Jean Lepetit, ingénieur conseil énergie BNP Paribas, présente les grandes tendances du marché mondial du charbon et, au-delà du bilan de la décennie passée, les enjeux économiques et technologiques qui détermineront l'avenir de cette énergie.

Actu-environnement : Quel enseignement tirez-vous de l'évolution du marché mondial du charbon au cours des dix dernières années ?

Jean Lepetit : Le constat est sans appel : le charbon a conforté sa deuxième place, derrière le pétrole et devant le gaz, dans le mix mondial des énergies primaires. A l'issue d'une décennie de croissance impressionnante de la consommation charbonnière mondiale, il compte maintenant pour 28% de la consommation d'énergie primaire, contre 23% au début des années 2000.

Le rythme de croissance sur la période a été de 4,4% par an pour le charbon, de 2,7% pour le gaz et de 1,2% pour le pétrole. Je note aussi que la Chine compte pour 80% de la croissance de la demande de charbon.

AE : Qu'est-ce qui justifie cet appétit chinois ?

JL : La forte croissance économique chinoise détermine la demande de charbon pour l’électricité et l’industrie. On ne voit pas d’inflexion à court terme mais la part de marché de la Chine qui avait beaucoup crû ces dernières années devrait malgré tout se stabiliser sur le moyen-long terme.

AE : La consommation de charbon se porte bien en Europe et en Amérique du Nord ?

JL : C'est assez désarmant ! Malgré le développement de la filière gaz et des énergies renouvelables on n'arrive pas vraiment à faire baisser la consommation de charbon dans les pays développés. Il y a eu une baisse de la consommation de charbon durant la crise mais la demande reste globalement élevée.

Cette baisse ne fait que confirmer le lien fort entre la consommation de charbon et la croissance économique via la variation de la demande en électricité.

AE : Le gaz est pourtant présenté comme une énergie particulièrement adaptée à la production électrique et de nombreux acteurs voient en lui un bon substitut au charbon.

JL : C'est vrai. Cependant l'exemple des Etats-Unis au début des années 2000 a illustré la difficile mise en place d'un tel scénario de transition énergétique.

Avec le développement de l'exploitation du gaz de schiste, les Etats-Unis ont maintenant un énorme potentiel de production de gaz naturel. Cependant, bien que le recours au gaz ait progressé, il ne dépasse toujours pas l'usage du charbon. On constate donc que même lorsque le gaz est accessible à bon compte, il ne se substitue pas au charbon aussi facilement qu’on pourrait l’imaginer.

Plusieurs facteurs expliquent cela et en premier lieu la très longue durée de vie des installations utilisant le charbon et l'abondance des réserves, environ 200 ans au niveau global. Pour revenir sur l'exemple nord-américain, le charbon offre encore un potentiel considérable notamment avec le développement de réserves ouest américaines compétitives et bien adaptées à la production électrique.

AE : Dans ce contexte, comment envisager une baisse des émissions de CO₂ ? Quelles pistes de réduction des émissions polluantes des centrales à charbon sont effectivement mises en œuvre aujourd'hui ?

JL : Lorsqu'on observe les projets de nouvelles centrales, on constate qu'ils se basent généralement sur les meilleures technologies disponibles. Cela permet de réduire les émissions par mégawattheure d'électricité produite, puisqu'une même quantité de charbon produit plus d'électricité que par le passé. Ceci impacte directement les émissions de CO₂ et cela contribue à rendre possible un contrôle poussé des émissions de tous les polluants atmosphériques. Tout cela va dans le sens d’une utilisation « plus propre » du charbon.

C'est pour cela qu'aujourd'hui on construit beaucoup de centrales supercritiques et de plus en plus de centrales ultra-supercritiques. Le Japon, par exemple, a investi dans les centrales les plus modernes depuis des années et il dispose d'un parc au rendement moyen de 41%. Ce chiffre est particulièrement élevé car le rendement maximal d'une centrale charbon est de l'ordre de 45%, à comparer à des rendements de moins de 30% pour de vieilles centrales.

Quant au captage et stockage du CO₂, aujourd'hui cela constitue une opportunité plutôt qu'une réalité. Si fin 2010 près de 300 projets pilotes étaient annoncés, la réalité sera probablement moins enthousiasmante puisque seuls quelque 20 projets significatifs devraient aboutir d'ici 2020 dans le meilleur des cas.

AE : Quels sont les éléments économiques qui déterminent le déploiement de ces technologies ?

JL : Tout d'abord, il faut bien garder à l'esprit qu'une centrale standard ne sera jamais transformée en centrale supercritique. C'est donc à l'occasion du renouvellement des installations que la question des technologies les plus performantes se pose.

De manière générale, il faut distinguer l'investissement initial et les coûts opérationnels. Si l'on revient à l'arbitrage entre gaz et charbon, on peut dire que les deux énergies s'opposent : le charbon impose un investissement plus élevé que le gaz mais il offre des coûts de fonctionnement plus faibles.

Si on s'intéresse au charbon, le coût du capital, qui traduit le coût associé aux capitaux propres et à la dette mobilisés pour le projet, est un facteur important qui impacte directement la rentabilité. Un coût du capital attractif renforce donc l'attrait du charbon mais incite aussi à l’usage des technologies les plus efficaces. Cela s’applique en particulier à la Chine et aussi plus généralement aux grosses unités de génération.

Pour l'Europe, le prix du CO₂ est aussi une donnée importante. L'allocation des quotas a été faite de telle sorte que les producteurs électriques disposent d'un nombre de quotas inférieur à leurs besoins. A l'inverse les industriels ont obtenu des surplus. Mais, la crise a contribué a créer des surplus de droits d’émissions et à faire baisser le prix du CO₂. Un point qui joue là aussi en faveur de l’usage du charbon au détriment du gaz.

Propos recueillis par Philippe Collet