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.

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.

Les crises énergétiques qui viennent...

A quoi ressemblera la fin des énergies fossiles ? Schématiquement, deux camps s'affrontent sur cette question. A ma gauche : les tenants du "pic" qui pensent que cette fin viendra de l'épuisement de la ressource. A ma droite : les optimistes qui croient que la baisse de la demande, permise par une plus grande sobriété ou le déploiement de nouvelles technologies, sera le facteur dominant.

Les incendies de Fort McMurray et la production de sables bitumineux : une répétition des futures crises énergétiques ?Je ne me suis jamais retrouvé complètement dans cette alternative. En particulier parce que je ne crois pas, comme le suggèrent ces deux scénarios, que la fin des énergies fossiles sera progressive. La production, la transformation et le transport d'énergie jouent un rôle trop central dans nos sociétés - tout en dépendant eux-même du bon fonctionnement de l'économie pour obtenir, par exemple, le travail et le capital dont ils ont besoin - pour qu'il n'existe pas quelque part quelques rétroactions
capables de transformer une déstabilisation à priori bénigne en effondrement.
Il ne s'agit guère plus que d'un pressentiment mais je crois que la fin des énergies fossiles pourrait être une crise brutale, l'affaire de quelques années peut-être, qui nous laisserait avec des stocks encore importants mais inexploitables et sans solutions de remplacement.

Pourquoi je vous parle de ça maintenant ? En dehors du fait que ça fait très longtemps que j'ai envie d'écrire à ce sujet, parce que l'actualité nous montre des situations qui pourraient être des prototypes à l'échelle locale de cette crise énergétique.


Venezuela : "crise de liquidité" énergétique


Le premier cas dont je voudrais parler est le Venezuela : le pays produit chaque jour de l'ordre de 2.5 millions de baril de pétrole mais de nombreux analystes prédisent une baisse (voire un effondrement total) dans les mois qui viennent. Pourquoi ? Faites votre choix : instabilité politique, sous-investissement...
Mais  une des menace sur la production vénézuélienne de pétrole me parait particulièrement intéressante. Le Venezuela connaît depuis le début de l'année de grave pénurie d'électricité. Ce n'est pas un hasard : le pays dépend à 70% de sa production hydroélectrique et El-Nino entraine régulièrement une baisse des précipitation sur la moitié nord du continent sud-américain. Le dernier épisode ayant été particulièrement intense, un peu partout les barrages sont vides. C'est notamment le cas du barrage de Guri qui en temps normal produit un tiers de l'électricité vénézuélienne. Or il faut de l'électricité pour produire du pétrole... faute de précipitations, la production pourrait baisser rapidement de 100 à 200.000 barils par jour.


"Plus d'électricité donc plus de pétrole : le Venezuela connait actuellement une "crise de liquidité" énergétique."





En effet, on l'oublie souvent mais il faut de l'énergie pour produire de l'énergie, il en faut même de plus en plus. Et à ce jeu là toutes les énergies ne se valent pas : généralement, il faut investir une énergie secondaire (c'est-à-dire qui ne se trouve pas dans la nature comme l'électricité ou les carburants raffinés) pour obtenir une énergie primaire (pétrole brut, charbon...) qui elle-même sera transformée pour produire des énergies plus facilement utilisable et de meilleure qualité.
Cette boucle est un facteur de vulnérabilité important : si vous n'avez plus d'énergie facilement utilisable, vous perdez votre capacité à produire et transformer des énergies primaires quelques soient les réserves dont vous disposez. Vous pouvez ainsi, comme le Venezuela, vous retrouver dans le noir alors que vous avez sous les pieds une mer de pétrole... C'est un peu l'équivalent pour l'énergie d'une crise de liquidité dans le secteur financier : vous faites faillite pas parce que vous n'avez plus d'argent mais parce que votre argent n'est pas disponible au moment où vous en avez besoin.


Fort McMurray, un effet d'hystérésis ?


Peut-être vous dites-vous qu'une telle situation ne peut être que temporaire : passée la crise, la production va reprendre et revenir à son niveau précédent. Je n'en suis pas si sur. Un autre événement récent pourrait bientôt illustrer ces doutes.

Vous en avez certainement entendu parler : un immense incendie a ravagé les environs de de Fort McMurray dans la province de l'Alberta au Canada. Fort McMurray est la "capitale" des sables bitumineux : sur quelques kilomètres carrés au nord de la ville sont produits chaque jour 2.4 millions de barils de pétrole, soit 2.5% de production mondiale.
L'incendie a forcé près de 100.000 personnes à évacuer, ce qui a entraîné l'interruption partielle de la production d'hydrocarbures même si les installations sont largement indemnes. La production a été amputée d'environ un million de barils par jour. Comme l'exploitation des sables bitumineux nécessite beaucoup de chaleur et que celle-ci est utilisée en cogénération, la production d'électricité est aussi affectée, environ 500MW manquent à la région.
Très vite, les autorités et les compagnies pétrolières se sont montrées rassurantes : on redémarera bientôt la production - c'est l'affaire de quelques jours, on reconstruira les maisons, et tout redeviendra comme avant... En réalité le redémarrage des installations a été régulièrement repoussé depuis et il n'est pas du tout évident que la région puisse se remettre du désastre : l'exploitation des sables bitumineux s'est développé grâce au prix élevé du pétrole. On peut reconstruire des maisons mais pas recréer les conditions de ce boom. L'activité était déjà en difficulté avant les incendies : 40.000 personnes ont été licenciées et n'ont aucune raison de regarder en arrière. Et parmi ceux qui ont encore un travail mais qui ont tout perdu, combien reviendront ?


"On peut reconstruire Fort McMurray mais pas recréer les conditions qui ont permis l'essor des sables bitumineux."





Il faudra attendre plusieurs mois pour savoir définitivement ce qu'il en est. Mais cet exemple montre que la production d'énergie peut être soumise à des effets d'hystérésis : elle a besoin de conditions particulières pour se développer, elle peut ensuite perdurer même si ces conditions ont cessé d'exister mais si elle est interrompue, rien ne garantit qu'elle redémarrera.


Nigeria : effet papillon et cercle vicieux


Les cas canadiens et vénézuélien présentent plusieurs similitudes : la production est interrompue par un événement extérieur indépendant mais relativement proche et dans les deux cas cet événement est lié à une situation climatique exceptionnelle - il est intéressant de noter que le changement climatique crée un environnement favorable à ce type de disruption. Mais d'autres chaînes de causalité peuvent exister.

C'est ce qui se passe en ce moment au Nigeria. Le pays connaît une grave crise économique. Le Nigeria était l'année dernière le premier producteur du continent avec 2.5 millions de barils par jours qui fournissaient 70% des ressources publiques, il a beaucoup souffert de la baisse des cours, aggravée par des manipulations hasardeuses de la monnaie nationale. Cette crise a vidé les caisses de l’État, l'obligeant notamment à baisser de 70% les fonds qu'il versait aux anciens rebelles du Delta du Niger depuis l’amnistie de 2009.
Que croyez-vous qu'il arriva ? Les attaques contre les infrastructures pétrolières qui avaient cessé depuis cette date ont repris. Un pipeline sous-marin appartenant à Royal Dutch Shell a été saboté en février amputant la production de 250.000 barils par jour, une plateforme off-shore de Chevron a été attaquée début mai (35.000b/j en moins) et Shell s'est résolu a évacuer ses salariés le 9 mai. La production de pétrole nigériane serait tombée à 1.7 millions de barils par jour, voire à 1.4 selon le ministre nigérian du pétrole, en tous cas son niveau le plus bas depuis des décennies.
Au-delà des pertes immédiates, ces attaques peuvent faire basculer le pays dans un cercle vicieux : la baisse de la production de pétrole rend plus difficile le redémarrage de l'économie et donc la stabilisation du Delta du Niger, insécurité qui à son tour nuit à la production et aux investissements, etc.


En guise de conclusion...


Avoir des champs de pétrole ou des veines de charbon ne suffit pas à produire de l'énergie. Il faut aussi que les facteurs de productions (capital, travail, énergie, matières premières...) soient disponibles et que les conditions (économiques, politiques, sécuritaires...) soient favorables. Or ces pré-requis dépendent aussi plus ou moins directement de la disponibilité de l'énergie.
Cette mécanique complexe peut être déréglée par une mauvaise gestion ou un événement extérieur. Localement, cela arrive déjà de temps à autres et arrivera de plus en plus avec le réchauffement climatique.


"Une ressource ne suffit pas pour produire de l'énergie : il faut des capitaux, du travail, de l'énergie disponible…"




Aussi longtemps qu'ils restent locaux, ces épisodes, même s'ils sont dévastateurs pour les sociétés concernées, peuvent être compensés par la production d'autres zones et les flux commerciaux. Mais une telle crise pourrait-elle se produire à l'échelle globale ? Peut-être. Il est peu probable qu'un événement unique en soit la cause, mais pourquoi pas une conjonction de crises locales aggravée par un ralentissement des échanges qui ne permettraient plus aux zones affectées de récupérer assez vite ?


Publié le 19 mai 2016 par Thibault Laconde

Illustration : By DarrenRD (Own work) [CC BY-SA 4.0], via Wikimedia Commons



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Signature, ratification, entrée en vigueur... les prochaines étapes pour l'Accord de Paris.

L'Accord de Paris sur le climat, adopté le 12 décembre 2015 à l'issue de la COP21, sera ouvert à la signature aujourd'hui à New York. Pour l'occasion, l'ONU organise une cérémonie à laquelle seront présents les représentants de 160 pays (au dernier comptage) et une cinquantaine de chefs d’État ou de gouvernement.
Mais que signifie réellement cette étape ? Que va-t-il se passer ensuite ? Voici ce qu'il vous faut savoir...


Adoption, signature, ratification, entrée en vigueur...


L'ouverture à la signature de l'Accord de Paris ne signifie pas qu'il va entrer en vigueur aujourd'hui. D'ailleurs le 22 avril n'est que l'ouverture à la signature, les États qui ne signeront pas aujourd'hui pourront se rattraper à n'importe quel moment dans les mois et les années qui viennent.

En fait pour que l'Accord de Paris (comme la plupart des accords internationaux) entre en vigueur, il faut passer par 4 étapes :
  1. Il faut d'abord que le texte soit adopté. C'est-à-dire que l'ensemble des participants à la négociation s'entendent sur son contenu. L'Accord de Paris a été adopté le 12 décembre 2015, à partir de ce moment-là le texte est figé mais il n'a encore aucune valeur juridique.
  2. Vient ensuite la signature qui n'est grosso modo qu'une confirmation de l'étape précédente. La Convention de Vienne de 1969, le texte de référence en la matière, nous dit qu'elle permet d'authentifier le traité et que les États signataires doivent s'abstenir d'actes contraires au traité... aussi longtemps qu'ils n'ont pas fait savoir officiellement qu'ils ont changé d'avis.
  3. Après la signature vient la ratification. C'est cet acte qui engage les États signataires. La procédure de ratification varie d'un pays à l'autre, elle est en général définie pas la Constitution. Dans la plupart des cas, elle passe par un acte du pouvoir exécutif, éventuellement avec l'approbation du législatif.
  4. Mais avant de produire un effet juridique, l'Accord doit encore entrer en vigueur selon les conditions prévues lors des négociations. C'est-à-dire qu'il doit être ratifié par au moins 55 États représentant au moins 55% des émissions de gaz à effet de serre.
La cérémonie d'aujourd'hui n'a donc qu'une portée symbolique : les États qui sont absents pourront signer plus tard, et les États qui signent aujourd'hui peuvent très bien renoncer à ratifier donc à appliquer le texte.


OK... Donc l'Accord de Paris entrera en vigueur quand ?


Le mandat de négociation de la COP21 prévoyait que le texte devrait entrer en vigueur en 2020. Mais l'Accord de Paris ne mentionne pas de date, seulement une condition : il entrera en vigueur 30 jours après avoir été ratifié par au moins 55 États représentant un total d'au moins 55% des émissions mondiales.
A quand cela peut-il nous mener ? Ces conditions sont les mêmes que celles du protocole de Kyoto qui a été adopté en décembre 1997 mais n'est entré en vigueur qu'en février 2005... Le chemin peut donc être long et il ne faut pas sous-estimer le travail restant.

Ceci-dit, l'Accord de Paris semble né sous de meilleurs auspices que son prédécesseur. Plusieurs États ont d'ores-et-déjà fait savoir qu'ils ratifieraient dès cette année.
C'est le cas notamment :
  • de la Chine, qui représentait 24.0% des émissions mondiale de gaz à effet de serre en 2010 selon la Banque Mondiale
  • Des États-Unis, qui pèse 16.3% (l'Accord a d'ailleurs été conçu pour pouvoir se passer d'un vote du Sénat ce qui permettra au Président Obama d'engager son pays avant de quitter le pouvoir)
  • De l'Inde, 6.2%,
  • Du Canada, 1.8%
  • Du Mexique, 1.5%
  • De l'Afrique du Sud, 1.1%
L'Union Européenne s'avance en ordre de dispersé, une fois n'est pas coutume, mais les États-membres peuvent ratifier le texte sans attendre que Bruxelles se réveille. En France (1.2% des émissions), un projet de loi de ratification a déjà été déposé et il sera examiné par l'Assemblée Nationale le 17 mai. L'Allemagne (2.2%) devrait aussi ratifier rapidement.
A eux seuls, ces 8 pays atteignent déjà pratiquement le seuil de 55% des émissions.

Le seuil de 55 pays devrait lui aussi être dépassé rapidement. Le Forum des pays les plus vulnérables qui compte 40 pays a demandé à ses membres de ratifier dès cette année. Une autre coalition, celle des pays les moins avancés (48 pays dont certains font aussi partie du groupe précédent), a pris position dans le même sens.

En bref, il est très peu probable que l'Accord de Paris attende jusqu'en 2020. Les plus optimistes estiment même qu'il pourrait entrer en vigueur dès cette année, 2017 ou 2018 semble cependant plus réaliste.


Et après ?


Il ne faut pas s'attendre à une révolution le jour où l'Accord de Paris entrera en vigueur. Les États resteront largement maîtres de leurs politiques climatiques, l'objectif de l'Accord étant plutôt de les coordonner et d'inciter à la transparence.

A long-terme cependant l'Accord de Paris fixe des objectifs ambitieux et devrait avoir une réelle influence sur les décisions économiques et les choix politiques. J'en ai déjà parlé largement. Si le sujet vous intéresse, je vous invite donc à consulter l'étude que j'ai consacré à ce sujet ou bien ces articles :

Publié le 22 avril 2016 par Thibault Laconde



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