Lettre géopolitique de l'électricité avril 2023
EDF a réparé tous les réacteurs nucléaires de dernière génération affectés par la corrosion sous contrainte
Les lourds travaux de réparation sur les réacteurs nucléaires les plus puissants du parc français, à la suite de la découverte de sérieux problèmes de corrosion sous contrainte, sont terminés. Il aura fallu 17 mois à EDF pour le faire ce qui permettra de préparer avec plus de sérénité le prochain hiver.
Dans l’indifférence quasi générale, le réacteur numéro 1 de la centrale de Chooz a été reconnecté au réseau en milieu de semaine dernière. Cette reconnexion permet à la centrale de produire à pleine puissance dès cette semaine pour la première fois depuis plus de 500 jours.
Mais plus marquant, il s’agit du dernier réacteur du palier dit «N4» à revenir en production sur le réseau. Palier qui est à la fois le plus récent, le plus puissant du parc français (1.450 MW par réacteur), mais surtout celui sur lequel le problème de corrosion sous contrainte a été identifié fin 2021 et qui n’a ainsi rien produit en 2022. Il existe quatre réacteurs, sur les 56 du parc, de cette génération deux à Civaux et deux à Chooz. Leurs constructions ont commencé entre 1984 et 1991 et leurs raccordements au réseau ont été effectués entre 1996 et 1999.
Fin des lourds travaux de réparation sur les réacteurs les plus puissants du parc
Ce retour marque donc de facto la fin des lourds travaux de réparation des plus puissants réacteurs sur lesquels la France peut compter avant l’entrée en service de l’EPR de Flamanville l’an prochain… si tout va bien. Et tout cas, être capable en 17 mois d’identifier, caractériser, trouver une solution et réparer un problème de cette ampleur est un défi industriel qui aura été relevé haut la main par toute l’industrie nucléaire, démontrant s’il était encore nécessaire de le faire, ses capacités à faire face à la plupart des aléas.
Bien entendu, ce symbole ne saurait s’apprécier qu’en regardant la capacité de production du parc par rapport à l’an dernier. Et une nouvelle fois, la différence est frappante. La production nucléaire a ainsi atteint 25 TWh en avril 2023, en hausse de 14,7% par rapport à 2022. D’excellents résultats qui permettent de replacer la France comme étant le principal exportateur d’électricité en Europe, mais aussi de préparer avec beaucoup plus de sérénité l’hiver prochain.
Finir l’ensemble des travaux et les opérations de maintenance avant l’hiver prochain
Car il s’agit bien de l’enjeu sous-jacent: les mois actuels, avec une consommation basse grâce à l’absence de chauffage, doivent être mis à contribution pour effectuer l’ensemble des travaux (modernisation, rechargement de combustible, etc…) pour assurer une disponibilité maximum du parc durant les mois froids à venir.
La même prévenance doit être observée par ailleurs avec les stocks d’eau des barrages hydroélectriques. La gestion d’un réseau électrique est une affaire de vision à long terme. C’est dans cette optique que 22 réacteurs sont actuellement à l’arrêt, et qu’une vingtaine d’autres doivent encore s’arrêter afin d’avoir redémarré avant la fin de l’automne.
Une première étape
La prouesse du redémarrage de l’ensemble du palier N4 n’est donc qu’une première étape d’une véritable course contre la montre, qui doit permettre au pays de disposer à nouveau d’une source de production d’électricité quasi intégralement décarbonée lui permettant d’affronter les besoins de l’hiver quels que soit les rebondissements géopolitiques. Dans un pays touché par la sinistrose, ce genre de résultat fait du bien à toute une filière, souvent décriée.
Philippe Thomazo
Une pale d'éolienne se casse en deux à Jazeneuil
Centre Presse le 10-5-23
Une des éoliennes de la Berceronne avait-elle un défaut ?
(Photo NR-CP)
Q Energy France inaugurait, fin septembre 2022, le parc éolien de Berceronne (trois éoliennes) sur la commune de Jazeneuil. Les éoliennes ont été montées entre février et mars 2022. Ce mercredi 10 mai 2023, vers 17 h, deux promeneurs ont entendu deux « boums » successifs et ont constaté qu'une des pales de la première éolienne était cassée mais non détachée. La mairie de Jazeneuil a été prévenue.
Rédaction
Une éolienne de 15 MW ( 280 m de hauteur, diamètre rotor 236m !!! )
L’installation du prototype de turbine V236-15,0 MW™ du fabricant Vestas a été achevée en décembre 2022, où la turbine a également produit son premier kWh d’électricité. Le prototype est installé au centre d’essai national d’Østerild pour les grandes éoliennes dans le Jutland occidental, au Danemark, où il sera soumis à un vaste programme d’essais et de vérification pour garantir sa fiabilité avant le début de la certification de type complète et de la production en série.
Le modèle V236-15.0 possède un diamètre de rotor de 236 mètres et une surface de pale de plus de 43.000 m2, soit la superficie de 6 terrains de football. C’est la plus haute du monde avec 280 mètres. Crédit VESTAS
C'est un bombardement éolien" : le collectif Allier citoyen se mobilise à Moulins
Le but, c’était de faire du bruit contre le « déferlement éolien sur l’Allier ». Le Collectif Allier citoyen a manifesté son opposition à Moulins samedi 13 mai.
Ils ont essayé une autre forme de mobilisation. Pas sûre qu’elle ait été comprise, samedi matin. Des voitures arborant pancartes « Non aux éoliennes » et drapeau bourbonnais ont sillonné Moulins, en klaxonnant. Il était prévu aussi que la trentaine de personnes mobilisées par le collectif Allier cioyen, qui se bat contre le « déferlement éolien dans l’Allier », distribue « 500 à 700 tracts », ainsi que des bulletins d’adhésion aux associations réunies dans le collectif.
« On n’a pas voulu faire de manifestation, d’effet de masse, mais opter pour une autre forme de visibilité, bon enfant, sans pour autant gêner la circulation », explique Christian Milla, président de Bourbon’air et membre d’Allier Citoyen
« L’idée de cet “événement de communication” vient d’une frustration et une déception énormes. Les résultats de l’enquête publique sur Le Theil/Deux Chaises ont été à l’avantage du projet, alors que 90 % des 1.300 contributions sont des avis négatifs. Cela a été balayé d’un revers de main. C’est pour nous un déni de démocratie. Il y a des problématiques, de méthodologie, environnementale et de biodiversité. Nous allons financer des études ».
Le collectif dénonce, au-delà du cas particulier, un « bombardement éolien sur l’Allier » : « On a soixante-dix projets dans l’Allier à différents stades, compte Jean-Michel Desmon, président d’Allier citoyen. « Dont certains en sommeil certes, mais ils continuent d’exister ; le projet de Treban a été réveillé après dix ans. On a trente-sept promoteurs éoliens qui écument le territoire, de toutes les nationalités, chinois, allemand, canadien, danois, français… On va avoir trois enquêtes publiques d’ici la fin de l’année : Chazemais, Liernolles, Le Bouchaud. Ça s’accélère. À chaque fois, ce sont 2.000, 2.500 pages de dossier technique qu’il nous faut analyser ».
Les problématiques d’un tel « déferlement », pour Allier citoyen sont d’abord d’ordre « paysager », mais pas seulement : « Les nuisances acoustiques sont réelles. On a encore une belle biodiversité, il nous faut la protéger. Et le problème avec l’éolien, c’est l’intermittence, il faut la compenser. C’est difficile à défendre. Il y a sans doute plus judicieux. Si on s’intéresse un peu à la production d’électricité en France, on voit bien qu’elle est déjà décarbonée ». Pour autant, Allier citoyen se « défend » d’être « pro nucléaire » : « du solaire sur les toitures, pas les sols ; de la méthanisation intelligente, du solaire thermique malheureusement toujours oublié… »
Les sept péchés capitaux de la stratégie énergétique allemande (2/2)
Les sept péchés capitaux de la stratégie énergétique allemande (2/2)
Publié le 03.04.2023 par Jean-Jacques Nieuviaert
Une tribune sur la politique énergétique allemande, en deux parties, signée Jean-Jacques Nieuviaert, président de la Société d’Etudes et de Prospective Energétique (SEPE). Retrouvez la première partie ici !
E – Le piège des renouvelables
Concrètement, l’Energiewende, c’est la fuite en avant dans le développement des renouvelables intermittentes. Et depuis la crise ukrainienne la vitesse de cette fuite a nettement augmenté.
Le 7 avril 2022, dans le cadre de la législation dite « paquet de Pâques » (Oster-paket), le gouvernement allemand a approuvé une vaste réforme des lois allemandes sur l’énergie, qui devrait tripler l’expansion des énergies renouvelables sur terre et en mer en l’espace d’une décennie, afin d’atteindre la neutralité climatique et de garantir la sécurité de l’approvisionnement énergétique. L’objectif est de faire passer la part des énergies renouvelables dans le mix électrique du pays à 80 % d’ici à 2030 et à près de 100 % d’ici à 2035. En 2030, cela conduit à des capacités installées de 115 GW pour l’éolien et de 215 GW pour le solaire1. Après avoir mis vingt ans pour installer 56 GW d’éolien onshore, l’Allemagne se donne donc sept ans pour en installer 59 GW. Selon un rapport du 16 février 2023 de l’Institut d’économie énergétique de l’Université de Köln (EWI) il faudra en conséquence installer environ 6 turbines par jour contre une et demi actuellement.
Mais malheureusement pour l’Allemagne l’intendance risque de ne pas suivre. Son principal constructeur de turbine, Siemens Gamesa, a annoncé au début de 2023 la suppression de 2 900 emplois dans le monde, soit 11 % de ses effectifs, le problème venant des hausses du prix des matières premières mais aussi de la concurrence accrue des acteurs chinois à bas prix, sur un marché européen « trop petit » ! Pour le BDI, la dépendance de l’Allemagne à la Chine en termes de matières premières2 est bien plus dramatique que ne l’est la dépendance à la Russie. Enfin les acteurs de l’éolien ont déclaré que l’Allemagne ne dispose pas des capacités de production et des travailleurs qualifiés nécessaires pour faire face à l’augmentation massive du nombre d’éoliennes offshore prévue dans les années à venir. Cette situation a été confirmée par un rapport conjoint BDEW/EY qui constatent que les objectifs allemands ne correspondent pas au rythme actuel de développement. En cause, une pénurie alarmante de travailleurs qualifiés dans tous les secteurs concernés, le manque de terrains disponibles, des procédures d’approbation et de construction longues et coûteuses, et des goulots d’étranglement dans l’approvisionnement de diverses matières premières importantes.
Mais surtout un autre piège attend cette volonté d’accélérer le développement des renouvelables : la suprématie technologique de la Chine. En octobre 2022, le constructeur allemand Nordex a admis qu’environ 85 % des composants de ses turbines provenaient de Chine. « Est-ce une menace ? Oui, clairement, elle se rapproche de plus en plus et les politiciens de l’UE devraient se pencher plus sérieusement sur la question« .
Le 12 janvier 2023 le Wall Street journal a confirmé ce point en précisant que « la chaîne d’approvisionnement en technologies d’énergie renouvelable est encore plus concentrée que celle des combustibles fossiles. Les pays qui importent du pétrole et du gaz s’inquiètent de l’influence des pays producteurs, surtout depuis que la Russie a envahi l’Ukraine. Et pourtant, une vulnérabilité encore plus grande est en train de se construire dans la chaîne d’approvisionnement mondiale en énergie verte. Le cartel de l’OPEP n’est rien à côté du monopole de la Chine en matière d’énergie propre« .
Puis nouvelle confirmation le 17 février 2022, avec un rapport de Wood Mackenzie indiquant que « l’échelle incroyable atteinte par la capacité de production d’énergie éolienne, solaire et de batteries de la Chine, représente plus que jamais un défi commercial pour les fabricants étrangers et les gouvernements qui souhaitent que la transition énergétique soit synonyme d’emplois locaux ». La Chine représente désormais près de 70 % de la capacité de production mondiale de modules solaires, 50 % de celle des éoliennes, ainsi que 90 % de la capacité de production des batteries de type lithium-ion.
Si cette problématique concerne évidemment l’ensemble de l’UE, les objectifs frénétiques de l’Allemagne l’exposent encore plus à cette dépendance technologique, car si elle décidait de recourir à une production industrielle locale, ce serait forcément au détriment de la compétitivité de ses coûts de production d’électricité.
F – L’hydrogène, nouvelle drogue énergétique
Si l’on part d’une stratégie fondée sur les énergies renouvelables intermittentes et donc de la présence d’éléments de flexibilités constitués par des centrales fonctionnant au gaz que cela impose, il y a alors un problème climatique à gérer. Pour le résoudre, l’Allemagne s’est donc engagée à marche forcée dans une nouvelle chimère énergétique : la quête de l’hydrogène vert.
L’hypothèse a l’air assez cohérente à priori. Les EnR intermittentes vont produire de grandes quantités d’électricité, qui, à certaines périodes, dépasseront la demande. Comme il risque d’être assez difficile de les exporter, pourquoi ne pas s’en servir pour alimenter des électrolyseurs pour produire de l’hydrogène qui sera donc vert. Cet hydrogène pourra à la fois se substituer en usage industriel direct au méthane, mais il pourra aussi être utilisé pour le remplacer dans les centrales à gaz, dont la production d’électricité deviendra également verte.
Mais le problème, c’est que même avec une grosse capacité de renouvelables, la production fatale inutilisable directement ne pourra pas suffire à couvrir les besoins en H2 vert, d’autant que le problème du coût se pose aussi. D’où le fait que l’Allemagne a poussé dans le cadre du plan REPowerEU du 8 mars 2022 à proposer un programme « Hydrogen Accelerator » pour stimuler la production de 15 Mt supplémentaires d’hydrogène renouvelable d’ici à 2030, dont 10 Mt importées de « sources diverses » et 5 Mt seulement fabriquées dans l’UE. Les sources diverses, outre le Moyen-Orient, se situeraient essentiellement en Afrique, et l’Allemagne pourrait ainsi être accusée de pratiquer une « politique quasi-coloniale »
En changeant la couleur du gaz utilisé, l’Allemagne va recréer une nouvelle dépendance. Le 5 janvier 2023, Equinor et RWE ont annoncé leur intention de construire en Allemagne plusieurs centrales à gaz censées fonctionner à l’hydrogène. Celui-ci serait d’abord produit à partir de gaz naturel avec captage et séquestration du carbone (hydrogène bleu) puis d’EnR (hydrogène vert). Ce projet s’inscrit dans le cadre d’un partenariat qui prévoit la production d’hydrogène bas carbone en Norvège puis son exportation par gazoduc en Allemagne. Mais en dehors de ce projet intra-européen, on va retrouver les mêmes acteurs au bout de la chaine amont, en commençant par les EAU et l’Arabie saoudite, dont le mégaprojet Neom doit fournir à la fois de l’hydrogène et de l’ammoniac, bleu tout d’abord puis vert ensuite. Mais ce que l’Allemagne n’a pas vu c’est que les marchés émergents et les projets massifs d’infrastructures d’hydrogène vert sont les cibles les plus probables de l’expansion chinoise à l’étranger dans le secteur terrestre. Les électrolyseurs chinois, à performance comparable, sont en effet jusqu’à quatre fois moins chers que leurs concurrents occidentaux.
De plus, dans le domaine de l’hydrogène, le dogmatisme allemand sur le nucléaire a ralenti l’acceptation du concept d’hydrogène bas carbone (incluant donc l’hydrogène produit avec de l’électricité nucléaire) en lieu et place de l’hydrogène vert stricto sensu.
En novembre 2022, un groupe de 46 entreprises et fédérations professionnelles a adressé une lettre ouverte aux institutions européennes, pour demander d’intégrer l’hydrogène bas carbone dans le paquet gazier, tandis que quelques jours plus tard le Medef et… le BDI (!) ont publié une déclaration commune regrettant la focalisation exclusive de l’UE sur l’hydrogène renouvelable, qui met en péril un développement rapide d’un marché de l’hydrogène dans l’UE. Les discussions se sont poursuivies au niveau du Parlement Européen et du Conseil, le gouvernement français développant une intense pression au niveau de la Commission, avec l’aide des autres Etats Membres « pro-nucléaires ».
Ceci a finalement permis d’obtenir de la Commission le 10 février 2023, que soit considéré comme vert un hydrogène produit avec un mix électrique correspondant à 64,8 gCO2/kWh, sachant qu’en 2021, la France se situait à 58 gCO2/kWh. Ce fléchissement favorable à la France n’est pas sans lien avec le fait que cette dernière ait accepté de prolonger le gazoduc H2Med jusqu’en Allemagne. Que de temps et d’énergie perdus pour obtenir une décision qui a pour mérite de diminuer les besoins d’importations en hydrogène de l’UE !
Mais il reste encore un combat à mener, celui qui consiste à définir une façon intelligente d’utiliser cet hydrogène. Et là, la solution pourrait peut-être venir d’Allemagne, si l’Institut Fraunhofer (IEE) arrive à faire accepter les conclusions de son rapport de janvier 2023 : il montre que les initiatives des distributeurs de gaz et des gouvernements visant à ajouter jusqu’à 20 % d’hydrogène vert aux réseaux de gaz seraient coûteuses, source de gaspillage, techniquement complexes à réaliser et réduiraient les émissions de carbone dans une mesure bien moindre que les autres utilisations de cet hydrogène. Il recommande de fournir de l’hydrogène à des secteurs sans alternatives, tels que « les engrais, l’acier, le transport maritime et l’aviation », afin de générer davantage de réductions de GES et d’éviter que des coûts supplémentaires soient imposés à tous les consommateurs de gaz. A l’inverse, l’ajout de l’hydrogène au réseau de gaz, comme le demandent de nombreux opérateurs gaziers, augmenterait les coûts de l’industrie de 24 % en moyenne dans l’UE, augmentation dont elle n’a pas vraiment besoin en ce moment.
G – L’égoïsme énergétique allemand
Mais au-delà de toutes ces erreurs stratégiques criantes, fondée sur un dogmatisme totalement irrationnel, ce qui est apparu encore plus nettement que d’ordinaire, dans ce contexte de crise, c’est le profond manque de solidarité de l’Allemagne envers le reste de l’UE. On peut même dire plutôt que l’Allemagne s’attendait à ce que le reste de l’UE soit solidaire de ses problèmes, mais pas l’inverse.
Une sobriété gazière faite pour l’Allemagne
Le 12 juillet 2022, le vice-chancelier allemand Robert Habeck a ouvertement exprimé des réserves sur les règles de solidarité énergétique de l’UE, qui donnent la priorité aux livraisons aux consommateurs vulnérables plutôt qu’à l’industrie. Il a déclaré que « les ménages devraient également faire leur part au cas où le rationnement du gaz deviendrait nécessaire. Une interruption permanente ou à long terme de la production industrielle aurait des conséquences considérables ». Il a souligné la nécessité de « veiller à ce que si un pays parvient à utiliser moins de gaz, à l’économiser réellement, à développer d’autres sources d’énergie, ce pays ait alors également la possibilité, pour le dire crûment, de sauver son industrie en hiver ». Ainsi, le gaz ne devrait pas être exporté pour protéger les consommateurs étrangers qui ont gaspillé de l’énergie pendant une pénurie ! Ces commentaires ont été immédiatement soutenus par les groupes industriels allemands.
Mais, le 20 juillet 2022, en réaction à la présentation du plan européen de réduction de la demande de gaz, au moins 12 Etats-Membres ont fait part de leur préoccupation, en particulier sur l’objectif uniforme de réduction de 15 % de la consommation de gaz., surtout si cette recommandation devenait contraignante. Par contre l’industrie allemande s’est félicitée du projet car le niveau de réduction est limité par rapport à la dépendance allemande et les mesures de solidarité prévues entre Etats-membres, devraient lui permettre de fonctionner en bénéficiant des réductions obtenues chez les autres. Le vice-chancelier vert allemand a d’ailleurs cyniquement déclaré : « Nous saluons expressément la proposition de la Commission européenne. Si l’approvisionnement en gaz d’un ou de plusieurs États membres connaît des difficultés, cela a en fin de compte un impact sur tous les pays de l’UE « . Or l’industrie allemande avait fait valoir depuis longtemps que si elle devait être privée de gaz, les répercussions négatives se feraient sentir dans les chaînes d’approvisionnement de l’ensemble du bloc. Des sources polonaises ont donc exprimé le sentiment que le plan a donc été conçu pour sauver l’industrie allemande, tandis que de son côté l’Espagne a précisé que « contrairement à d’autres pays, nous n’avons pas vécu au-dessus de nos moyens d’un point de vue énergétique ».
Un bouclier géant que seule l’Allemagne peut se payer
Le 29 septembre 2022, le chancelier allemand a annoncé un plan géant de 200 Mds€ pour plafonner les prix de l’énergie et soulager ses consommateurs face à l’inflation très élevée qui frappe le pays. Dès sa présentation, ce plan a, à juste titre, soulevé interrogation voire colère de la part de plusieurs Etats membres, dont l’Italie, l’Espagne, et la France, qui pointent le risque de « distorsions dangereuses et injustifiées du marché intérieur ». Le mot de la fin revient incontestablement à la Hongrie dont le premier ministre a dit : « C’est le début du cannibalisme dans l’UE. Bruxelles doit faire quelque chose à ce sujet, car cela va briser l’unité européenne ». Une semaine plus tard, en marge de la première réunion de la Communauté politique européenne à Prague, le premier ministre polonais, revenant sur ce plan, a fustigé « l’égoïsme » du gouvernement allemand, et a précisé que « la politique énergétique de l’Union Européenne ne peut être dictée par l’Allemagne ». Mais ceci n’a pas empêché la Commission de valider le 21 décembre 2022 l’ensemble du plan.
Un choc économique pour les pays émergents
Par ailleurs, l’erreur stratégique commise sur le gaz et la hausse des achats de GNL par l’Europe qui en résulte depuis le début de la crise ukrainienne, est en train de créer un problème mondial. L’Europe a augmenté ses importations de GNL de + 50 % cette année, forçant des pays comme l’Inde, le Bangladesh, le Pakistan et le Brésil à réduire leurs achats. Comme l’a déploré un analyste au Wall Street Journal : « La crise du gaz en Europe est en train d’assécher le marché mondial de GNL« . De plus, les pays émergents, qui comptaient sur le gaz dans le cadre de la lutte contre le réchauffement climatique, vont devoir se tourner vers le charbon.
Le blocage de la réaction de l’UE contre l’IRA américaine
Le 19 janvier 2023, à Davos, Olaf Scholz a présenté sa stratégie de décarbonation de l’industrie allemande, à l’horizon 2045, en précisant qu’il s’opposait à une IRA européenne, qui déclencherait une guerre commerciale avec les USA.
Par contre, l’Allemagne est particulièrement désireuse d’assouplir les règles relatives aux aides d’Etat qui garantissent actuellement une concurrence équitable entre les Etats membres de l’UE au sein du bloc. Or, selon les données de la Commission européenne, les entreprises allemandes sont déjà les plus grands bénéficiaires des aides d’État accordées en réponse à la crise énergétique, puisqu’elle a bénéficié de 53 % des aides d’État approuvées, suivie par la France (24 %) et l’Italie (7 %). Si la France fait pression, aux côtés de l’Allemagne, pour assouplir les règles relatives aux aides d’État, le gouvernement français a également précisé qu’une telle mesure n’aurait de sens que si elle s’accompagnait de la création d’un fonds au niveau de l’UE, pour justement limiter les risques d’inégalités entre les Etats membres. Mais l’Allemagne s’est jusqu’à présent radicalement opposée à une telle option.
Ainsi selon certains experts économistes, « le projet industriel vert de la Commission Européenne est dangereux, car l’Allemagne, qui a le plus de marges de manœuvre budgétaires et une base industrielle plus forte risque encore renforcer son avance sur le reste de l’Europe ». Et la France, qui contrairement à l’Espagne et à l’Italie, suit l’Allemagne, avec l’idée naïve qu’elle dispose du même espace budgétaire et de la base industrielle nécessaire pour égaler le soutien allemand, risque de découvrir qu’en fait, le résultat sera d’affaiblir encore sa position relative en Europe.
Conclusion
Ces sept erreurs stratégiques de l’Allemagne conduisent non seulement le pays à une impasse mais elles entrainent avec elles une UE impuissante à se démarquer de la vision allemande, et qui en pratique va en supporter à la fois la facture, ainsi qu’un asservissement industriel.
Le 17 mai 2022, lors d’une interview donnée à quatre médias européens, Christian Lindner, ministre allemand des Finances, a déclaré que « l’Allemagne souffre de bilatéralisation excessive. Notre relation avec la Russie est trop bilatérale dans le domaine de l’énergie. Et nous avons une relation commerciale très bilatérale avec la Chine. Nous devons mondialiser et diversifier les partenariats commerciaux et les approvisionnements de l’Allemagne ». Et de façon particulièrement cynique il a ajouté : « Nous devrions négocier des traités commerciaux et des accords avec d’autres pays pour renforcer nos liens économiques et avec des partenaires qui ont les mêmes valeurs que les nôtres dans le monde » ! Il devait surement penser à l’Arabie Saoudite ou au Qatar ! Et dans ces traités commerciaux il faut se rappeler qu’en 2022, c’est la Chine qui est restée le premier partenaire commercial de l’Allemagne pour la septième année consécutive.
Or, la dépendance de l’Allemagne vis-à-vis de la Chine ne s’arrête pas aux matières premières. Au cours du premier semestre 2022, les importations allemandes depuis la Chine ont progressé de 45 %. Par contre les exportations n’ont progressé que de + 3 %, ce qui a conduit à un déficit commercial de 41 Mds€. Selon l’Institut der Deutschen Wirtschaft (IW) « il est à craindre que se développe une tendance structurelle, dans laquelle l’économie allemande servira de plus en plus le marché chinois par la production sur place et de moins en moins par les exportations ». Ceci est cohérent avec le fait que rien qu’au premier semestre les industriels allemands ont investi 10 Mds€ en Chine (en particulier Audi, BMW et VW). Selon IW, les industriels allemands ne seraient plus capables de juger correctement des risques géopolitiques. Ainsi le risque de dépendance pourrait peser très lourd et se révéler très complexe à gérer pour l’Allemagne et donc pour l’UE dans le cas d’un conflit sur Taïwan, car, d’un autre côté, l’Allemagne exporte 122 Mds€ vers les USA (avec un excédent commercial de 64 Mds€).
Ce vers quoi l’Allemagne conduit l’UE par le biais de sa politique énergétique, et de sa politique de commerce extérieur, peut être résumé par cette réflexion de Michael Shellenberger, président d’Environmental Progress, dans son témoignage devant le Congrès des Etats-Unis sur la crise énergétique, le 15 septembre 2022 : « Les efforts de l’administration Biden et du Congrès pour accroître la dépendance américaine aux énergies renouvelables dépendantes des conditions météorologiques et aux véhicules électriques risquent de miner les industries américaines et d’aider la Chine. La Chine détient une plus grande part du marché mondial de la production d’énergies renouvelables, de VE et de leurs composants matériels, que l’OPEP ne détient de la production mondiale de pétrole. Ce serait une grave erreur pour les États-Unis de sacrifier leur sécurité énergétique durement acquise pour dépendre de la Chine en matière d’énergie. Je soutiens le rapatriement de ces industries aux États-Unis, mais cela prendra des décennies, pas des années. L’augmentation des coûts liée à des normes américaines plus strictes en matière de travail et d’environnement pourrait de plus entraver leur développement« .
Cette analyse vaut encore plus pour l’Allemagne, qui, contrairement aux USA, ne dispose pas de ressources énergétiques fossiles abondantes. Et ceci nous ramène à la seule option qui pourrait compenser ce manque, à savoir l’énergie nucléaire dont l’Allemagne s’échine à vouloir priver l’UE contre toute logique et raison.
En conclusion, suite à cet inventaire d’incohérences stratégiques, et à cette volonté de l’Allemagne de défendre par-dessus tout ces intérêts propres en utilisant une doctrine irrationnelle, il est permis de se demander si le véritable danger à long terme pour l’UE ne serait pas plutôt l’Allemagne que la Russie.
1 À la fin de 2022, l’Allemagne disposait ainsi d’une capacité solaire de 66,49 GW, d’une capacité éolienne onshore de 58,2 GW et d’une capacité éolienne offshore de 8,12 GW.
2 Terres rares, le cobalt, le bore, le silicium, le graphite, le magnésium, le lithium, le niobium et le titane.
3 par Michael Shellenberger, président d’Environmental Progress.
Les dix minéraux stratégiques indispensables à la transition
11 mai 2023
12 min (durée de lecture)
Il s’agit du côté obscur à la transition énergétique. Pour se passer des carburants fossiles, il faudra une augmentation considérable de la production de lithium, de cuivre, de cobalt, de graphite, de nickel, d’aluminium, de silicium, de zinc, de platine, de terres rares, de fibres de carbone… Cela signifie que les investissements miniers doivent être massifs pour éviter les pénuries et l’envolée des cours. Et cela aura de sérieuses conséquences environnementales, économiques et géopolitiques… Article publié dans le numéro 16 du magazine Transitions & Energies.
Si mener la transition énergétique est une tâche particulièrement difficile, sa définition est en revanche assez simple. Il s’agit de remplacer les carburants fossiles par des sources d’énergies bas-carbone. Cela revient dans les faits à remplacer notre dépendance au pétrole, au gaz et au charbon par une dépendance aux minéraux indispensables aux technologies de la transition à savoir le lithium, le cuivre, le cobalt, le graphite, le nickel, l’aluminium, le silicium, le manganèse, le zinc, le platine, les terres rares…
Selon leurs promoteurs, les énergies renouvelables intermittentes, solaire et éolien, sont gratuites. Ce n’est pas du tout le cas des matériaux utilisés pour produire avec elles de l’électricité, pour la transporter et pour la stocker. Il faut prendre conscience de l’ampleur des besoins à satisfaire. Pour remplacer les hydrocarbures et atteindre la neutralité carbone en 2050, l’Union européenne aura besoin à cette date de 35 fois plus de lithium qu’aujourd’hui (800 000 tonnes par an) et jusqu’à 26 fois plus de terres rares (3 000 tonnes annuelles de néodyme, dysprosium, praséodyme…). Il faudra deux fois plus de nickel et trois fois plus de cobalt. Il faudra aussi 33 % d’aluminium en plus (4,5 millions de tonnes annuelles), 35 % de cuivre, 45 % de silicium, et de 10 à 15 % de zinc.
Ces calculs sont basés sur les seuls plans industriels prévus en Europe dans l’automobile, les renouvelables, les batteries, l’hydrogène, les réseaux électriques intelligents. Ils signifient que sans investissements miniers massifs les pénuries et les envolées des prix sont inévitables. Le chiffre d’affaires annuel des groupes miniers produisant ces minéraux devrait être au moins multiplié par cinq d’ici 2050 et dépasser alors 400 milliards de dollars.
Le temps industriel et minier n’est pas le temps des décideurs politiques
Ses matériaux sont tout simplement indispensables aux batteries des voitures électriques, aux rotors des éoliennes, aux panneaux solaires, aux réseaux électriques. Pour se rendre compte, voilà avec quoi est fabriquée une batterie lithium-ion de 400 kilos pour une voiture électrique d’une technologie classique. Elle contient 15 kilos de lithium, 30 kilos de cobalt, 60 kilos de nickel, 90 kilos de graphite et 40 kilos de cuivre. Plus parlant encore, pour en retirer les 15 kilos nécessaires, il faut traiter 10 tonnes de saumure de lithium. Pour obtenir les 30 kilos de cobalt, c’est 30 tonnes de minerai. Pour les 60 kilos de nickel, on en est à 5 tonnes de minerai. Il faut 6 tonnes pour les 40 kilos de cuivre et une tonne pour les 90 kilos de graphite.
Et le problème est que le temps industriel et minier n’est pas celui des décideurs politiques et encore moins celui des médias. Il n’a aussi rien à voir avec la diffusion presque instantanée des innovations numériques. Entre la décision d’un investissement et l’exploitation d’une nouvelle mine, il peut se passer plus de dix ans. La concentration géographique de la plupart des ressources et des capacités de raffinage des minéraux complique encore la situation.
Ainsi, la majorité des projets annoncés pour le traitement et le raffinage des principaux minéraux critiques se trouvent en Chine. Ce pays domine déjà les capacités de raffinage des métaux clés utilisés dans les batteries (95 % pour le cobalt et environ 60 % pour le lithium et le nickel).
Voici une liste, non exhaustive, de dix minéraux et matériaux dits stratégiques indispensables à la transition.
1 – Le cuivre
Il s’agit sans doute du métal le plus critique. Parce que sous forme de fils, de câbles et de feuilles, il est indispensable pour relier et connecter les batteries, les moteurs électriques et les réseaux. Une voiture électrique utilise trois fois plus de cuivre que son équivalent à moteur à combustion. Les parcs éoliens et solaires nécessitent à production électrique équivalente cinq fois plus de métal rouge que les centrales à gaz, au charbon et nucléaire.
Une étude publiée récemment par le cabinet de conseil Wood Mackenzie montre que pour satisfaire d’ici 2050 les besoins en cuivre pour atteindre les objectifs zéro carbone, l’industrie du cuivre doit totalement changer de dimension. « L’industrie minière devra réaliser de nouveaux projets à une fréquence et à un niveau constant de financement jamais atteints auparavant » explique Nick Pickens, directeur de recherche de Wood Mackenzie.
Uniquement au cours des dix prochaines années, pas moins de 9,7 millions de tonnes de production nouvelle de cuivre sont nécessaires à partir de projets et d’investissements qui n’ont même pas encore été approuvés. Cela représente près d’un tiers de la consommation actuelle de cuivre. Et ce n’est qu’une première étape. Pour au moins les trente prochaines années, il faudra que l’industrie du cuivre investisse plus de 23 milliards de dollars par an dans de nouvelles mines, soit 64 % de plus qu’au cours des trente dernières années. Et cela, compte tenu d’une accélération importante du recyclage du cuivre par l’industrie.
L’augmentation de la demande de cuivre viendra avant tout du développement des véhicules électriques, qui en représentera 55 %. Mais la demande provenant de l’éolien marin sera multipliée par sept d’ici 2040 à raison d’un million de tonnes supplémentaires par an. Le solaire sera sur une trajectoire similaire avec une consommation supplémentaire de 1,1 millions de tonne par an prévue au cours des vingt prochaines années.
2 -Le nickel
Le nickel n’est pas un métal rare. Le problème, c’est qu’il a bénéficié de peu d’investissements au cours des dernières années avec des cours faibles et qu’il n’est extrait que d’un nombre assez limité d’endroits, notamment en Indonésie, premier producteur mondial, aux Philippines, en Nouvelle-Calédonie, en Russie, en Australie et au Canada.
Le sulfate de nickel pour les batteries ne représente qu’une petite fraction des ventes mondiales de nickel dont 70 % sont utilisés pour fabriquer l’acier inoxydable. Mais la demande va s’envoler. La banque UBS s’attend à ce que les batteries des véhicules électriques représentent dans les prochaines années 12 % de la demande mondiale de nickel et même 20 % d’ici 2030 contre 3 % en 2021. En l’état actuel, l’offre de nickel sera insuffisante pour répondre à la demande
3 – Le platine et le palladium
Après deux années d’excédents, l’offre de platine devrait être déficitaire en 2023 en raison de la hausse de la demande automobile et de la faiblesse de l’offre sud-africaine de platine et de palladium. Les difficultés de la société énergétique publique sud-africaine Eskom pourraient entraîner des révisions à la baisse encore plus importantes de la production. En outre, les sanctions contre les exportations de la Russie, qui représentent 40 % de la production minière de palladium, pourraient avoir un impact. Le palladium est très utilisé dans l’industrie automobile et le platine est un métal indispensable dans les piles à combustible fonctionnant à l’hydrogène.
4 – Le lithium
Le lithium, le métal le plus léger existant, n’est pas rare. Mais son exploitation est très exigeante. Parce que ce métal est très réactif au contact de l’air, il n’existe que quand il est enfermé et protégé dans une gangue d’autres matériaux. Ainsi, il est enfoui profondément dans la croûte terrestre. Cela signifie que pour l’extraire, il faut des mines importantes dont l’exploitation est coûteuse et qui nécessitent des investissements de long terme pas toujours rentables au cours des dernières années.
Mais posséder des mines et des réserves de lithium et détenir sur son sol les usines qui raffinent ce métal blanc est devenu un enjeu stratégique majeur. La consommation mondiale de lithium a ainsi augmenté de 283 % entre 2010 et 2021 et le prix de la tonne est passé de 4 450 dollars en 2012 à plus de 80 000 dollars en 2022 avant de revenir en février 2023 à 62 000 dollars.
En tout cas, une course contre la montre est engagée pour produire toujours plus de lithium. Car d’ici 2040, quand les voitures électriques détiendront 80 % du marché mondial du neuf, la demande de lithium pourrait être multipliée par 30 par rapport à 2020.
Conséquence, les projets de développement miniers se multiplient. Les grands groupes Albemarle, la Sociedad Quimica Y Minera de Chile (SQM) et Ganfeng Lithium ont tous annoncé des investissements importants. L’américain Albemarle, par exemple, a l’intention de multiplier par cinq sa capacité de production de lithium pour atteindre 500 000 tonnes par an d’ici 2030. Même en France, du lithium provenant d’eaux chaudes géothermales devrait être extrait en Alsace à partir de 2025 (voir page 62).
5 – Le graphite
À en croire les spécialistes de ce marché, une pénurie de graphite semble aujourd’hui inévitable. Et tout aussi préoccupant, la production de graphite fait l’objet d’un quasi-monopole chinois. Plus de 70 % du graphite est produit en Chine. Or, le graphite est utilisé dans toutes les anodes de batteries utilisant ce matériau. Dès 2021, l’agence de conseil britannique Benchmark Minerals alertait sur un manque à venir de graphite. Elle estimait que le marché du graphite naturel risquait d’être en sous-production dès 2023 et celui du graphite synthétique à partir de 2026.
La raison en est simple. En 2020, seuls 30 % des 770 000 tonnes de consommation annuelle mondiale de graphite étaient utilisés pour la fabrication de batteries. Les 70 % restant étaient principalement destinés à la métallurgie, la fabrication de lubrifiants et diverses applications dans les composants électriques. L’augmentation rapide des ventes de véhicules électriques à batteries change tout. Ainsi, l’an dernier, la demande de graphite pour les anodes de batteries a augmenté de 45 % et les capacités de production de graphite naturel de seulement 14 %. Les prix du graphite naturel ont augmenté de 25 % et ceux du graphite synthétique de 30 %, et ce n’est qu’un début.
En 2030, les besoins en graphite pour le seul marché des batteries sont estimés à plus de 3 millions de tonnes par an, soit plus de quatre fois la taille du marché actuel. Les autres utilisations du graphite ne représenteraient plus que 20 % de la demande à horizon 2030 (854 000 tonnes par an).
Or, les producteurs – principalement chinois – de graphite seront incapables de répondre à la demande. La Chine décidera donc quels fabricants de batteries et quels constructeurs automobile seront approvisionnés…
6 – Le cobalt
Le cobalt présente avant tout un risque politique. Le monde va devenir de plus en plus dépendant de la République démocratique du Congo qui devrait contrôler environ 80 % de la production mondiale d’ici le milieu des années 2020. Voilà pourquoi les producteurs de batteries lithium-ion tentent de remplacer en partie le cobalt par du nickel.
Mais en 2021, les véhicules électriques ont dépassé les téléphones en tant que principal moteur de la demande de cobalt, représentant un peu plus d’un tiers de la consommation totale. La demande de cobalt devrait augmenter de 6 à 21 fois d’ici 2040 par rapport aux niveaux de 2020.
7 – Le manganèse
La demande de manganèse pour la fabrication des batteries des véhicules électriques devrait être multipliée par cinq au cours des dix prochaines années. Même s’il s’agit d’un métal abondant, sa production et son raffinage sont concentrés dans une petite poignée de pays. L’Afrique du Sud, le Gabon et l’Australie représentaient 71 % de la production minière et la Chine… 95 % des capacités de raffinage.
Seuls les japonais Nippon Denko et le belge Vibrantz Technologies raffinent le manganèse hors de Chine. Il existe des projets de construction de nouvelles usines en Australie, en Afrique du Sud, en Indonésie, au Botswana, au Mexique et au Canada.
8 – Les terres rares
Les terres rares ont des propriétés magnétiques, électroniques, optiques et catalytiques exceptionnelles. Aujourd’hui, leur consommation est principalement soutenue par le secteur des aimants permanents, composés pour partie de terres rares (notamment du néodyme et du praséodyme et dans une moindre mesure du dysprosium et du terbium pour les applications de haute performance).
Les secteurs d’usages de ces aimants sont multiples : ils permettent la miniaturisation (électronique, robotique) et l’allègement des équipements (générateurs d’éoliennes marines et terrestres, moteurs des véhicules électriques…). Une éolienne marine nécessite 239 kilos de terres rares par mégawatt de capacité de production.
La demande de terres rares devrait augmenter de 3 à 7 fois d’ici 2040 par rapport aux niveaux de 2020. Le chiffre d’affaires annuel de l’extraction et de la production de terres rares pour la seule transition énergétique devrait être multiplié par 8 d’ici 2040 passant de 400 millions à 3,2 milliards de dollars. Les entreprises chinoises produisent aujourd’hui sur leur sol 63 % des terres rares et en raffine 85 %.
9 – Le zinc
Le zinc est un métal dont l’utilisation dans les panneaux photovoltaïques, les éoliennes, les moteurs électriques est assez peu connue ; pourtant un parc solaire de 100 mégawatts heure (MWh) nécessite 240 tonnes de zinc et une éolienne marine de 10 MWh en utilise 4 tonnes. Ce métal est aussi très utile pour le traitement de l’acier contre la corrosion.
Le problème est que sa production utilise beaucoup d’énergie. Les producteurs européens ont été contraints l’année dernière de stopper un temps leurs usines avec l’envolée des prix de l’électricité.
10 – Les fibres de carbone
Les fibres de carbone vont jouer un rôle de plus en plus important dans la transition. D’abord et avant tout, parce que les lignes électriques à moyenne et haute tension qui utilisent des noyaux en fibre de carbone au lieu de noyaux en acier augmentent la quantité d’énergie qui peut être transportée. Par ailleurs, dans l’industrie éolienne, remplacer les pales en fibre de verre par des pales en fibre de carbone pourrait à la fois améliorer l’efficacité des éoliennes et réduire les coûts de fabrication.
E.L.
Pourquoi la réouverture des mines en France constitue un tel défi
La transition énergétique ne peut se faire sans d’importantes quantités de minerais et métaux indispensables à la fabrication des batteries, panneaux photovoltaïques, éoliennes, réseaux électriques, électrolyseurs, piles à combustible… Cela signifie que la sécurité d’approvisionnement et la souveraineté énergétique passent par la capacité à produire et traiter sur son sol une partie des minerais dits stratégiques. Il faudrait donc ouvrir à nouveau des mines en France et les exploiter. Sauf qu’entre les discours, tenus maintenant depuis de nombreuses années, et la réalité, il y a un monde.
L’activité minière, aujourd’hui marginale en France métropolitaine, est sans commune mesure avec notre consommation croissante de substances d’origine minérale. Cette situation résulte notamment du déclin massif des industries extractives à partir des années 1980, pour des raisons économiques et environnementales, mais aussi d’un retrait de l’État français de ce secteur, conjointement au mouvement plus global de désindustrialisation de l’économie nationale.
Dès la fin du XXe siècle, la politique et les filières minières françaises se sont ainsi essentiellement tournées vers l’international, avec l’objectif de s’approvisionner en substances minérales sur les marchés mondiaux. Cette stratégie est mise à mal depuis la fin des années 2000, qui voit ressurgir l’enjeu géostratégique des ressources du sous-sol, principalement pour la sécurisation des approvisionnements des industries nationales dans un contexte d’accentuation des tensions internationales, en particulier avec la Chine et, aujourd’hui, la Russie.
Si l’objectif de sécurisation a effectivement suscité des actions concrètes dès le gouvernement Fillon (2007-2012), la tentative de relocalisation de l’activité minière s’est quant à elle heurtée à une contestation importante tant au niveau national que local dans les années 2010.
Un enjeu de transition
Malgré l’échec de cette première séquence, dite du « renouveau minier français », selon la formule d’Arnaud Montebourg en 2012, la relocalisation de la production minière prend aujourd’hui une résonance nouvelle.
Entrent en conflit d’une part, les besoins en matières premières spécifiquement nécessaires aux transitions (comme le lithium pour la mobilité électrique), et de l’autre, la critique toujours plus vive des externalités négatives de leur extraction. À l’image, par exemple, de l’exportation des impacts environnementaux et sociaux de l’exploitation des salars en Amérique du Sud ou l’enjeu de la préservation d’environnements naturels fragiles en métropole – cas du gisement de lithium de Tréguennec, dans la baie d’Audierne.
Il serait pour autant erroné de réduire l’enjeu des approvisionnements en ressources minérales à une problématique strictement économique, locale ou nationale. L’enjeu d’une relance des activités extractives en France métropolitaine, souvent promue par les acteurs institutionnels, ne saurait se comprendre sans l’inscrire dans une visée de transition globale, non seulement énergétique, mais aussi véritablement politique et socioécologique.
La réforme du Code minier (engagée par la loi Climat et Résilience de 2021) et la délivrance de nouveaux permis exclusifs de recherche ciblant le lithium permettent d’entrevoir l’émergence d’une séquence de renouveau minier qui devra, à nos yeux, répondre à trois défis.
Un défi démocratique
La relocalisation des activités minières se heurte régulièrement à des oppositions qui dénoncent un déni démocratique. Cette situation, définie par les opérateurs et une partie des élus et de l’administration comme un manque « d’acceptabilité sociale » de la mine, va beaucoup plus loin que les concertations locales souvent tentées. Non seulement elle interroge la démocratisation de la procédure d’attribution des titres miniers, mais elle questionne aussi le statut du sous-sol et des ressources qu’il contient comme des biens communs, et donc leur valorisation collective.
Au-delà des promesses de la « mine responsable », nulle exploitation des ressources naturelles ne peut se faire sans certains impacts environnementaux et sociaux, dont il convient de définir s’ils sont « acceptables » voire « souhaitables », ou non.
À l’échelle mondiale, le Global Resources Outlook 2019 de l’ONU estime que les activités d’extraction et de transformation sont notamment responsables de 53% des émissions de carbone dans le monde et de 20% des effets de la pollution atmosphérique sur la santé.
D’éventuelles nouvelles mines en France métropolitaine ne devraient-elles pas être plus vertueuses que ces moyennes mondiales ?
Se pose en fait la question du bilan-bénéfices-risques, du contrôle des activités, mais aussi du caractère inéluctable des activités extractives et de la place qu’on accorde aux ressources minérales dans nos sociétés, pour réguler tout risque de surexploitation du sous-sol dans un contexte global accru de crise climatique et écologique.
Le défi démocratique est donc celui du débat public sur ce « res nullius », dont l’intendance revient à l’État.
Or, il n’est que partiellement abordé par la réforme du Code minier – opérée par ordonnances au printemps 2022 sur quatre enjeux cruciaux (autorisation environnementale, indemnisation et la réparation des dommages miniers, modernisation du code minier, et adaptation à l’outre-mer) – qui reste avant tout une réforme « technique » et ne constitue en l’état qu’une mise à niveau de la réglementation nationale au regard des standards européens d’évaluations environnementales et sociales des projets.
Un défi d’action publique
L’action publique est marquée à l’échelle globale par la confrontation entre les tensions géopolitiques et l’impératif de souveraineté en matière de ressources. Au-delà de la relocalisation de l’extraction, l’action publique minière doit donc être envisagée en cohérence avec un programme économique plus large. Si le « renouveau minier » envisagé par Arnaud Montebourg en 2012 fut beaucoup une « politique de papier », il a surtout permis de remobiliser une filière hétérogène davantage caractérisée, à l’échelle française, par les acteurs de l’aval (transformation) que par ceux de l’amont (extraction).
À revers de la proposition de créer une Compagnie Nationale des Mines de France, les opérateurs de l’exploration minière ont principalement été des compagnies juniors développant des stratégies spéculatives sur les projets d’exploration et les ressources. Le défi d’action publique ne consiste donc pas uniquement à stabiliser un cadre favorable à l’investissement ; il s’agit aussi de promouvoir le développement territorial à proprement parler, la structuration de chaînes de valeurs de l’extraction à la transformation, intégrées au niveau européen, tout en accélérant la structuration de chaînes circulaires en régime de proximité.
Les propositions des professionnels de définir une traçabilité des métaux et une labellisation, tout comme les récents plans de programmation des ressources minérales de la transition vont dans le sens de cette structuration, mais l’investissement public doit encore être concrétisé.
Un défi de vision stratégique
Le manque de moyens nouveaux pour conduire une telle politique trouve une partie de son explication dans l’absence de portage politique de cette thématique par les élus et les partis. Le sous-sol est « invisible » et les ressources minérales ne sont pas à l’agenda des problèmes publics médiatiques et politiques. L’épisode Montebourg (2012-2014) a pourtant démontré que la relocalisation minière pouvait s’intégrer dans un récit sur la « démondialisation » qui sonne aujourd’hui comme prémonitoire.
À l’inverse, l’opposition aux projets miniers dans les années 2010 a largement mobilisé les élus locaux, notamment les maires, qui en ont fait un étendard contre des décisions « technocratiques ». Ce qui manque à une politique de relocalisation c’est donc aussi, et peut-être surtout, un récit « positif », capable d’aller au-delà des promesses économiques et technologiques habituelles. La faible mise en politique des enjeux minéraux et miniers tient précisément à leur technicisation au sein d’arènes confinées et expertes. Du processus décisionnel et de l’action publique jusqu’à l’intégration territoriale des projets, le décloisonnement politique des arbitrages et procédures paraît indispensable.
Mais cela nécessite de formuler une vision claire, globale et cohérente du sens et de la place de l’extraction comme de l’industrie, afin de pouvoir appréhender les interdépendances réciproques entre industrie, territoires et environnement, telles qu’elles sont aujourd’hui politisées par nombre de mobilisations locales contre les grands projets industriels.
Car la relation entre territoire et industrie ne saurait être réduite à la promesse de bénéfices économiques et d’emplois : elle doit être repensée dans une relation plus globale et systémique à l’environnement. En ce sens, il est impératif que les référentiels industriels de la mine entrent eux aussi dans une logique de « transition ».
Sébastien Chailleux Maître de conférences en science politique, Sciences Po Bordeaux
Sylvain Le Berre Chercheur en science politique, Inrae
Yann Gunzburger Professeur des universités, laboratoire GéoRessources, Mines Nancy, Université de Lorraine
Brèves du 16/05/2023
La Chine va multiplier par 7 sa capacité de production d'électricité nucléaire d'ici 2060, BFMTV, le 28/04/2023
La Chine va multiplier par sept sa capacité de production d’électricité par le nucléaire d'ici à 2060. Une croissance nécessaire si le pays veut atteindre ses objectifs de neutralité carbone.
Nucléaire: Hinkley Point va permettre une « cadence mieux maitrisée » des chantiers nucléaires en France (Rémont), Le Monde de l’énergie, le 28/04/2023
Sans énergie nucléaire, l’avenir énergétique de l’Allemagne semble compromis REASON _Extrait 1/5/23
Dans une lettre adressée le 14 avril au chancelier allemand Olaf Scholz et signée par un certain nombre de personnes, entre autres, les lauréats du prix Nobel de physique Klaus von Klitzing, de l’Institut Max Planck pour la recherche sur les états solides, et Steven Chu, du Lawrence Berkeley National Laboratory, on peut lire : « Nous comptons parmi les principaux scientifiques internationaux dans divers domaines de recherche, notamment les sciences naturelles, environnementales et climatiques. Compte tenu de la menace que le changement climatique fait peser sur la vie sur notre planète et de la crise énergétique évidente dans laquelle se trouvent l’Allemagne et l’Europe en raison de l’indisponibilité du gaz naturel russe, nous vous demandons de continuer à faire fonctionner les dernières centrales nucléaires allemandes. »
CEREME
CMP** conclusive sur le projet de loi d'accélération dans le nucléaire – 05.05.23
Les députés et les sénateurs français ont conclu un accord sur le projet de loi visant à accélérer la construction de nouveaux réacteurs nucléaires en France, qui sera soumis à un dernier vote du Sénat le 9 mai, puis de l'Assemblée nationale le 16 mai. Le projet de loi vise à faciliter la construction de six EPR2 à l'horizon 2035-2037. L'accord conclu n'a pas réintroduit la réforme controversée du contrôle de la sûreté nucléaire qui avait été proposée initialement. Cependant, le gouvernement estime toujours qu'une telle réforme est nécessaire et attend les recommandations de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques d'ici mi-juillet. Le projet de loi intègre toujours le changement climatique dans la démonstration de sûreté des réacteurs, au stade de l'autorisation comme du réexamen, de même que la cyber-résilience. Le texte a également été modifié pour permettre à l'Autorité de sûreté nucléaire de recruter des personnels privés. Les nouveaux réacteurs et les infrastructures qui y sont associées seront exemptés des règles de « zéro artificialisation nette » (ZAN) des sols au niveau local et régional. Enfin, l'objectif de fermeture de 14 réacteurs, hérité de la loi de transition énergétique pour la croissance verte de 2015, sera effectivement supprimé.
** Commission mixte paritaire
Proposé à la tête de la CNDP, Marc Papinutti souhaite que le Parlement auditionne les garants de la concertation sur le mix énergétique – 04.05.23 Marc Papinutti, le candidat proposé par le gouvernement pour présider la Commission nationale du débat public (CNDP), a été auditionné par les sénateurs le 3 mai. Il a proposé que le Parlement entende également Michel Badré, président de la commission particulière du débat public sur le nouveau nucléaire, afin de préparer la loi de programmation énergie-climat. Il s'est engagé à remettre un avis écrit aux sénateurs sur les dispositions du projet de loi industrie verte visant à réduire les délais de consultation du public. L'indépendance du haut fonctionnaire, qui a été directeur de cabinet d'Élisabeth Borne aux Transports et de Christophe Béchu à la Transition écologique, a été remise en question par certains sénateurs. Le candidat sera auditionné à l'Assemblée le 10 mai, et le résultat des votes des parlementaires sera connu à l'issue. (Contexte)
Document - Pour le Conseil national de la transition écologique, le projet de loi industrie verte « ne peut se limiter à la décarbonation » - 02.05.23 Le Conseil national de la transition écologique (CNTE) en France a publié un projet d'avis sur le projet de loi industrie verte. Dans ce document, le CNTE déplore que la neutralité carbone soit la seule chose mentionnée dans l'exposé des motifs du projet de loi, tandis que des enjeux tels que la biodiversité, l'eau et la santé sont oubliés. L'instance est également divisée sur la pertinence de se référer à la taxonomie européenne pour définir l'industrie verte, car elle inclut le nucléaire. Le CNTE souligne également son attachement au principe de participation du public et met en garde contre l'instabilité juridique créée par les évolutions fréquentes des procédures environnementales. Enfin, la Ligue pour la protection des oiseaux et le Medef ont convenu que le CNTE recommande que les industriels bénéficiaires des soutiens financiers prévus par le projet de loi "puissent rendre publics leurs engagements et actions" en faveur de la biodiversité. (Contexte)
Élisabeth Borne réunit une armée de ministres sur la programmation pluriannuelle de l’énergie – 04.05.23 Une réunion de travail est prévue le 4 mai à Matignon avec la présence de la ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, et plusieurs autres ministres. L'objectif est de préparer la présentation de la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) en juin.
GREEN UNIVERS extrait Les assureurs préoccupés par le gigantisme des éoliennes "Non seulement l’augmentation de la taille des turbines a été plus rapide qu’attendu, mais les données que nous avons à disposition montrent que les modèles utilisés actuellement dans l’éolien en mer n’atteignent pas leur durée de vie sans réparations importantes de leurs composants", observe Zoe Massie, responsable de l’éolien offshore de l’assureur anglais GCube, dans un rapport détaillant sa perspective …
GREEN UNIVERS (Extrait) Enedis mobilisé pour faire émerger les zones d’accélérationPar Jean-Philippe Pié
-12 mai 2023
« Les zones d’accélération EnR sont un « sacré objet » ! Enedis va faire en sorte que cela fonctionne », promet Cédric Boissier, en charge depuis février du projet « accélération des énergies renouvelables » au sein du réseau de distribution électrique. A l’occasion d’un point sur les raccordements des EnR, Enedis et ses 800 agences indiquent avoir « un rôle fondamental à jouer pour aider les élus » à cerner le potentiel de leurs territoires, en neuf à dix mois et comme l’exige la loi sur les énergies renouvelables. Des moyens sont mobilisés à cet effet.
CEREME Sept groupes de travail constitués par le gouvernement pour préparer le projet de loi de programmation énergie-climat (LPEC) – 11.05.23 Le ministère de la Transition énergétique a lancé des groupes de travail le 11 mai. Ces groupes sont pilotés par des parlementaires et réunissent les principaux acteurs concernés tels que des élus locaux, des associations et des fédérations professionnelles. Ils abordent des thématiques telles que l'efficacité énergétique, la sobriété, la production d'électricité, l'innovation, le "bas carbone" et les zones non interconnectées. Un dernier groupe est chargé de la synthèse, en collaboration avec les présidents des commissions du Développement durable des deux chambres. L'objectif est de définir les "lignes rouges" de chacun et d'associer des députés de l'opposition pour s'assurer de l'adoption du projet de loi sur la Programmation pluriannuelle de l'énergie (LPEC) prévu pour l'automne. Les travaux de ces groupes se poursuivront jusqu'à fin juin ou mi-juillet. (L’Opinion)
PJL nucléaire : adoption définitive au Sénat ; lecture à l’Assemblée nationale le 16/05/2023 – 09.05.23 Les sénateurs français ont adopté le projet de loi visant à accélérer les procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires et au fonctionnement des installations existantes. Le texte abroge certains verrous à la relance du nucléaire et fixe de nouveaux objectifs en matière de recherche et d'innovation. Il renforce également la sécurité et la sûreté nucléaire, encourage la participation des collectivités territoriales et du public, et vise à garantir la sécurité juridique. Le projet de loi souligne l'importance des compétences dans la transition énergétique et prévoit la formation de 100 000 personnes dans la filière nucléaire au cours de la prochaine décennie. Il exprime le soutien du gouvernement et du parlement à une politique énergétique ambitieuse et crédible, et la France travaille à former une Alliance du nucléaire civil avec ses partenaires européens. (news tank energies)
Pourquoi les renouvelables ne sont pas aussi compétitfs qu’on le proclame – 06.05.23 Cet article souligne que bien que les moyens de production d’électricité renouvelables, principalement éoliens et solaires, présentent de nombreux avantages pour décarboner et pour construire rapidement des capacités de production avec des coûts limités, il faut être prudent quant à leur coût réel. Bien que souvent présentées comme les sources de production les moins chères, cela n'est vrai qu'en théorie à la sortie des parcs éoliens et solaires, car leur production est intermittente et aléatoire, ce qui nécessite de surdimensionner considérablement les capacités renouvelables pour éviter les risques de sous-production ou de surproduction dommageables pour les réseaux électriques. En réalité, les renouvelables produisent souvent trop ou trop peu, ce qui peut entraîner des coûts supplémentaires pour équilibrer le réseau électrique. (Transitions Energies) Commentaire/ le rapport de la Cour des comptes de 2018 et le rapport Aubert de 2019 avait largement mis en avant les coûts induits non pris en compte dans le prix réel des EnR intermittentes
Le Parlement italien appelle son gouvernement à considérer davantage le rôle du nucléaire pour la décarbonation – 10.05.23 Les députés italiens ont adopté une motion le 9 mai demandant une évaluation de l'opportunité d'inclure l'énergie nucléaire dans le mix énergétique national comme source alternative et propre d'énergie. Cette initiative suggère un possible retour en grâce du nucléaire en Italie, qui avait abandonné cette source d'énergie après la catastrophe de Tchernobyl. Le gouvernement de Giorgia Meloni montre un regain d'intérêt pour le nucléaire, ce qui pourrait conduire à une alliance avec la France pour défendre cette énergie sur la scène européenne. L'Italie est actuellement un observateur dans l'alliance nucléaire initiée par la France. La motion appelle également à évaluer les territoires en dehors de l'Italie où la production d'énergie nucléaire peut répondre aux besoins nationaux en matière d'énergie décarbonée. (Contexte)
Une nouvelle réunion de l’alliance du nucléaire prévue le 16 mai à Paris – 11.05.23 La ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, organisera une réunion à Paris avec 14 de ses homologues européens pour discuter des projets d'investissement dans le nucléaire en Europe. Cette réunion, prévue pour le 16 mai, fait partie de l'initiative appelée "l'alliance du nucléaire", lancée en février dernier à Stockholm. Les pays participants comprennent la France, la Roumanie, la Bulgarie, la Slovénie, la République tchèque, la Belgique, l'Italie, la Slovaquie, la Pologne, la Hongrie, la Croatie, les Pays-Bas, la Finlande et la Suède. Tous les pays ne seront pas représentés au niveau ministériel, certains envoient des représentants de leur administration ou des ambassadeurs. (Contexte) Une surprise lors de cette réunion est la participation du Royaume-Uni, qui rejoint le club aux côtés de la Lituanie et de l'Estonie.
Une vidéo que l’on peut trouver sur le site d’Enerzine compare la surface occupée par la centrale nucléaire Finlandaise Olkiluotà 3 de 1600 MW à la surface de l’usine éolienne nécessaire ( de 4,2MW l’unité) pour une production (aléatoire ) équivalente Dans cette animation la centrale nucléaire d’Olkiluoto 3 représentée par un carré, possède une superficie d’environ 5000 m2. Ainsi, la production annuelle électronucléaire de 13 TWh équivaudrait à plus de 1.000 éoliennes réparties sur une zone de 22 km x 22 km, soit presque 100.000 fois de surface en plus.