Marchés du carbone

     

Les acteurs engagés dans un système d'échange de GES doivent acheter des quotas supplémentaires s'ils polluent plus que leur plafond. (©photo)

Sommaire

·  Définitions

·  Fonctionnement

·  Enjeux

·  Acteurs majeurs

·  Chiffres clés

·  Zone d'application

·  Passé et présent

·  Futur

Définition et catégories

Les marchés dits du carbone sont des marchés de négociation et d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (pas uniquement de CO₂).

Ils consistent à attribuer un prix aux droits à émettre des gaz à effet de serre (GES) afin d’inciter des acteurs - États ou entreprises - à réduire leurs propres émissions en échangeant entre eux des « droits à polluer ». Un « quota » correspond généralement à l’autorisation d’émettre une tonne d’équivalent de dioxyde de carbone (CO₂e) et constitue un étalon communément accepté pour les échanges.

Un certain nombre de marchés de quotas ont été mis en place à ce jour, notamment deux : le marché de quota issu du protocole de Kyoto appliqué aux émissions de GES et le marché européen d’échange de quotas de CO₂.

Signé en 1997 et entré en vigueur en 2005, le protocole de Kyoto (prolongé en 2012) pose les bases d’un marché international, à l’aide de trois mécanismes de flexibilité destinés à aider les 38 pays les plus industrialisés du monde (pays listés dans l’annexe B⁽¹⁾) à respecter leurs objectifs de réduction (objectifs individuels des pays engagés) :

·         un mécanisme international d’échange entre les pays de l’annexe B. Des UQA (Unités de Quantités Attribuées) sont distribués aux pays concernés en fonction de leurs objectifs de réduction d’émissions de GES fixé par le protocole. Les UQA sont vendables à d’autres Etats ;

·         le MDP (Mécanisme de Développement Propre) octroie des crédits d’émission de GES, dits URCE⁽²⁾, aux pays investissant dans des projets réduisant les émissions de GES dans des pays en voie de développement.

·         la MOC (Mise en Œuvre Conjointe) permet d’obtenir des crédits, dits URE⁽³⁾, grâce à l’investissement dans des projets réalisés dans un autre pays de l’annexe B.

Des systèmes d’échange régionaux et multinationaux se sont développés, afin de respecter les engagements pris dans le cadre du protocole de Kyoto (ex : Union européenne, Nouvelle-Zélande) ou en dehors de ce cadre (à l’échelle infranationale aux Etats-Unis). Il existe également des marchés volontaires (comme le Chicago Climate Exchange) qui engagent des entreprises à réduire leurs émissions. Chaque marché possède des caractéristiques propres, tant du point de vue des acteurs impliqués que des objectifs de réduction d’émissions de GES.

Instauré en 2005 au niveau européen, le SCEQE (système communautaire d’échange de quotas d’émissions), ou EU ETS⁽⁴⁾ en anglais, constitue le plus important système d’échange des crédits d’émission de gaz à effet de serre. Ce système vise à atteindre les objectifs de l’Union européenne dans le cadre du protocole de Kyoto. Il se trouve actuellement en phase III depuis le 1^er janvier 2013 et jusque 2020.

Fonctionnement technique ou scientifique

Fonctionnement général

La conception d’un marché carbone implique d’abord de délimiter son champ d’application en termes de gaz à effet de serre et de participants. L’ambition du système d’échange mis en place est définie par le niveau de plafonnement des émissions pour chaque émetteur de GES. L’existence d’un « cap » à ne pas dépasser doit créer la rareté nécessaire pour stimuler les échanges. Le prix des quotas est déterminé par l’offre et la demande.  

Contrairement aux autres marchés, il n’y a pas de flexibilité de l’offre. Les différents acteurs (entreprises ou États engagés dans un processus de réduction des émissions de GES) doivent acheter des quotas supplémentaires s’ils polluent plus que leur plafond.

Les systèmes de plafonnement et d’échange des crédits de carbone prévoient généralement une distribution gratuite de permis dans un premier temps. Ils peuvent être affectés selon les taux d’émission de GES du passé (« grandfathering »), selon des facteurs de référence (benchmarks) ou encore par enchères.

Deux acteurs peuvent réaliser leurs transactions de trois façons :

·         négocier directement entre eux (gré à gré) ;

·         par le biais d’un intermédiaire financier (plus aisé pour les petits émetteurs qui connaissent mal le marché) ;

·         via une bourse comme BlueNext.

Un organisme de réglementation veille au respect du plafonnement. Des registres ou journaux de transactions permettent une surveillance globale. En cas de non respect du plafonnement, les sanctions varient : les pays engagés par le Protocole de Kyoto ne peuvent plus vendre de permis jusqu’à ce que le Comité du respect des engagements leur restitue leur droit. Des pénalités financières sont prévues dans le cadre du SCEQE.

Des standards internationaux, comme le label Gold Standard, et dispositifs nationaux (charte de compensation volontaire par l’Ademe en France) permettent d’attester la qualité et la fiabilité des unités carbone et d’encourager les bonnes pratiques.

Illustration : le SCEQE⁽⁵⁾

Chaque État membre établit un Plan National d’Allocation des Quotas (PNAQ) et le fait approuver par la Commission européenne qui peut l’amender. Les principales industries émettrices de gaz à effet de serre reçoivent alors des quotas d’émission (EUA).

Lorsqu’une entreprise produit moins de CO₂ que son plafond, elle peut vendre ses surplus. Si elle dépasse ce plafond, elle peut acheter des quotas supplémentaires sur le marché ou réduire sa production.

Les transactions sont inscrites dans des registres électroniques créés par les États membres. Au niveau européen, elles sont supervisées par un administrateur central nommé par la Commission, qui traque les irrégularités. Le système de registres européens est lié à celui utilisé pour le protocole de Kyoto.

Contrairement au système de commerce du Protocole de Kyoto, le SCEQE autorise le commerce avec des entités non touchées par le plafonnement comme les banques d’investissement.

Enjeux par rapport à l'énergie

Les enjeux du marché du carbone sont avant tout environnementaux. La Convention-Cadre des Nations Unies sur les Changements Climatiques (CCNUCC) entend limiter la hausse moyenne de la température mondiale et a instauré une politique de réduction des émissions de GES dans cette optique. Le protocole de Kyoto impose des obligations chiffrées (Annexe B) aux pays signataires afin de mettre en œuvre la CCNUCC. L’Union européenne et ses États membres se sont ainsi engagés à réduire leurs émissions de GES de 8% au cours de la période 2008-2012 et de 20% au cours de la période 2013-2020⁽⁶⁾, par rapport aux niveaux de 1990.

En l’absence d’une taxation carbone, le SCEQE constitue le seul outil économique mis en place par l’UE afin d’aider les pays européens à respecter leurs engagements nationaux. L’intérêt est également d’ordre économique selon la Commission européenne⁽⁷⁾ : puisque les quotas sont échangeables, les réductions d’émissions se font là où elles sont les moins coûteuses. Le SCEQE part du principe que la solution la plus rentable pour réduire les émissions de GES est d’attribuer un prix au carbone.

Les systèmes d’échange locaux et marchés volontaires non contraints par Kyoto peuvent résulter de deux types de considérations :

·         faire de la « pré-compliance » : anticiper que son activité va être intégrée plus tard dans un système de prix du carbone ;

·         réduire volontairement son empreinte carbone pour des raisons citoyennes ou d’image.

Le recours au marché pour défendre le bien commun que constitue l’environnement fait cependant l’objet de critiques : le commerce des droits à émettre des tonnes d’équivalent CO₂ constitue un outil de gestion des émissions et non de réduction intrinsèque des émissions. Le développement de produits dérivés sur le marché et la spéculation pesant sur les cours inquiètent. Le montant des pénalités pour non respect des quotas (100 euros par tonne de CO₂e en 2013) est également jugé trop faible par plusieurs ONG pour exercer un effet dissuasif sur les grands groupes.

Acteurs majeurs

Les acteurs impliqués dans le marché du carbone sont très divers : pays, régions, entreprises, acteurs financiers, bourses, entités de gestion et d’audit, ONG, etc.

A titre indicatif, le SCEQE concerne actuellement près de 11 000 installations fortement émettrices de GES dans les secteurs de l’énergie, la production et la transformation des métaux ferreux, l’industrie minérale, la fabrication de pâte à papier, et la fabrication de papier et de carton. Les vols aériens de la plupart des 31 pays participants au SCEQE sont inclus dans ce marché. Des secteurs comme les bâtiments, les transports (non aérien) ou les déchets ne sont pas concernés par le SCEQE.

Chiffres clés

·         La valeur annuelle des échanges réalisés dans le cadre du SCEQE a atteint 77 milliards d'euros en 2011⁽⁸⁾. Cela représente moins d’une journée d’échanges sur le marché du pétrole.

·         Près de 45% des émissions de l'Union européenne sont concernées par le SCEQE en 2013.

·         En octobre 2013, le prix de la tonne de carbone sur le marché européen du carbone est inférieur à 5 euros⁽⁹⁾.

Zone d'application

Le SCEQE constitue le système d’échange des droits à émettre des GES le plus important au monde. Il regroupe les 28 États Membres et trois pays voisins depuis début 2008 : l’Islande, la Norvège et le Liechtenstein.

Le volume des échanges et le nombre de participants au sein du SCEQE ont fortement augmenté entre 2005 et 2009, comme le rappelle une étude⁽¹⁰⁾ du Conseil économique pour le développement durable en 2010 :

Volumes de transactions de quotas européens depuis le lancement du SCEQE (©Mission Climat de la Caisse des Dépôts)

D’autres systèmes se développent à l’échelle nationale ou locale sans qu’ils soient contraints par un objectif de réduction dans le cadre du protocole de Kyoto. C’est le cas de la RGGI (Regional Greenhouse Gas Initiative) qui réunit sept États du nord-est des États-Unis.

De nombreux pays se sont ainsi engagés dans la constitution de marchés nationaux ou régionaux du carbone au Canada, en Australie, en Nouvelle-Zélande, au Japon ou encore au Mexique. Des discussions existent entre les partenaires internationaux pour éviter des modèles de régulation trop différents entre les différents marchés.

Il n’existe actuellement pas d’interconnexions directes entre les différents marchés de droits à émettre des GES mais « quelques interconnexions indirectes via les mécanismes de projets : par exemple, il est possible d’utiliser des crédits issus de projets Kyoto pour faire de la compensation volontaire, un peu de compensation sur le marché EU-ETS et sur le marché néo-zélandais. Ce n’est pas le cas sur le RGGI pour l’instant »⁽¹¹⁾.

Les marchés de quotas en développement dans le monde, hors SCEQE (©Mission Climat de la Caisse des Dépôts)

Passé et présent

Dès 1990, les États-Unis instaurent un marché national sur le dioxyde de soufre (SO₂) pour lutter contre les pluies acides, dans le cadre du Clean Air Act. Celui-ci octroie déjà des permis d’émission. Il a pu inspirer les marchés du carbone actuels bien que les deux systèmes ne soient pas réellement comparables.

Lors des négociations du protocole de Kyoto, les États-Unis ont défendu l’instauration d’un marché des quotas de carbone. Les États-Unis se trouvent ainsi à l’initiative du pilier central de la politique climatique internationale, bien que le pays n’ait pas encore ratifié le protocole.

Au niveau communautaire, le SCEQE se trouve dans sa phase III (janvier 2013- décembre 2020), après une première phase pilote (janvier 2005-décembre 2007) et une phase II d’apprentissage (janvier 2008-décembre 2012).

Futur

Le renforcement et l’extension du SCEQE en phase III (janvier 2013-décembre 2020) doit lui conférer une plus grande crédibilité. De nouvelles installations (captage, transport et stockage de gaz à effet de serre notamment) sont concernées. Les plafonds d’émission nationaux acceptés entre 2008 et 2012 sont remplacés par un plafond unique pour toute l’Union européenne. Un plafond qui diminuera de 1,74% par an jusque 2020. Un système de vente aux enchères des quotas se substituera à l’allocation gratuite qui prévaut.

Devant le développement de nouvelles plateformes d’échange, l’interconnexion des marchés constitue un enjeu important afin de faire émerger un « marché international du carbone ». En 2007, un partenariat d’action sur le carbone a été créé pour soutenir ce processus. Une connexion entre le SCEQE et le marché australien du carbone est envisagée à l'horizon 2015⁽¹²⁾.

Le signal-prix du carbone est aujourd'hui trop faible sur le SCEQE pour inciter les entités concernées par le marché à réduire leurs émissions et à réaliser des investissements dans ce sens. Les institutions européens cherchent actuellement les moyens de renforcer véritablement ce marché (notamment par le biais d'un gel partiel des allocations de quotas en juillet 2013).

Concrètement

Le signal-prix (prix obtenu à l’aide de diverses actions comme les subventions, la fiscalité ou d’autres formes de règlementations) du carbone doit être suffisamment élevé et robuste sur le marché pour orienter les comportements des acteurs économiques.

Malgré son statut de référence, le marché des échanges européens a connu plusieurs chocs successifs, entraînant une variation importante des cours du prix du carbone :

• avril 2006 : chute très importante des cours suite à l’annonce de surévaluation de l’offre de quotas par rapport à la demande;
• 2009 : fraude à la TVA qui nécessite une adaptation du régime fiscal adaptable au système des quotas;
• mars 2010 : confiance des marchés mise à mal avec l’arrivée de crédits internationaux inutilisables;
• janvier 2011 : suspension du marché suite au vol de milliers de permis d’émissions dans 14 pays .
• juillet 2013 : gel des quotas de CO2 (backloading) suite à un vote du Parlement européen.

Ces chocs des cours du prix du carbone nourrissent une certaine suspicion vis-à-vis du marché européen du carbone, d’autant plus qu’il interagit avec les autres marchés.

SOURCE/ CONNAISSANCE DES ENERGIES

LA TEP

Unités de l’énergie : qu’est-ce qu’une tep ?

     

Dans les bilans énergétiques, l’usage de la tep est considéré par beaucoup d’observateurs comme plus compréhensible que l’usage du joule. (©photo)

Une « tep » ou « tonne d’équivalent pétrole » équivaut à l’énergie calorifique résultant de la combustion d’une tonne de pétrole brut « moyen ». Cette unité de mesure est très fréquemment employée par les statisticiens pour exprimer dans une unité commune des données de production et de consommation relatives à différentes énergies.

Dans le système international d’unités, le joule (J) constitue l’unité de référence de mesure de l’énergie (elle est microscopique, sachant que 1 kWh équivaut à 3 600 000 J) mais c’est la tep qui s’est dans la pratique imposée dans la plupart des bilans énergétiques au niveau international (1 tep ≈ 4,1868.10¹⁰ J, soit 41,868 GJ), reflétant ainsi l’importance économique et politique du pétrole(1). Pour rappel, le pétrole comptait en 2015 pour 32,9% de la consommation d’énergie primaire dans le monde(2).  

Dans les bilans énergétiques, c’est généralement un des multiples de la tep qui est employé : la « mégatep » ou Mtep (10⁶ tep). La consommation d’énergie primaire dans le monde a par exemple atteint 13 147 Mtep en 2015(3) (239 Mtep en France, 3 014 Mtep en Chine). Précisons toutefois que d’autres unités sont encore utilisées dans les statistiques de certains pays comme le « British thermal unit » (Btu)(4) aux États-Unis.

Notons par ailleurs que la tep est une unité adaptée à l’origine à la mesure d’énergie calorifique « primaire ». Or, il est compliqué de définir ce qu’est l’énergie « primaire » dans le cas de certaines installations produisant de l’électricité « finale » : centrales nucléaires, panneaux photovoltaïques, éoliennes, etc.(5). Les statisticiens ont donc recours à des conventions purement arbitraires : pour les filières renouvelables produisant de l’électricité autrement qu’à partir de chaleur (hydroélectricité, éolien, photovoltaïque, énergies marines), la correspondance « arithmétique » 1 GWh ≈ 86 tep (sachant que 1 Wh = 3 600 J) est utilisée pour toute conversion en énergie primaire dans les bilans énergétiques.

Dans le cas du nucléaire, il a été retenu de façon arbitraire un rendement de conversion de 33% pour calculer une quantité d'énergie primaire à partir d’une production électrique constatée. Autrement dit, on estime que la production de 1 kWh d’électricité nécessite en amont 3 kWh de chaleur « primaire » en raison des différentes pertes(6) : 1 GWh d’origine nucléaire est ainsi comptabilisé en énergie primaire comme 86 tep /0,33 ≈ 260 tep(7).

Précisons que l’on utilise très souvent par commodité des unités de volume plutôt que des unités d’énergie : le baril pour le pétrole (près de 159 litres), le m³ pour le gaz(8), etc. Il s’agit d’approximations puisque la valeur énergétique d’un baril de pétrole ou d’un m³de gaz dépend de la qualité de ces hydrocarbures.

A quoi correspond un baril « équivalent pétrole » ?

Total a annoncé que sa production d’hydrocarbures avait atteint 2,347 millions de barils équivalent pétrole par jour (Mbep/j) en 2016. (©Anadarko)

Comme la tonne « équivalent pétrole » (tep ou toe⁽¹⁾ en anglais), le baril « équivalent pétrole » (bep ou boe en anglais) est une unité conventionnelle permettant la comparaison entre différentes sources d’énergie, notamment entre le pétrole, le gaz naturel et le charbon.

Les différentes quantités d’énergies fossiles peuvent ainsi être ramenées au nombre d’unités de pétrole brut qui possèdent le même pouvoir calorifique. Cela permet notamment aux groupes pétro-pétroliers d’exprimer dans une même unité leurs productions ou leurs réserves de pétrole et de gaz naturel et de les additionner dans leurs bilans

Une tonne de pétrole brut a un pouvoir calorifique de près de 42 GJ en moyenne (1 GJ = 1 milliard de Joules)⁽²⁾. Sachant que 1 000 m³ de gaz naturel ont, en moyenne, un pouvoir calorifique de 38 GJ, il est possible d’exprimer le pouvoir calorifique d’un volume de gaz en « équivalent pétrolier » avec la conversion suivante : 1000 m³ de gaz ≈ 0,9 tep (inversement 1 tep ≈ 1 100 m³ de gaz).

Les volumes de pétrole sont souvent exprimés en barils (près de 159 litres⁽³⁾). La densité du pétrole varie et l’agence internationale de l’énergie (AIE) utilise comme convention qu’une tonne de pétrole contient environ 6,84 barils (BP utilise comme convention 1 tonne de pétrole = 7 barils⁽⁴⁾). 

L’AIE retient ainsi les équivalences suivantes :

• 1 bep = 0,146 tep = 161 m³ de gaz ;
• 1 000 m³ gaz = 6,2 bep.

Comment convertir des TWh en tep ?

Le rendement des centrales géothermiques produisant de l'électricité est évalué à près de 10%. (©photo)

La tep (tonne d’équivalent pétrole) mesure l’énergie calorifique d’une tonne de pétrole « moyen »⁽¹⁾, soit 42 gigajoules (GJ). Le mégawattheure (MWh) mesure l’énergie fournie par une source d’énergie d’une puissance d’un mégawatt fonctionnant pendant une heure, soit 3 600 mégajoules (3,6 GJ).

« Arithmétiquement » donc, 1 tep ≈ 11,6 MWh et 1 TWh (= 10⁶ MWh) ≈ 86 000 tep.

Mais, physiquement, la tep est une unité adaptée à la mesure des énergies calorifiques primaires, en particulier fossiles, alors que le kWh est utilisé pour mesurer des énergies finales consommées par l’utilisateur, essentiellement mécaniques et électriques.

Or, toute énergie finale utilisée ne peut être obtenue à partir d’une énergie primaire que par une suite de transformations dont le rendement global, toujours inférieur à 100%, dépend du processus utilisé. Ainsi, pour produire de l’électricité, ce rendement atteint 10% à partir de la chaleur géothermique, 33% pour le nucléaire, 40% pour le charbon et jusqu’à 60% pour les centrales à gaz à cycle combiné (CCGT). En toute rigueur, toute équivalence effectuée entre des quantités d’énergies primaires calorifiques (tep ou « TWh thermiques ») et celles d’électricité qui en sont issues (« TWh électriques » ou TW_e) devrait être effectuée à partir de ces rendements.

Aujourd’hui, la correspondance « arithmétique 1 TWh_e ≈ 86 ktep » a été imposée par l’AIE pour les énergies électriques produites à partir des différentes sources d’énergies, hors nucléaire et géothermie. Pour l’électricité d’origine nucléaire, il a été retenu la conversion 1 TWh_e nucléaire ≈ 260 ktep. Pour l’électricité d’origine géothermique, il a été retenu la conversion 1 TWh_e géothermique ≈ 860 ktep.

source: CONNAISSANCE DES ENERGIES

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Centrale à charbon

   

Une des centrales à charbon allemandes qui ont généré près de 44% de l'électricité outre-Rhin en 2015. (©photo)

Sommaire

·  Définition et catégories

·  Fonctionnement

·  Enjeux

·  Acteurs majeurs

·  Unités et chiffres clés

·  Zone de présence

·  Passé et présent

·  Futur

Définition et catégories

Une centrale à charbon produit de l’électricité en utilisant la chaleur générée par la combustion du charbon.

Le charbon est un combustible fossile d’origine organique. Il est le résultat de la transformation de résidus de forêts enfouis dans le sol depuis près de 300 millions d’années (ère carbonifère). Par enfouissement, sous l’effet de pressions et de températures élevées dues à la profondeur, les végétaux ensevelis se sont décomposés puis transformés en une matière solide et combustible à haute teneur en carbone : le charbon. Il existe plusieurs catégories de charbon qui dépendent de la teneur en carbone, en soufre et en eau.

Les centrales à charbon utilisent cette source d’énergie pour produire de l’électricité. Après avoir été trié et lavé, le charbon est brûlé dans une chaudière. La chaleur générée par cette combustion chauffe l’eau jusqu’à ce qu’elle se transforme en vapeur. Cette vapeur entraîne une turbine qui, associée à un alternateur, génère de l’électricité.

Fonctionnement technique ou scientifique

Après avoir été extrait, le charbon peut être transformé en combustible pour alimenter une centrale thermique. Deux techniques peuvent alors être employées.

Technique n°1 : la combustion de poussière de charbon

Le charbon est broyé, mis sous forme de petits morceaux afin de le réduire en poussière fine qui va servir de combustible. Une fois mélangée à l’air, cette poussière est injectée puis brûlée dans une chaudière à plus de 1 400°C. Cette combustion produit la chaleur nécessaire pour chauffer l’eau qui circule dans des tuyaux. Sous l’effet de la chaleur, l’eau se transforme en vapeur à haute pression et permet d’entraîner une turbine. Les rotations de la turbine (énergie cinétique) sont transformées en énergie électrique grâce à un alternateur qui convertit l’énergie transmise par la turbine. Ce mécanisme basé sur l’entraînement d’une turbine par la vapeur est identique à celui des autres centrales thermiques (gaz, fioul, nucléaire).

Cette technique qui consiste à pulvériser la poussière et à la mélanger avec de l’air est largement utilisée dans les centrales à charbon. Toutefois, la rentabilité énergétique de ce procédé dépend de la qualité du charbon utilisé. Le pouvoir calorifique du charbon dépend notamment de sa teneur en carbone. Le lignite est composé de 50 à 60% de carbone et les sous-bitumineux sont constitués de 60 à 70% de carbone. Ce sont des charbons de rangs inférieurs. Les charbons-vapeur sont des bitumineux. Il s’agit de charbon de haut rang dont la teneur en carbone est comprise entre 70 et 90%.

Technique n°2 : le « lit fluidisé »

La technique du « lit fluidisé » peut également être utilisée : le charbon est simplement concassé et conduit à former un « lit » maintenu en sustentation par injection verticale d’air. Les particules de charbon brûlent en suspension et les poussières partiellement brûlées sont récupérées pour être ensuite réinjectées dans la chaudière. Cette technique permet donc d’obtenir une combustion totale à une température allant de 850 à 900°C (au lieu de 1400°C dans une chaudière classique). Ce procédé a de nombreux avantages, tels qu’un haut rendement et la possibilité de brûler des charbons de mauvaise qualité. De plus, cette technique est peu polluante : la température inférieure à 900°C garantit une faible teneur des fumées en oxydes d’azotes ainsi qu’en métaux lourds. Elle permet également la désulfuration des fumées et retient dans ses cendres la quasi-totalité du chlore et du fluor.

Enjeux par rapport à l'énergie

Les besoins en électricité ainsi que les préoccupations géopolitiques et environnementales replacent au centre du débat les centrales à charbon.

·         Le prix du charbon est compétitif et relativement stable. Par conséquent, les coûts de production des centrales à charbon ne varient que peu et demeurent compétitifs (plus encore avec l'exploitation des gaz de schiste aux États-Unis qui rend disponible de grandes quantités de charbon sur le marché).

·         Les centrales à charbon jouent un rôle majeur dans la production mondiale d’électricité. Le charbon est la première énergie utilisée pour produire de l’électricité, sa part dans le mix électrique mondial avoisinant 41%⁽¹⁾.

·         Cependant, les centrales à charbon ont un impact négatif et lourd sur l’environnement. Elles rejettent du méthane (CH4), des oxydes d’azote (les NO_x) et du gaz carbonique (CO₂). Lors de sa combustion, le charbon émet plus de gaz carbonique que le pétrole et a fortiori que le gaz naturel.

Acteurs majeurs

Aux côtés des grands fournisseurs d’électricité, Engie, EDF et EON en Europe, Inter RAO en Russie, des « utilities » américaines et des combinats indiens et chinois, le marché mondial des centrales thermiques à charbon est de plus en plus dominé par les constructeurs de turbines maîtrisant l’électrotechnique. Citons Siemens, Alstom, Vatenfall en Europe, General Electric et Westinghouse aux États-Unis, Hitachi et Mitsubishi au Japon, Cosmic Engineering en Inde.

Dans le monde entier, l’effort de recherche et développement se porte sur la réduction de l’impact environnemental des centrales à charbon grâce aux techniques dites de « charbon propre », en particulier avec la capture et le stockage du CO₂. Des centres de recherche du département de l’énergie tels que l’EPRI et l’ORNL (Oak Ridge National Laboratory) aux États-Unis, le BRGM et IFP Energies nouvelles en France, coordonnent ces recherches.

Unités de mesure et chiffres clés

Selon les estimations de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), le rendement moyen mondial du charbon était d’environ 2 083 kWh/tonne (soit une efficacité de 30%) en 2009. En Europe, ce chiffre était d’environ 2 630 kWh/tonne de charbon (efficacité de 38%). Le rendement moyen des centrales supercritiques au charbon dépasse 45%.

Zone de présence ou d'application

Le charbon se trouve partout en grande quantité et certains États en ont fait leur source d’énergie principale pour produire de l’électricité. Les plus grandes réserves de charbon se trouvent aux États-Unis, en Russie, en Chine (ces pays disposant à eux trois de 57% des réserves prouvées dans le monde à fin 2015)⁽²⁾. L'Australie, l'Inde, l'Allemagne, l'Ukraine, le Kazakhstan et l'Afrique du Sud possèdent également d'importantes réserves (avec plus de 30 milliards de tonnes de réserves prouvées à fin 2015 dans chacun de ces pays).

Les principaux acteurs qui produisent de l’électricité grâce aux centrales à charbon sont les États détenant d’importantes réserves. La part de la production d’électricité issue du charbon en 2012 est de 94% en Afrique du Sud, 86% en Pologne, 81% en Chine, 69% en Australie, 68% en Inde et 43% aux États-Unis et en Allemagne⁽³⁾. Les centrales à charbon jouent un rôle clé dans la production d’électricité de ces pays. D’importants projets de modernisation et de développement des centrales à charbon sont notamment en cours en Chine.

Les pays en développement ont d’énormes besoins en électricité et le charbon est un moyen simple et économique pour satisfaire leurs besoins en toute sécurité. Près des deux tiers des centrales électriques fonctionnant au charbon sont construites dans les pays en développement.

Passé et présent

Les propriétés du charbon ont rapidement été découvertes. C’est un très bon combustible qui brûle longtemps et qui produit de la chaleur. Le charbon a d’abord servi pour chauffer les maisons et faire fonctionner les machines, puis très rapidement il a été utilisé pour produire de l’électricité.

Les centrales à charbon se sont développées et ont enclenché la marche vers la seconde révolution industrielle au XIX^e siècle. L’utilisation du charbon pour produire de l’électricité s’est vite répandue car elle met en œuvre un processus aisé et peu coûteux. Au fil du temps, des techniques de pointe se sont développées afin d’améliorer la performance des centrales à charbon. Au début du XX^e siècle, leur puissance unitaire n’était que de quelques dizaines de MW (mégawatts) alors qu’elle dépasse aujourd’hui les 1 000 MW.

Par ailleurs, les centrales à charbon récentes émettent 40% de CO₂ en moins que les centrales à charbon du milieu du XX^e siècle tout en demeurant une source de pollution atmosphérique importante (poussières, NO_x, SO₂) et d’effet de serre (CH4, CO₂).

La prolifération des centrales à charbon pose des problèmes environnementaux. Une étude du Massachussetts Institute of Technology (MIT) réalisée en 2007 révélait en 2007 la construction de deux nouvelles centrales à charbon par semaine en Chine.

Futur

De nouvelles avancées technologiques pourraient améliorer les rendements des centrales à charbon tout en protégeant l’environnement :

·         les techniques de « charbon propre » telles que la désulfuration et la dénitrification pourraient réduire l’impact sur l’environnement ;

·         intensifier les recherches pour augmenter l’efficacité et les rendements des centrales à charbon réduirait les émissions de CO₂ ;

·         développer des techniques de captage et de stockage du CO₂ (CSC) permettrait de récupérer et d’enfouir sous terre les émissions de ce gaz ;

·         les avancées technologiques devraient pouvoir être industrialisées à des coûts compatibles avec les exigences économiques, ce qui n’est pas encore obtenu.

Passer de centrales sous-critiques (rendement thermique d’environ 30%) à des centrales ultra-supercritiques (rendement thermique d’environ 46% pour les dernières centrales construites en Europe) permettrait notamment de réduire d’environ 30% les émissions de CO₂ par kWh produit. Selon le GIEC, l’amélioration du rendement des centrales et le déploiement à large échelle de systèmes de capture et de stockage de CO₂ sont indispensables pour atteindre les objectifs fixés par la COP21. Début 2016, seuls 15 projets de CSC étaient en service dans le monde auxquels devraient s'ajouter 7 nouveaux projets d'ici 2017.

SOURCE: CONNAISSANCE DES ENERGIES