2012, par HUCHERY Mélissa


Thèmes : Grands défis
Mots clés : Energie