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Timestamp: 2013-12-13 17:12:39+00:00

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EUR-Lex - 52013DC0180 - FR
avis CES 52013AE3273 Sélectionner l'ensemble des documents citant ce document
l'avenir du captage
et du stockage du carbone en Europe
fossiles dans le bouquet énergétique et dans les procédés industriels. 4
2.1. Le rôle
des combustibles fossiles dans le bouquet énergétique mondial 4
2.2. Le rôle
des combustibles fossiles dans le bouquet énergétique de l’Europe. 6
2.2.1. Le
charbon dans la production d’électricité de l’Europe. 9
2.2.2. Le gaz
dans la production d’électricité de l’Europe. 10
2.2.3. Le
pétrole dans la production d’électricité de l’Europe. 11
de la production d’électricité en Europe et âge des unités de production. 11
2.2.5. L’utilisation
des combustibles fossiles dans d’autres procédés industriels. 13
2.2.6. Le
potentiel du CSC en Europe et dans le monde. 13
potentiel de l’utilisation industrielle du CO2 15
2.4. Compétitivité-coûts
du CSC.. 16
2.5. Compétitivité-coûts
de la conversion au CSC des centrales électriques existantes. 17
lieux de la démonstration du CSC en Europe et analyse des points faibles. 18
3.1. Le manque
d’arguments économiques. 19
de l’opinion publique et acceptabilité de la technologie. 21
3.3. Le cadre
juridique. 21
3.4. Stockage
du CO2 et infrastructure. 21
3.5. Coopération
Internationale. 22
4. Aller de
l’avant 22
Aujourd’hui, plus de 80 % de l’énergie primaire
consommée dans le monde est d’origine fossile. L’augmentation de la
consommation mondiale d’énergie au cours des dix dernières années est imputable
à 85 % aux combustibles fossiles. D’après les estimations de la
consommation énergétique future établies sur la base des politiques et de la
situation actuelles, cette dépendance à l’égard des combustibles fossiles
devrait perdurer[1].
Ces tendances ne sont pas compatibles avec la nécessaire mitigation du
changement climatique. Elles pourraient en effet se traduire par une
augmentation moyenne des températures mondiales de 3,6 ou de 4 degrés Celsius
respectivement selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et un rapport
commandé par la Banque mondiale[2].
Pendant la phase de transition qui précèdera le passage à une économie à faible
intensité de carbone, la technologie du captage et du stockage du carbone (CSC)
sera l’un des principaux moyens de concilier la demande croissante de
combustibles fossiles et la nécessité de réduire les émissions de gaz à effet
de serre. Sur le plan mondial, le CSC sera probablement une nécessité pour
limiter la hausse moyenne des températures mondiales à 2 degrés Celsius[3].
Le CSC est également essentiel pour atteindre les objectifs de l’Union en
matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre et, pour certains
secteurs industriels européens en perte de vitesse, il ouvre des perspectives
de revitalisation qui ne s’accompagnent pas d’une augmentation des émissions de
carbone. Cela suppose toutefois que le CSC soit une technologie utilisable à
grande échelle, commercialement viable et se prêtant à un déploiement de grande
ampleur[4].
Les analyses réalisées en vue de la publication de la
feuille de route de l'UE vers une économie compétitive à faible intensité de
carbone à l’horizon 2050 et de la feuille de route sur l’énergie à l’horizon 2050
soulignaient le rôle important que pourrait jouer la technologie du CSC, pour
autant qu’elle soit commercialisée, dans la transition de l’UE vers une
économie à faible intensité de carbone; en effet, suivant les scénarios, entre 7
et 32 % de la production d’électricité pourraient bénéficier du CSC d’ici
à 2050. En outre, d’après ces analyses, d’ici à 2035, le CSC commencera à
contribuer dans une plus large mesure à la réduction des émissions de CO2
des installations industrielles de l’UE.
L’UE est résolue à soutenir le CSC tant financièrement que
sur le plan réglementaire. Faisant suite à la décision prise en 2007 par le
Conseil européen de soutenir jusqu'à 12 projets de démonstration à grande
échelle d’ici à 2015, la Commission a pris un certain nombre de mesures pour
établir un cadre réglementaire commun d’appui à la démonstration.
La directive CSC a été adoptée aux fins de
l’établissement d’un cadre juridique pour le captage, le transport et le
stockage du CO2 ; la date limite fixée pour sa transposition
est juin 2011[5].
Le réseau de transport du CO2 a été inclus dans les infrastructures
énergétiques prioritaires (IEP) de l'Europe présentées en novembre 2010 et
dans la proposition de règlement concernant des lignes directrices sur l'infrastructure
transeuropéenne présentée par la Commission. Le CSC fait aussi désormais partie
intégrante des initiatives de R&D de l’UE - l’initiative industrielle
européenne (IIE) pour le CSC a été établie dans le cadre du plan
stratégique européen pour les technologies énergétiques (plan SET).
De surcroît, deux instruments de financement ont été mis en
place: le programme énergétique européen pour la relance (PEER) et le
programme NER300[6]
financé par les quotas du SEQE en vue d’affecter d'importantes ressources
financières de l’UE à des projets de démonstration à grande échelle[7].
En dépit de ces efforts, le CSC n'a pas encore pris son
essor en Europe, et ce pour diverses raisons qui sont brièvement exposées dans
la présente communication. Même s’il est clair que l’inaction n’est pas une
solution envisageable et que de nouvelles mesures s’imposent, le temps presse,
en particulier pour les projets de démonstration pour lesquels, alors qu'une
partie des fonds nécessaires a pu être dégagée, la décision finale d’investissement
n’a pas encore été prise. La présente communication fait donc le point de la
situation en tenant compte du contexte mondial et examine les solutions
possibles pour encourager la démonstration et le déploiement du CSC de manière
à faire valoir les arguments économiques à long terme plaidant en faveur de
l'intégration de cette technologie dans la stratégie de l’UE pour assurer la
transition vers une économie à faible intensité de carbone. 2. Les combustibles fossiles dans le bouquet énergétique et dans les
procédés industriels Depuis la décision de 2007 du Conseil européen relative au
développement du CSC, cette technologie a encore pris de l’importance, que ce
soit au niveau européen ou sur le plan international, car la dépendance
mondiale à l'égard des combustibles fossiles s'est accrue. Dans l’intervalle,
le délai imparti pour atténuer les effets du changement climatique s’est
resserré, rendant d’autant plus urgent le déploiement du CSC. 2.1.Le rôle des combustibles fossiles dans le
En 2009, les combustibles fossiles couvraient 81 % de
la demande mondiale d’énergie primaire et étaient à l’origine de deux tiers de
l’électricité produite dans le monde. Au cours des dix dernières années, le
charbon, le pétrole et le gaz sont intervenus globalement à hauteur de 85 %
dans l’augmentation de la demande mondiale d’énergie primaire, le charbon
couvrant à lui seul 45 % de l’augmentation de la consommation mondiale
d’énergie primaire, comme le montre la figure 1 ci-dessous. Cette évolution est
largement due à l’augmentation de la demande des pays en développement. En
conséquence, la production mondiale de charbon a pratiquement doublé depuis 1990
et a atteint près de 8 000 millions de tonnes en 2011.
Figure 1: Augmentation de la demande mondiale
d’énergie primaire par combustible au cours de la période 2001-2011 (Source:
AIE World Energy Outlook 2012)
L’évolution historique décrite par la figure ci-dessus
transparaît dans les prévisions fournies par le scénario «New policies» (nouvelles
mesures) des Perspectives énergétiques mondiales 2012 de l’AIE, comme en
témoigne la figure 2, qui montre que dans les pays en développement, le charbon
va jouer un rôle de plus en plus important dans les investissements de
production d’électricité au cours des prochaines décennies, si les politiques
actuelles sont maintenues, tandis que dans les pays développés, la capacité des
centrales au charbon commence à diminuer.
Figure 2: Évolution de la production d’électricité
dans certaines régions du monde au cours de la période 2010-2035 (source: AIE,
World Energy Outlook 2012) 2.2.Le rôle des combustibles fossiles dans le
bouquet énergétique de l’Europe
Au sein de l’Union européenne, la part du gaz dans la
consommation d’énergie primaire a augmenté au cours des dix dernières années
pour atteindre 25 % en 2010[8];
la plus grande partie de ce gaz est importée, puisque l'UE ne produit
qu'environ 35 % de ses ressources en gaz[9].
Environ 30 % du gaz sert à la production d’électricité.
Alors que nos importations de gaz ont doublé au cours des
vingt dernières années, c’est l’inverse qui s'est produit aux États-Unis où
d'importantes découvertes et le développement des gaz de schiste ont fait
baisser le prix du gaz et rendu ce pays moins tributaire des importations d’énergie.
La figure 3 ci-dessous montre le développement rapide de l’utilisation des gaz
de schiste aux États-Unis et les prévisions en la matière.
Figure 3: Évolution historique et prévue de la
production de pétrole et de gaz aux États-Unis (source: World Energy Outlook 2012)
Cette évolution a mis à mal la compétitivité du charbon
américain (comme le montre la figure 4), ce qui a conduit le secteur américain
du charbon à rechercher de nouveaux débouchés avec des exportations accrues de
charbon qui aurait sinon été consommé aux États-Unis. Pour le moment, tout
porte à croire que cette tendance va se poursuivre, voire s’aggraver. Figure 4:
Évolution des prix du charbon sur 12 mois (source: Platts) L’Union européenne a été destinataire d'une grande partie de
ces exportations, d’où une augmentation de la consommation de charbon. La
figure 5 montre l'évolution globale dans le secteur du charbon de l'UE au cours
des vingt dernières années (données jusqu'en mai 2012 inclus). L'augmentation
récente de la consommation de charbon[10]
a donc potentiellement interrompu et, dans une certaine mesure, inversé la
baisse de la consommation de charbon en cours depuis vingt ans. Les raisons sont multiples, mais ce sont en particulier les
prix du charbon et du carbone plus faibles que prévu qui sont considérés comme
Figure 5: Évolution de la consommation de charbon dans
l’UE au cours des vingt dernières années (jusqu’en mai 2012 inclus) (source:
Eurostat) Remarque: à gauche de la barre sont représentées des données annuelles depuis 1990
et à droite, des données mensuelles pour la période postérieure au 1er
janvier 2008. Vu son faible prix et les prix comparativement élevés du
gaz, le charbon est devenu un nouvel élément économiquement intéressant pour la
production d’électricité dans l’UE. La durée de vie des centrales électriques
qui étaient censées fermer est à présent allongée et partant, le risque
d’asservissement au carbone associé aux nouveaux projets à base de combustibles
fossiles s’accroît.
Ces dernières années, les émissions de GES ont nettement
reculé sous l’effet de la crise économique, ce qui s’est traduit, au début de
l’année 2012, par un excédent de 955 millions de quotas du SEQE inutilisés. Globalement,
l’excédent structurel connaît une augmentation rapide et environ deux milliards
de quotas pourraient rester inutilisés pendant la majeure partie de la phase 3[11],
ce qui entraînerait un effondrement rapide des prix du carbone qui
plafonneraient à 5 EUR par tonne de CO2.
Ce regain d’intérêt pour le charbon a certainement à court
terme des effets défavorables sur la transition vers une économie à faible
intensité de carbone. 2.2.1. Le charbon dans la production d’électricité de l’Europe
Le secteur du charbon contribue de manière importante à la
sécurité de l’approvisionnement énergétique de l’Europe car la production
charbonnière est essentiellement européenne; en effet, plus de 73 % du
charbon consommé dans l'UE est produit en interne, comme le montre la figure 6.
Figure 6: Consommation
de charbon dans l’UE en 2010 (source: Eurostat)
Le charbon consommé en Europe sert essentiellement à la
production d’électricité. Globalement, la consommation de lignite et
d'anthracite de l’UE a augmenté, passant de 712,8 Mt en 2010 à 753,2 Mt en 2011,
ce qui représente environ 16 % de la consommation totale d’énergie. La
part du charbon dans la production électrique de l’UE a lentement diminué
jusqu’en 2010 (où elle était d’environ 25 %[12])
et a recommencé à augmenter depuis cette date, comme cela a déjà été indiqué. Le
tableau suivant montre les principaux consommateurs de charbon de l’UE Figure 7: Principaux
consommateurs de charbon de l’UE en 2010 (Source: Eurostat)
D’après les informations fournies par les États membres, des
centrales au charbon représentant une puissance installée supplémentaire
d’environ 10 GW seraient en construction ou en prévision (en Allemagne, aux
Pays-Bas, en Grèce et en Roumanie). Toutefois, les chiffres communiqués par les
États membres sont nettement plus faibles que ceux fournis par Platts, qui
indiquent que les centrales au charbon en projet, en voie de réalisation ou en
construction représenteraient jusqu’à 50 GW de puissance installée. En outre,
plusieurs centrales anciennes vont devoir être remises en état ou fermées car
elles arrivent au terme de leur période d’exploitation prévue. 2.2.2. Le gaz dans la production d’électricité de l’Europe
La part du gaz dans la production d’électricité de l’Europe
a augmenté continûment au cours des 20 dernières années, passant de 9 % en
1990 à 24 % en 2010[13].
De surcroît, de nombreux États membres s'attendent à une augmentation sensible
de la part du gaz dans la production d'électricité. Comparées aux centrales au
charbon, les centrales au gaz présentent en effet plusieurs avantages: leurs
émissions de gaz à effet de serre sont deux fois moins importantes; leurs coûts
d’investissement sont faibles et leur mode d’exploitation est plus souple, de
sorte qu’elles se prêtent à la compensation des fluctuations de la production
d’électricité à partir des énergies éolienne et solaire. Au total, 20 GW de
puissance en construction ont été notifiés à la Commission, ce qui représente
environ 2 % de la puissance électrique installée totale actuelle (15 GW
supplémentaires en prévision ont été notifiés). La figure ci-dessous montre la
puissance des 32 centrales au gaz dont la construction a été notifiée à la
Figure 8: Principaux
États membres dans lesquels des centrales au gaz sont en construction (Source:
notifications des États membres)
S’il est vrai que les nouvelles centrales au gaz permettront
de réduire les émissions par rapport aux centrales au charbon, de tels
investissements ont une durée de vie non négligeable, et il ne sera pas
nécessairement rentable de mettre à niveau les centrales au gaz en y intégrant
le CSC, en particulier si la centrale n’est pas exploitée en base[14].
D’un autre côté, les coûts d’investissement des centrales au gaz sont plus
faibles que ceux des centrales au charbon, de sorte que la durée d’exploitation
a moins d’incidence sur la rentabilité de l’investissement. 2.2.3. Le pétrole dans la production d’électricité de l’Europe
Le pétrole intervient dans de faibles proportions dans la
production d’électricité, c’est-à-dire dans des applications de niche telles
que des réseaux électriques isolés; sa part représente 2,6 % seulement
dans l’UE et un peu plus à l’échelon mondial, mais la tendance est à la baisse.
le pétrole est principalement utilisé à des fins de transport dans les moteurs
à combustion, notamment dans les avions, les navires et les véhicules
automobiles. Étant donné son rôle limité dans l'industrie et la production
d'électricité et dans la mesure où la technologie actuelle ne permet pas de
capter efficacement le carbone provenant de sources d’émission si restreintes,
le pétrole ne fera pas l’objet d’une étude plus approfondie dans le cadre du
présent document. 2.2.4. Composition de la production d’électricité en Europe et âge des unités
Les investissements dans la capacité de production
électrique de l’Europe ont évolué au fil du temps; d’abord axés sur les
énergies renouvelables (hydroélectricité) au début de l’électrification, il y a
plus d’un siècle, ils se sont ensuite principalement portés sur le charbon, le
nucléaire et le gaz à partir des années 1950, avant de miser à nouveaux sur les
énergies renouvelables (éolien et solaire) ces dix dernières années. Cette
évolution est représentée sur la figure 8 ci-dessous. Figure 9:
Structure par âge de la production d’électricité en Europe (source: Platts)
Comme le montre la figure ci-dessus, du fait des
investissements dans les centrales au charbon réalisés il y a 30 à 55 ans,
l’Europe dispose d’un vaste parc de centrales au charbon anciennes qui arrivent
aujourd’hui au terme de leur durée de vie (c’est le contraire dans le cas des
centrales au gaz, car la plupart des investissements ont été réalisés au cours
des vingt dernières années). En conséquence, un nombre croissant de centrales
électriques (en moyenne 3 à 5 GW par an, soit l’équivalent d’environ dix
centrales au charbon) parvient à un âge où les investisseurs peuvent juger plus
rationnel de les mettre hors service plutôt que de consacrer des ressources à
leur mise à niveau[15],
ce qui donne l’occasion de les remplacer par des solutions à faible
intensité de carbone, mais augmente également le risque de nouvel
asservissement au carbone si les prix relatifs de l'énergie et du carbone
restent à leur niveau actuel.
2.2.5. L’utilisation des combustibles fossiles dans d’autres procédés
Le captage du CO2 émis par plusieurs procédés
industriels est nettement plus aisé que dans le secteur de l'électricité en
raison de la concentration relativement élevée du CO2 produit. Dans
certains secteurs, l’application du CSC est donc une possibilité intéressante
pour le déploiement rapide de cette technologie. D’après l'analyse menée dans
le cadre de la feuille de route vers une économie compétitive à faible
intensité de carbone à l'horizon 2050, les émissions de CO2 de
l’industrie devront être réduites de 34 à 40 % d’ici à 2030 et de 83 à 87 %
d’ici à 2050, par rapport à 1990. De récentes études du JRC portant sur l’application du CSC
dans les secteurs de la sidérurgie et du ciment ont montré que la technologie
CSC peut devenir compétitive à moyen terme, ce qui permettrait de réduire les
émissions de ces secteurs selon un bon rapport coût-efficacité[16].
Dans la sidérurgie, par exemple, l’application du CSC pourrait entraîner une
réduction spectaculaire des émissions directes. Bien que la
sidérurgie ait vu son efficacité énergétique s’améliorer très considérablement
au cours des 50 dernières années, le procédé de production de l’acier brut
reste très énergivore. 80 à 90 % des émissions de CO2 de la
sidérurgie proviennent des fours à coke, des hauts fourneaux et des
convertisseurs à oxygène des usines sidérurgiques intégrées. Avec près de 180 millions
de tonnes d’acier brut produites dans l’UE27 en 2011, l’UE intervient à hauteur
de 15 % environ dans la production mondiale d’acier[17].
Dans la mise à jour de 2012 de la communication relative à
la politique industrielle, l’UE s’est fixé l’objectif ambitieux de renforcer le
poids de l’industrie en Europe, qui représente environ 16 % du PIB
actuellement, pour le porter à 20 % d’ici à 2020. L’application du CSC aux
procédés industriels permettrait à l’Union de concilier cet objectif avec ses
objectifs à long terme dans le domaine du climat. Il ne faut néanmoins pas
négliger l’importance des obstacles techniques qu'il reste à surmonter et
l'ampleur des efforts de R&D encore à fournir, ni les aspects économiques
liés aux marchés internationaux de ces produits de base.
Le déploiement du CSC dans les procédés industriels pourrait
aussi aider l’opinion publique à mieux comprendre et mieux accepter cette
technologie, étant donné le lien très visible entre l’emploi au niveau local et
le maintien de la production industrielle.
L'UE est résolument en faveur d’une réduction globale des
émissions de gaz à effet de serre d'au moins 80 % d'ici à 2050. Néanmoins,
il est probable que les combustibles fossiles vont continuer d’être utilisés en
Europe pour produire de l’électricité ainsi que dans les procédés industriels
pendant des dizaines d'années encore. Par conséquent, l’objectif fixé pour 2050
ne pourra être atteint que si les émissions dues à la combustion de
combustibles fossiles sont totalement éliminées, et c’est là que le CSC peut
jouer un rôle essentiel, car cette technologie permet de réduire sensiblement
les émissions de CO2 dues à l’utilisation des combustibles fossiles,
tant dans le secteur de la production d'électricité que dans les secteurs
industriels. Le CSC peut aussi être appliqué en association avec la production
de carburants destinés au transport, en particulier lors de la production de
carburants de substitution[18]
tels que l’hydrogène à partir de sources fossiles. On envisage normalement le CSC en association avec la
combustion des combustibles fossiles, mais il peut également être utilisé pour
capter le carbone d’origine biologique issu de l’utilisation de la biomasse
(bio-CSC). Les applications du bio-CSC vont du captage du CO2 émis
par les centrales alimentées partiellement ou entièrement à la biomasse
jusqu’aux procédés de production des biocarburants. Toutefois, la faisabilité
technique du bio-CSC sur l’ensemble de la chaîne de valeur n’a pas encore été
démontrée à grande échelle.
L’analyse de l’AIE semble indiquer qu’en l’absence du CSC,
les coûts d’investissement nécessaires (dans le secteur de la production
d’électricité) pour atteindre les objectifs fixés pour les gaz à effet de serre
afin de limiter la hausse des températures mondiales à 2° C pourraient
augmenter de près de 40 %[19].
La feuille de route sur l’énergie à l’horizon 2050, dont tous les scénarios
supposent le recours au CSC, a mis en lumière le rôle que cette technologie
peut jouer dans l’atténuation à la fois efficace et économique des effets du
changement climatique. Dans 3 des 5 scénarios de «décarbonisation»
élaborés, le CSC a été appliqué à plus de 20 % du bouquet électrique de
l’Europe à l’horizon 2050, comme le montre la figure 10 ci-dessous.
Figure 10: Part du CSC (%) dans la production
d’électricité à l’horizon 2050 d’après la feuille de route sur l’énergie
(Source: feuille de route sur l’énergie à l'horizon 2050)
Selon le scénario «technologies d’approvisionnement
diversifiées» de la feuille de route sur l'énergie à l'horizon 2050, le CSC
pourrait totaliser 32 GW de puissance installée d’ici à 2035 et environ 190 GW
d’ici à 2050. Ce sont des perspectives intéressantes pour l'industrie
européenne dans le domaine des techniques de captage et de stockage, mais qui
peuvent être décourageantes si l’on considère le niveau où se situe
actuellement l'UE. Tout retard dans le déploiement du CSC en Europe aura
finalement aussi des conséquences négatives pour ces débouchés commerciaux
potentiels. Les projections montrent qu’avec les politiques en vigueur,
la consommation de combustibles fossiles va certes continuer à diminuer dans
l’UE, mais qu’elle restera prépondérante dans le bouquet énergétique de l’UE
dans les décennies à venir. Même avec un recentrage des politiques sur
l'objectif d'une moindre intensité de carbone, les combustibles fossiles
représenteront toujours plus de 50 % du bouquet énergétique de l’UE en 2030.
Tableau 1: Projections
concernant le bouquet énergétique, scénario de référence représentant les
politiques en vigueur (Source: Commission européenne, Analyse d’impact de la
feuille de route sur l'énergie à l'horizon 2050)
D’après les analyses de la feuille de route sur l’énergie à
l’horizon 2050, le déploiement à grande échelle débutera vers 2030, l’élément
moteur étant le prix du carbone généré par le système d’échange de quotas
d’émission (SEQE). La mise en place d’un cadre d’action pour le climat et
l’énergie à l’horizon 2030, dont l’objectif global est de permettre à l’UE
d’atteindre l’objectif de réduction des émissions de GES fixé pour 2050 afin de
limiter le réchauffement de la planète à 2 °C, influera sur le déploiement du
2.3.Le potentiel de l’utilisation industrielle du
Le CO2 est un composé chimique qui peut être
utilisé pour la production de combustibles de synthèse, en tant que fluide de
travail (dans les centrales géothermiques, par exemple), comme produit de
départ dans des procédés chimiques et des applications biotechnologiques ou
pour la fabrication d’un large éventail d’autres produits. Jusqu’ici, le CO2
a été utilisé avec succès pour produire de l’urée, des réfrigérants, des
boissons, ainsi que dans les systèmes de soudage, les extincteurs, les procédés
de traitement de l’eau, dans l’horticulture, dans l’industrie du papier sous la
forme de carbonate de calcium précipité, dans l’emballage alimentaire en tant
qu’agent inerte et dans de nombreuses autres applications à plus petite échelle[20].
En outre, plusieurs nouvelles applications possibles du CO2 se sont
fait jour récemment, faisant intervenir divers procédés en vue de la synthèse
de produits chimiques (par exemple, polymères, acides organiques, alcools,
sucres) ou de la production de combustibles (par exemple, méthanol,
biocarburants dérivés d’algues, gaz naturel de synthèse). Cependant, la plupart
de ces techniques sont encore dans la phase de R&D. Par ailleurs, étant
donné leur mécanisme spécifique de stockage temporaire ou permanent du CO2,
et compte tenu du fait que les volumes de CO2 qu’elles traitent ne
sont pas nécessairement suffisants, on ne saurait tirer de conclusions claires
quant aux effets de ces techniques sur la réduction des émissions de CO2.
Indépendamment de ce potentiel de réduction des émissions de CO2,
les méthodes d’utilisation du CO2 peuvent se révéler directement
rentables à moyen terme. Le CO2 ne serait alors plus considéré comme
un produit résiduaire, mais comme un produit de base, ce qui pourrait également
faciliter l’acceptation du CSC par l’option publique.
Par ailleurs, la récupération assistée de pétrole (et dans
certains cas de gaz) permet de stocker d’importantes quantités de CO2
tout en augmentant la production de pétrole de 13 % en moyenne[21],
ce qui n’est pas négligeable sur le plan économique. En outre, les réservoirs
de pétrole et de gaz se prêtent particulièrement bien au stockage du CO2,
pour plusieurs raisons. En premier lieu, le pétrole et le gaz qui s’étaient
initialement accumulés dans les pièges ne se sont pas échappés, ce qui prouve
la sécurité et la fiabilité de ces sites de stockage, pour autant que leur
intégrité structurale n’ait pas été compromise par les processus d’exploration
et d’extraction. Deuxièmement, la structure géologique et les propriétés physiques
de la plupart des champs de pétrole et de gaz ont été étudiées et
caractérisées. Troisièmement, l’industrie du pétrole et du gaz connaît
suffisamment bien la géologie et les caractéristiques des champs existants pour
prévoir le mouvement, le déplacement et le piégeage des gaz et des liquides. Quoi
qu’il en soit, le principe de précaution doit être appliqué, comme l’a rappelé
récemment l’Agence européenne de l’environnement dans son rapport «Late lessons
from early warnings» (Signaux précoces et leçons tardives (2013)[22].
En outre, le potentiel de la récupération assistée des hydrocarbures (RAH) est
limité en Europe[23].
2.4.Compétitivité-coûts du
Plus de 20 projets de démonstration du CSC sont en cours et
donnent des résultats satisfaisants dans le monde, dont deux en Europe
(Norvège)[24].
Il s’agit pour la plupart d'applications industrielles, notamment de traitement
du pétrole et du gaz ou de production chimique, qui captent le CO2
pour des raisons commerciales. Huit de ces projets couvrent l’intégralité de la
chaîne du CSC (captage, transport et stockage) et cinq d’entre eux sont
économiquement viables à cause de la récupération assistée des hydrocarbures,
dans le cadre de laquelle le carbone sert à faciliter l’extraction du pétrole
brut (l’annexe 1 fournit de plus amples informations sur les projets). D’après la feuille de route pour l’énergie à l’horizon 2050
de la Commission et l’évaluation de l’AIE[25],
le CSC devrait devenir une technologie compétitive pour la transition vers une
économie à faible intensité de carbone. Les estimations des coûts du CSC sont
variables, en fonction du combustible, de la technique et du type de stockage,
mais la plupart des calculs effectués pour les coûts actuels se situent dans la
fourchette comprise entre 30 et 100 euros par tonne de CO2 stockée. D’après
le document Cost and Performance of Carbon Dioxide Capture from Power
Generation de l’AIE (voir note de bas de page n° 29 pour la référence
complète), qui s’appuie sur des études techniques, le coût actuel du CSC est de
l’ordre de 40 EUR/tonne de CO2 évitée[26]
pour les centrales à charbon, et de 80 EUR/tonne de CO2 évitée pour
les centrales au gaz naturel. Il faut en outre tenir compte des coûts du
transport et du stockage. Néanmoins, les coûts devraient diminuer à l’avenir. Selon les évaluations réalisées par le JRC[27],
les centrales au charbon ou au gaz naturel équipées de CSC de première
génération devraient être beaucoup plus onéreuses que les centrales
équivalentes conventionnelles, sans CSC. Lorsque
le déploiement des centrales électriques avec CSC aura débuté, les coûts
diminueront du fait de l’intégration des résultats des activités de R&D et
des économies d’échelles. Les prix du pétrole étant constamment élevés, le CSC
pourrait dans certains cas se révéler compétitif sur le plan des coûts pour les
secteurs de l’extraction pétrolière et gazière où les marges économiques sont
considérablement plus élevées que dans le secteur de la production
d’électricité et les autres secteurs consommant ou fournissant des combustibles
fossiles. C’est ce que démontrent les deux seuls projets de CSC de taille
industrielle actuellement en cours en Europe. Ces projets sont localisés en
Norvège, où les producteurs de pétrole et de gaz doivent s’acquitter d’une taxe
d‘environ 25 EUR/tonne de CO2 émise[28].
Cette taxe, qui s’applique spécifiquement aux producteurs de pétrole et de gaz
du plateau continental, a entraîné le développement commercial du CSC à Snøhvit
et Sleipner (voir annexe I pour plus de précisions). 2.5.Compétitivité-coûts de la conversion au CSC des
centrales électriques existantes
Si la tendance mondiale à la multiplication des centrales
électriques à combustibles fossiles n’est pas inversée, la conversion au CSC
sera une nécessité pour limiter le réchauffement de la planète à 2 °C. Toutefois,
selon le groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC)[29],
la mise à niveau des centrales existantes pour le captage du CO2
devrait se traduire par des coûts plus élevés et des gains d’efficacité globaux
nettement plus faibles que dans le cas des centrales électriques équipées dès
la construction de systèmes de captage. Les désavantages liés aux coûts
de la mise à niveau pourraient être moindres pour certaines centrales
électriques à haut rendement de construction récente, ou en cas
de modernisation substantielle ou de reconstruction d’une centrale. La
plupart des études ultérieures corroborent les constatations du GIEC. Les
principales raisons de ces coûts plus élevés sont:
· des coûts d’investissement plus élevés, car la configuration
des installations existantes et les contraintes d’encombrement pourraient
rendre l'adaptation des centrales au CSC plus compliquée que la construction
d’une nouvelle installation; · une durée de vie plus courte, puisque la centrale
électrique est déjà en exploitation. En conséquence, l’investissement de
conversion au CSC devrait être amorti sur une période plus courte que dans le
cas d’une nouvelle construction intégrant le CSC. · un moindre rendement, car une conversion est difficile à
intégrer de manière optimale pour maximaliser l’efficacité énergétique du
captage, d’où une production moindre; · le coût de la mise à l’arrêt, car l’installation existante
faisant l’objet de la conversion doit être mise hors production pendant la
Afin de réduire les contraintes propres au site et partant,
les coûts, il a été proposé d’exiger que les nouvelles installations soient
«prêtes pour le CSC»[30],
ce qui permettrait d’éviter d’inéluctables nouvelles émissions de CO2
en provenance des nouvelles installations[31].
En vertu de l’article 33 de la directive CSC, les États
membres sont tenus de veiller à ce que tous les exploitants d’installations de
combustion d’une puissance électrique nominale égale ou supérieure à 300 MW
aient évalué si les conditions relatives 1) à la disponibilité de sites de
stockage appropriés, 2) à la faisabilité technique et économique des réseaux de
transport et 3) à la faisabilité technique et économique d’une adaptation en
vue du captage du CO2 sont réunies[32].
Si ces conditions sont réunies, l’autorité compétente veille à ce que
suffisamment d’espace soit prévu sur le site de l’installation pour
l’équipement nécessaire au captage et à la compression du CO2. Cependant,
très peu d’installations ont déjà été déclarées «prêtes pour le CSC». L’analyse de la transposition et de la mise en œuvre de la
directive CSC dans les États membres, qui doit être réalisée prochainement,
permettra d'évaluer les mesures qui ont été prises par les États membres pour
appliquer les dispositions de l’article 33 de ladite directive. 3. État des lieux de la démonstration du CSC en Europe et analyse des
Il ne fait pas de doute que le CSC aura sa place dans un
futur bouquet énergétique bas carbone. Ce constat résulte, entre autres, de la
volonté affichée par l’Union européenne de franchir un cap essentiel en portant
les projets de recherche pilotes sur le CSC au niveau de projets de
démonstration commerciale[33]
permettant de réduire les coûts, de démontrer la sécurité du stockage
géologique du dioxyde de carbone (CO2), de générer des connaissances
transférables sur le potentiel du CSC et de réduire les risques liés aux
investissements dans ces technologies. En dépit des efforts considérables déployés par l’UE pour
ouvrir la voie au développement du CSC, sur les huit projets de démonstration
en cours à l’échelle industrielle[34]
portant sur toute la chaîne du CSC (captage, transport et stockage – voir
détails à l’annexe I), aucun n’est situé dans l’UE, et même les projets les
plus prometteurs de l’UE subissent d’importants retards, pour différentes
raisons exposées ci-après.
3.1.Le manque d’arguments
Les prix déterminés par le SEQE se situant actuellement bien
au-dessous de 40 EUR/tCO2, et en l’absence de
toute autre contrainte juridique ou de toute autre incitation, les opérateurs
économiques n'ont aucune raison d'investir dans le CSC. Lorsque la Commission a
proposé le paquet de mesures sur le climat et l'énergie en 2008, les prix du
carbone atteignaient 30 EUR. On pensait alors que les objectifs fixés par le
paquet de mesures sur l’énergie et le climat permettraient d’atteindre un tel
niveau de prix en 2020, et que ce niveau continuerait d’augmenter par la suite.
Il a fallu admettre que cela ne serait peut-être même pas suffisant pour
permettre la mise en service d'installations de démonstration. Parallèlement à
la mise en place du cadre juridique (la directive CSC), le programme de
financement NER300 a été créé pour financer des projets de démonstration du CSC
à l'échelle commerciale ainsi que des projets innovants portant sur les
énergies renouvelables, de même que le programme énergétique européen pour la
relance (PEER), qui soutient six projets de démonstration du CSC. Si le prix
du carbone avait été de 30 EUR, le soutien financier aurait pu atteindre 9
milliards EUR au total. Globalement, l’incitation constituée par le prix du
carbone et le soutien financier supplémentaire assuré par les programmes NER300
et PEER ont été considérés comme suffisants pour garantir la construction de
plusieurs installations de démonstration du CSC dans l’Union européenne.
Aujourd’hui, avec un prix du carbone proche de 5 EUR et des
ressources issues de NER300 nettement inférieures aux prévisions initiales, il
est évident que les opérateurs économiques ne sont pas incités à investir dans
la démonstration du CSC, étant donné que les coûts d’investissement et
d’exploitation supplémentaires ne sont pas couverts par les bénéfices tirés de la
réduction des émissions, laquelle nécessite d’acheter beaucoup moins de quotas
du SEQE. Les études techniques initiales réalisées pour les projets
de CSC montrent que l’estimation initiale des coûts d'investissement du CSC
était réaliste. Cependant, depuis 2009, les arguments économiques en faveur du
CSC ont été balayés par la crise économique, qui est à l’origine du faible prix
du carbone dans le SEQE. Pour la plupart des projets, les calculs ont été basés
sur un prix du carbone atteignant au moins 20 EUR par tonne de CO2. En
supposant une période d’exploitation de 10 ans (requise par NER300) permettant
le stockage d’un million de tonnes de CO2 par an, une différence de
prix de 10 EUR/tonne de CO2 entraîne en effet un surcoût
d’exploitation d'environ 100 millions EUR. Par rapport au prix de 30 EUR
escompté au moment où le paquet énergie et climat a été proposé, le coût
supplémentaire à couvrir atteint 200 millions EUR. À présent, ce surcoût va devoir être financé soit par
l’industrie, soit par le secteur public. La récupération assistée des
hydrocarbures (RAH) pourrait bénéficier à certains projets, mais contrairement
à ce qui s’est passé aux États-Unis et en Chine, la RAH n’a pas été un facteur
de déploiement du CSC en Europe. Bien que l’industrie se soit déclarée prête à
investir plus de 12 milliards d’euros dans le CSC en 2008, les engagements
financiers effectivement pris jusqu’ici ne sont pas à la hauteur. En fait, dans
la plupart des projets, l’industrie limite actuellement son concours financier
à 10 % environ des coûts supplémentaires liés au CSC. Au niveau des
États membres également, la situation financière et politique n’est plus du
tout la même qu’en 2008.
Dans la situation économique actuelle, et même avec une aide
supplémentaire du plan européen pour la relance économique, qui a alloué
environ 1 milliard d’euros à la démonstration du CSC[35],
l’excédent structurel d’environ 2 milliards de quotas du SEQE, la faiblesse
subséquente prolongée du prix du carbone et le financement moins élevé que
prévu accordé par NER300 ne sont tout simplement pas de nature à inciter
l'industrie à rendre la démonstration du CSC viable, ce qui compromet les
perspectives de déploiement à grande échelle. En l’absence d’une stratégie pour
rendre le CSC commercialement viable ou obligatoire, il est probable que
l’industrie ne s’engagera pas dans le déploiement à grande échelle du CSC. Telle est la conclusion qui transparaît dans la décision
d’attribution prise récemment à l’issue du premier appel à projets du programme
NER300[36].
L’objectif initial était de financer huit projets de démonstration du CSC de
taille commerciale, ainsi que 34 projets innovants relatifs aux énergies
renouvelables. 13 projets de CCS répartis dans sept États membres ont été
proposés dans le cadre de l’appel NER300, dont deux concernaient des
applications industrielles et 11 le secteur de la production d’électricité, Trois
projets ont été retirés au cours de la mise en concurrence. En juillet 2012,
dix projets de CSC étaient toujours en lice[37],
à savoir les huit mieux classés par la Commission et deux autres projets en
réserve. Finalement, aucun projet de CSC n’a reçu de subvention car, lors de la
dernière phase de confirmation des projets, les États membres n’ont pas été en
mesure de confirmer leurs projets de CSC, notamment en raison: du montant
insuffisant de la part de financement nationale et/ou privée[38],
mais également à cause de retards dans les procédures de délivrance des permis
ou, dans un cas, à cause d’une mise en concurrence, au niveau national, pour
l’octroi de subventions, à l’issue de laquelle l’État membre concerné n’a pas
pu donner une confirmation conformément aux exigences de la décision NER300. La majorité des projets de CSC a donné lieu à des demandes
de subvention au titre de NER300 qui dépassaient largement le plafond de
financement qui avait été fixé à 337 millions d’euros compte tenu des recettes
tirées de la monétisation des quotas NER. En fait, les demandes totales de
subvention au titre de NER300 émanant de près de la moitié des projets CSC ont
dépassé le plafond de financement de 500 millions d’euros. Le plafond de
financement plus bas que prévu a donc exercé une pression supplémentaire sur
les États membres et les opérateurs du secteur privé, auxquels il revenait de
couvrir le déficit. Même pour les projets dont les demandes de subventions au
titre de NER300 dépassaient très peu le plafond de financement, le manque de
ressources est resté le principal obstacle et s'est révélé un facteur
déterminant dans leur non-confirmation. Un autre point important à souligner est le fait que les
opérateurs privés qui ont déposé des demandes au titre de NER300 se sont
montrés très peu enclins à supporter eux-mêmes une part des coûts. En fait, une
majorité d’opérateurs de la filière CSC a présenté des demandes qui reposaient
presque entièrement sur un financement public, les autres proposant de
contribuer modestement au financement. On serait tenté d’en conclure que, tant
que le prix du carbone restera faible, le secteur privé s’attendra à ce que le
développement du CSC soit largement cofinancé par des fonds publics, ce qui
constitue une preuve des défis qui restent à relever dans le secteur. Les compagnies d’électricité qui utilisent des combustibles
fossiles comme matières premières, comme les fournisseurs de combustibles
fossiles, ont un intérêt économique au développement du CSC. Sans le CSC, leur
avenir est incertain. 3.2.Sensibilisation de l’opinion publique et
acceptabilité de la technologie
Certains projets qui envisagent un stockage terrestre ont
suscité une vive opposition de l'opinion publique. C’est notamment le cas de
certains projets en Pologne et en Allemagne. En Allemagne, l’opposition de
l’opinion publique est la principale raison du retard pris dans la
transposition de la directive CSC. En Espagne, au terme d’une campagne
d’information et de sensibilisation ciblée, le projet soutenu par le PEER est
parvenu à emporter l’adhésion du public. Les projets qui prévoient un stockage
en mer au Royaume-Uni, aux Pays-Bas et en Italie ont également été acceptés par
l’opinion publique. D’après une récente enquête Eurobaromètre[39],
la population européenne ignore tout du CSC et de sa contribution potentielle à
l’atténuation du changement climatique. Cependant, ceux qui sont informés sont
plus enclins à soutenir cette technologie. Cela montre clairement que des
efforts s’imposent pour amener le CSC au centre du débat sur le rôle respectif
de l'Europe et des États membres dans la lutte contre le changement climatique,
qu'il faut étudier de façon plus approfondie les risques pour la santé et
l’environnement (liés à la fuite du CO2 stocké), et que
l’acceptation du public ne doit pas être considérée comme acquise sans
évaluation préalable. 3.3.Le cadre juridique La directive sur le CSC fournit un cadre juridique global
applicable au captage, au transport et au stockage du CO2. En juin 2011,
date limite fixée pour la transposition de la directive, très peu d’États
membres avaient fait état d’une transposition intégrale ou partielle. La
situation s’est nettement améliorée depuis et, aujourd’hui, seul un État membre
n’a notifié aucune mesure de transposition à la Commission. Alors que la
majorité des États membres ayant proposé des projets de démonstration du CSC a
achevé la transposition de la directive, plusieurs autres interdisent ou
restreignent le stockage du CO2 sur leur territoire. Cet aspect sera examiné en détail dans l'analyse complète de
la transposition et de la mise en œuvre de la directive CSC dans les États
membres. 3.4.Stockage du CO2
D’après le projet GeoCapacity[40]
de l’UE, la capacité totale de stockage géologique permanent de l'Europe serait
équivalente à plus de 300 Gigatonnes (Gt) de CO2, tandis que selon
les estimations prudentes, la capacité de stockage serait de 117 Gt de CO2.
Les émissions totales de CO2 dues à la production d’électricité et
aux applications industrielles dans l’UE se chiffrent à quelque 2,2 GtCO2
par an, ce qui signifie que tout le CO2 émis dans l’UE au cours des
décennies à venir pourrait être stocké, même si l’on tient compte des
estimations prudentes. La capacité de stockage en mer du Nord a été à elle
seule estimée à plus de 200 GtCO2. Il conviendrait de trouver une
approche cohérente pour exploiter cette capacité. Il existe une capacité de
stockage suffisante en Europe, mais toute cette capacité n'est pas située à
proximité des émetteurs de CO2 ou ne leur est pas accessible. Une
infrastructure de transport transfrontière est donc nécessaire pour raccorder
d’une manière efficiente les sources aux puits de CO2. C’est l'objet
de la proposition de la Commission qui vise à inclure l'infrastructure de
transport du CO2 dans la proposition de règlement concernant des
lignes directrices sur l'infrastructure transeuropéenne. En vertu de ce
règlement, les projets d’infrastructure de transport du CO2 peuvent
prétendre au statut de projet d’intérêt commun européen et éventuellement
bénéficier d’un financement. Néanmoins, dans un premier temps, les projets de
CSC exploreront le plus souvent les possibilités offertes par les puits de CO2
situés à proximité des points de captage, et l’infrastructure devra donc
d’abord être développée au niveau national. Les États membres devront apporter
une réponse appropriée à ces besoins d’infrastructure nationale avant de
pouvoir envisager des réseaux transfrontières. 3.5.Coopération internationale
climatique ne pourra donner des résultats que si elle est menée dans le monde
entier. L’action menée par l’UE peut susciter la coopération internationale
nécessaire, mais il est en outre parfaitement justifié d’un point de vue
stratégique de promouvoir l’utilisation de technologies de mitigation dans les
pays qui en auront besoin pour réorienter leur économie en expansion sur la
voie du développement à faible intensité de carbone. Ces technologies incluent
sans aucun doute le CSC, pour lequel le marché non européen est probablement
beaucoup plus vaste que le marché intérieur. À titre d’exemple, la consommation de charbon de la Chine a
augmenté de 10 % en 2010 et représente actuellement 48 % de la
consommation mondiale. Une part importante des centrales au charbon, d'une
puissance totale de 300 GW, qui sont actuellement en construction ou en
prévision en Chine sera probablement encore en exploitation en 2050. À moins
que les nouvelles centrales construites en Chine et dans le monde puissent être
équipées du CSC et que les centrales existantes soient mises à niveau, une
large part des émissions mondiales entre 2030 et 2050 est d'ores et déjà
inéluctable. La Commission européenne engage donc le dialogue avec les pays
tiers, en particulier les économies émergentes, et l’industrie. L’objectif est
d’internationaliser davantage les activités de partage des connaissances entre
projets de CSC, dans le cadre du réseau européen de projets de démonstration du
CSC, du Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF) (forum pour la promotion
du piégeage du carbone), dont la Commission est membre, et du Global CCS
Institute (GCCSI), auquel est elle participe.
4. Aller de l’avant Le second appel à projets NER300, qui sera lancé en avril 2013,
offrira à l’industrie européenne et aux États membres une seconde chance
d’améliorer les perspectives en ce qui concerne le CSC. Toutefois, au vu des
retards patents pris par le programme de démonstration du CSC, il est temps de
réévaluer les objectifs fixés par le Conseil européen et de réorienter nos
propres objectifs et instruments. Dans l’optique de la commercialisation du CSC, la
démonstration et le déploiement à grande échelle de cette technologie sont plus
que jamais nécessaires. Il est essentiel pour notre compétitivité à long terme
que nos secteurs énergétique et industriel parviennent à amener le CSC au stade
du déploiement commercial[41]
de manière à pouvoir réduire les coûts, démontrer la sécurité du stockage
géologique du CO2, générer des connaissances transférables sur le potentiel
du CSC et réduire les risques liés aux investissements dans ces technologies. Le CSC sera toujours plus coûteux que la combustion de
combustibles fossiles sans aucune mesure de réduction des émissions, et une
compensation serait donc nécessaire car le captage implique davantage
d’investissements et d’énergie. Cette compensation pourrait être obtenue par
diverses interventions. Nous disposons déjà du SEQE, qui encourage directement
le CSC en ce sens qu’il fixe un prix pour le carbone, quoique ce prix soit
beaucoup trop faible. En outre, il est possible d’utiliser une partie du
produit de la mise aux enchères des quotas d’émission (programme NER300) pour
financer le CSC et des projets relatifs aux énergies renouvelables. L’anticipation de prix du quota de CO2 est
aujourd’hui bien inférieure à l’évaluation de 2008 du paquet énergie et climat,
qui prévoyait un prix de l’ordre de 30 EUR (aux prix de 2005) en 2020[42].
Aujourd’hui, le signal de prix du SEQE n’incite pas à renoncer au charbon au
profit du gaz et accroît les coûts de financement des investissements dans les
technologies à faible intensité de carbone en raison des risques perçus comme
étant associés à ces investissements. Une enquête menée auprès des 363
exploitants du SEQE de l’UE confirme que le prix des quotas d’émission
européens pèse depuis peu moins lourd dans les décisions d’investissement[43].
Une réforme structurelle du SEQE pourrait entraîner une
hausse des prix et peut prouver au marché que le SEQE sera à même de fournir, à
long terme également, un signal de prix du carbone suffisamment fort pour
promouvoir le déploiement du CSC. En conséquence, la Commission a présenté un
rapport sur le marché du carbone et lancé simultanément une consultation
publique en vue d'examiner les diverses solutions possibles pour y parvenir. En
l’absence de toute autre mesure d’incitation, le déploiement du CSC nécessitera
d’importantes hausses (ou anticipations de ces hausses), d'au moins 40 EUR, du
prix fixé par le SEQE[44].
L’AIE fait valoir qu’une stratégie en faveur du CSC doit
prendre en considération l’évolution des besoins de la technologie au fur et à
mesure de sa maturation, et que les mesures plus spécifiques nécessaires dans
les premiers stades doivent laisser la place à des mesures plus neutres afin de
garantir que le CSC restera compétitif par rapport aux autres possibilités de
réduction des émissions en se rapprochant de la commercialisation[45].
D’où l’importance, indépendamment de l’issue du débat sur la réforme
structurelle du SEQE, d’un processus de démonstration tenant la route pour bien
préparer le déploiement du CSC. Plusieurs solutions doivent donc être
envisagées pour permettre dès que possible une démonstration à grande échelle
en vue de la poursuite du déploiement et de la commercialisation. Il a été admis dans le paquet énergie et climat que le
signal de prix du carbone ne serait probablement pas suffisant pour promouvoir
la démonstration. Des mesures d’incitation supplémentaires ont été prévues au
moyen du dispositif financier NER300 et PEER, ainsi que dans le cadre de la
directive CSC. Actuellement, le SEQE prévoit d’accorder un soutien financier à
des projets de CSC et à des projets innovants relatifs aux énergies
renouvelables, à l'issue du second appel à propositions de NER300. Il serait également
envisageable d’étendre ce type de financement jusqu’en 2030. Ce mode de
financement pourrait correspondre à certains des objectifs du plan SET et
pourrait aussi cibler l’innovation dans les secteurs à forte intensité
énergétique, car le CSC est une technologie clé applicable aussi bien au
secteur de l’énergie qu’au secteur industriel. En outre, le principe de la mise
en concurrence permet de mettre toutes les entreprises de l’UE sur un pied
d’égalité et de faire un usage optimal de ressources limitées. De surcroît, eu égard aux approches examinées et/ou retenues
dans plusieurs pays, plusieurs moyens d’action allant au-delà des mesures
existantes pourraient également être envisagés. Ils sont brièvement exposés
ci-après. Il est évident que, même si le prix du carbone n'est pas
suffisamment élevé, le déploiement d’un petit nombre de projets de CSC n'en
reste pas moins nécessaire afin de développer l'infrastructure du CSC et les
compétences et connaissances requises pour cette technologie. Les mesures
visant à promouvoir la démonstration pourraient être d’ampleur limitée, ce qui
permettrait de maîtriser les coûts pour l’économie globale tout en procurant la
sécurité nécessaire aux investisseurs, et ainsi de tirer les bénéfices d’un
déploiement à bref délai. Le processus de démonstration donnerait aussi une
idée plus précise du rôle que le CSC sera appelé à jouer dans l’avenir, en
particulier dans une situation où, à court et moyen termes, le prix du carbone
n’est pas suffisamment élevé pour encourager les investissements dans cette
technologie. Un système contraignant de certificats CSC pourrait obliger
les émetteurs de carbone (au-delà d’un certain seuil) ou les fournisseurs de
combustibles fossiles à acheter des certificats de CSC pour couvrir une certaine
quantité de leurs émissions ou des émissions en amont (si l’obligation incombe
aux fournisseurs de combustibles fossiles) Des certificats pourraient être
délivrés à l’industrie pétrolière et gazière, de manière que les connaissances
déjà acquises par ces secteurs sur les plans de la géologie et du savoir-faire
contribuent à la mise en évidence des sites de stockage les plus appropriés, y
compris la possibilité de récupération assistée des hydrocarbures, pour autant
que cela garantisse un stockage permanent du CO2. Encadré 1: obligation de CSC
À compter de 2015, les
compagnies d’électricité de l’État d'Illinois, aux États-Unis, devront faire
appel à des centrales à charbon propre pour produire 5% de l’électricité
qu’elles fournissent, l’objectif étant d’atteindre 25 % d’ici 2025. Les
centrales en exploitation avant 2016 seront considérées comme des centrales à
charbon propre si au moins 50 % de leurs émissions de CO2 sont
captées et piégées. Ce pourcentage sera de 70 % pour les centrales au
charbon censées entrer en exploitation en 2016 ou 2017, et sera porté à 90 %
pour les centrales qui entreront en exploitation ultérieurement.
Un tel système pourrait fonctionner avec le SEQE, à
condition que le nombre de certificats CSC qui serait requis ait son équivalent
en quotas d'émission, lesquels devraient être définitivement retirés du marché
(la quantité de réductions de carbone attestée par les certificats CSC est
connue, de sorte qu’une réduction équivalente du nombre de quotas d’émission du
SEQE garantirait une intégration rapide des deux systèmes). Un tel système
pourrait déterminer l’ampleur nécessaire du développement et du déploiement du
CSC. Si son champ d’application est bien délimité, le système pourrait avoir
une incidence modérée sur le fonctionnement du SEQE, tout en offrant la
souplesse nécessaire aux entreprises pour respecter le plafond fixé. Les normes d’émission pourraient constituer une solution
ciblée qui consisterait à créer des normes d’émission contraignantes qui s’appliqueraient
soit uniquement aux nouveaux investissements, soit à tous les émetteurs d’un
secteur et qui contraindraient les entreprises ou les installations à ne pas
dépasser une quantité déterminée d’émissions par unité de production. Encadré 2: normes
d’émission actuellement en vigueur
norme d’émission tenant lieu de mesure de soutien à long terme est en vigueur
en Californie: il s'agit d'une norme non négociable de 500g CO2/kWh
applicable aux nouvelles centrales électriques.
Les États-Unis envisagent également
une norme d’émission fédérale, dans le cadre de la loi sur la qualité de l'air
(Clean Air Act) mise en œuvre par l’EPA, qui impose concrètement que les
nouvelles centrales au charbon soient «prêtes pour le CSC» et mises à niveau
ultérieurement. À cet effet, la loi autorise le respect de la norme d'émission
en moyenne sur une période de 30 ans. Un autre exemple est la Norvège, où
aucune centrale au gaz non équipée du CSC ne peut être construite.
Les normes d’émission soulèvent un certain nombre de
questions méthodologiques. Elles ne fournissent aucune garantie que les
installations qui seront construites seront équipées du CSC et pourraient en
fait n’avoir pour seul effet que de déplacer les investissements vers des
sources d’énergie à plus faibles émissions de carbone conformément aux
exigences de la norme De surcroît, un tel système, s’il était appliqué
rigoureusement, remplacerait de facto le signal de prix du carbone fourni par
le SEQE en tant qu’incitation à la «décarbonisation», sans offrir aux secteurs
concernés la souplesse prévue par le SEQE. Par conséquent, avant d’opter pour
des normes d’émission, il conviendrait d’examiner de façon plus approfondie
l’incidence qu’elles pourraient avoir sur le SEQE et les secteurs concernés[46].
Par ailleurs, les gouvernements nationaux ont également un
rôle à jouer dans la démonstration. Les États membres pourraient, par exemple,
mettre en place des systèmes garantissant une rentabilité minimale des
investissements de CSC, à l’instar des tarifs de rachat souvent employés pour
permettre la démonstration et la pénétration des technologies renouvelables. Pour
autant qu’ils soient conçus de manière flexible, afin d’éviter des bénéfices
exceptionnels, et qu’ils soient exclusivement limités à la démonstration, de
tels systèmes pourraient se révéler efficaces et ne devraient pas perturber
outre mesure le fonctionnement du SEQE ou du marché intérieur. 5. Conclusions
La feuille de route pour l’énergie à l’horizon 2050, de même
que les conférences et les rapports internationaux[47],
indiquent clairement que les énergies fossiles feront toujours partie du
bouquet énergétique européen et mondial et qu’elles continueront d’être
utilisées dans de nombreux procédés industriels. Le CSC est aujourd’hui une des
principales technologies disponibles pour réduire les émissions de CO2
du secteur de la production d’électricité. Pour tirer parti de ce potentiel, il
faut que le CSC devienne une technologie compétitive en matière de coûts, afin
que son déploiement commercial puisse débuter et qu’il puisse ainsi faciliter
la transition de l’Europe vers une économie à faible intensité de carbone. Mais le CSC est aujourd’hui à la croisée des chemins. Tous ses aspects ont déjà fait l’objet de démonstrations en
dehors de l’Union européenne où il est appliqué à l’échelle commerciale pour le
traitement du gaz et où une vingtaine de projets de taille industrielle
devraient être en cours d’ici 2020. En dépit des nombreux efforts et du soutien
considérable de l’UE, les projets de démonstration du CSC à l’échelle
commerciale dans l’UE ont pris du retard et les financements disponibles sont
insuffisants. En fait, il va falloir redoubler d’efforts pour qu’au moins les
quelques projets auxquels un financement de l’UE a été octroyé puissent être
menés à bien. Les retards pris dans le domaine du CSC appliqué aux centrales au
charbon et au gaz feront probablement augmenter à plus long terme les coûts de
la «décarbonisation» du secteur de l’électricité, en particulier dans les États
membres où la dépendance à l’égard des combustibles fossiles est forte. Il est urgent d’agir pour réussir à stimuler
l'investissement dans la démonstration du CSC, de manière à pouvoir vérifier si
le déploiement ultérieur de la technologie et la construction de
l’infrastructure du CSC sont faisables. La première étape de ce processus
consiste donc à permettre la démonstration du CSC à l’échelle commerciale en
Europe afin de confirmer la viabilité technique et économique du CSC en tant
que mesure économiquement rationnelle pour atténuer les émissions de GES du
secteur de l’électricité et du secteur industriel.
Le CSC sera également nécessaire à plus long terme pour
obtenir des réductions des émissions dans les secteurs où les émissions de
procédés sont inévitables. Si de nouveaux retards étaient pris, l’industrie
européenne pourrait en définitive se trouver contrainte de s’adresser aux pays
tiers pour accéder à la technologie CSC. Étant donné les difficultés exposées dans ce qui précède et
compte tenu des travaux entrepris pour la mise en place du cadre pour l’énergie
et le climat à l’horizon 2030, de la nécessité d’organiser un débat en
connaissance de cause, y compris sur la question des facteurs déterminants pour
le déploiement du CSC, la Commission sollicite des contributions sur le rôle du
CSC en Europe, en particulier sur les questions suivantes: 1) Faut-il
imposer aux États membres qui aujourd’hui font largement appel au charbon et au
gaz dans leur bouquet énergétique et dans leurs procédés industriels, et qui ne
l’ont pas encore fait:
a. d’établir
une feuille de route détaillant clairement la manière dont ils envisagent de
restructurer leur secteur de la production d’électricité au profit de
combustibles non carbonés (nucléaire ou énergies renouvelables) d’ici à 2050 ?
b. d’élaborer
une stratégie nationale préparant le déploiement de la technologie CSC ?
conviendrait-il de restructurer le SEQE pour qu’il encourage également le
déploiement du CSC? Cette restructuration devrait-elle être complétée par des
instruments fondés sur le produit de la mise aux enchères tels que NER300? 3) La
Commission devrait-elle proposer d’autres moyens de soutien ou envisager
d’autres mesures ouvrant la voie à un déploiement rapide, notamment:
aide provenant du recyclage des enchères ou d’autres méthodes de financement[48],
système de certificats CSC, d. un
autre type de mesure.
4) Faut-il
par conséquent obliger les compagnies de distribution d’énergie à équiper
toutes leurs nouvelles centrales (alimentées en charbon et peut-être aussi en
gaz) de systèmes permettant le CSC afin de faciliter la nécessaire conversion à
celui-ci ? 5) Convient-il
de faire participer les fournisseurs de combustibles à la démonstration et au
déploiement du CSC au moyen de mesures spécifiques garantissant un financement
supplémentaire? 6) Quels
sont les principaux obstacles qui empêchent la démonstration du CSC dans une
mesure suffisante dans l’UE ?
renforcer l’acceptabilité du CSC par l’opinion publique ?
En fonction des réponses à cette consultation et après
analyse approfondie de la transposition et de la mise en œuvre de la directive
CSC dans les États membres, la Commission étudiera l’opportunité de présenter
des propositions, le cas échéant dans le contexte de ses travaux sur le cadre
pour l'énergie et le climat à l'horizon 2030.
Projets de CSC en cours[49].
Les projets marqués d’un astérisque sont des projets qui portent sur toute la
chaîne du CSC (captage, transport et stockage). La justification économique des
projets est détaillée sous le tableau. Nom du projet || Pays || Type de projet || Secteur || Échelle || Statut || Année de mise en service || Taille (tonne CO2/an) *Shute Creek || ÉTATS-UNIS || Captage et stockage || Traitement du pétrole et du gaz || Grande || En cours || 1986 || 7 000 000 *Century Plant || ÉTATS-UNIS || Captage et stockage || Traitement du pétrole et du gaz || Grande || En cours || 2010 || 5 000 000 *Great Plains Synfuels Plant || ÉTATS-UNIS || Capture || Liquéfaction du charbon || Grande || En cours || 1984 (centrale) injections de CO2 depuis 2000 || 3 000 000 *Val Verde natural gas plants || ÉTATS-UNIS || Captage et stockage || Traitement du pétrole et du gaz || Grande || En cours || 1972 || 1 300 000 *Sleipner West || Norvège || Captage et stockage || Traitement du pétrole et du gaz || Grande || En cours || 1996 || 1 000 000 *In Salah || Algérie || Captage et stockage || Traitement du pétrole et du gaz || Grande || En cours || 2004 || 1 000 000 *Snøhvit || Norvège || Captage et stockage || Traitement du pétrole et du gaz || Grande || En cours || 2008 || 700 000 *Enid Fertiliser Plant || ÉTATS-UNIS || Captage et stockage || Produits chimiques || Moyenne || En cours || 2003 || 680 000 Mt. Simon Sandstone || ÉTATS-UNIS || Site de stockage || Biocarburants || Moyenne || En cours || 2011 || 330 000 Searles Valley Minerals || ÉTATS-UNIS || Captage || Autre || Moyenne || En cours || 1976 || 270 000 Aonla urea plant || Inde || Captage || Produits chimiques || Grande || En cours || 2006 || 150 000 Phulpur urea plant || Inde || Captage || Produits chimiques || Grande || Operative || 2006 || 150 000 Husky Energy CO2 Capture and Liquefaction Project || Canada || Captage et stockage || Production d’éthanol || Grande || En cours || 2012 || 100 000 CO2 Recovery Plant to Urea production in Abu Dhabi || Émirats arabes unis || Captage || Produits chimiques || Grande || En cours || 2009 || 100 000 Plant Barry CCS Demo || ÉTATS-UNIS || Captage et stockage || Centrale au charbon || Grande || En cours || 2011 || 100 000 Salt Creek EOR || ÉTATS-UNIS || Captage et stockage || Traitement du pétrole et du gaz || Grande || En cours || 2003 || 100 000 SECARB - Cranfield and Citronelle || ÉTATS-UNIS || Stockage || || Grande || En cours || 2009 et 2012 || 100 000 Luzhou Natural Gas Chemicals || Chine || Captage || Produits chimiques || Grande || En cours || || 50 000 Jagdishpur - India. Urea plant || Inde || Captage || || Grande || En cours || 1988 || 50 000 Sumitomo Chemicals Plant - Chiba - Japan || Japon || Captage || Traitement du pétrole et du gaz || Grande || En cours || 1994 || 50 000 Détails concernant les 8 projets de démonstration
commerciale: Projet || Justification économique Shute Creek || RAH (récupération assistée des hydrocarbures) L’usine de traitement de gaz d’Exxon Mobil à Shute Creek, près de LaBarge, dans le Wyoming, capte actuellement environ 7 millions de tonnes de CO2 par an qui servent à la récupération assistée des hydrocarbures. Century Plant || RAH (récupération assistée des hydrocarbures) La première tranche de la centrale permet aujourd'hui de capter 5 millions de tonnes de CO2 par an. Ce chiffre devrait atteindre près de 8,5 millions de tonnes par an lorsque la seconde tranche, actuellement en construction, sera opérationnelle. Great Plains Synfuels Plant || RAH (récupération assistée des hydrocarbures). La séquestration a débuté en 2000 et environ 3 millions de tonnes de CO2 continuent d’être injectées chaque année. Val Verde natural gas plants || RAH (récupération assistée des hydrocarbures). Cinq installations distinctes de traitement de gaz dans la région de Val Verde au Texas captent environ 1,3 million de tonnes de CO2 par an, qui sont utilisées pour la récupération assistée des hydrocarbures au gisement pétrolifère Sharon Ridge. Sleipner West || La qualité du gaz naturel qui est vendu requiert que la teneur en CO2 du gaz soit inférieure à 2,5 %. Le captage du CO2 est commercialement viable en raison de la taxe sur le CO2 qui est appliquée sur le plateau continental norvégien. In Salah || La qualité du gaz naturel qui est vendu requiert que la teneur en CO2 du gaz soit inférieure à 2,5 %. Le projet a fait l’objet de demandes de crédits MDP. Snøhvit || Identique à Sleipner West Enid Fertiliser Plant || RAH (récupération assistée des hydrocarbures). Le CO2 doit être éliminé pour la production des engrais. Au lieu de rejeter le gaz, l’usine d’engrais Enid le capte et l’utilise pour la récupération assistée des hydrocarbures dans un complexe d’extraction pétrolière situé à près de 200 km de distance. Annexe II – État d’avancement des projets de
démonstration à l'échelle industrielle financés au titre du PEER
Au titre du programme PEER, six projets de démonstration du
CSC ont été retenus pour un financement à hauteur de 180 millions EUR chacun. Cependant,
aucun de ces projets n'est parvenu au stade de la décision d’investissement
finale. Principaux résultats
Le PEER a permis le démarrage rapide de six projets (en
Allemagne, au Royaume-Uni, en Italie, aux Pays-Bas, en Pologne et en Espagne). Pour
l'un d’eux (le projet ROAD, aux Pays-Bas), le PEER a facilité l'obtention d'un
financement national. En ce qui concerne la délivrance des permis, le PEER a
favorisé la mise en place d'un dialogue et d'une coopération ciblés avec les
autorités et les populations locales.
Certains projets ont également aidé à structurer la mise en
œuvre effective de la directive CSC dans les États membres. En outre, les
études techniques approfondies réalisées à ce jour ont permis à des entreprises
de services publics d'acquérir connaissances et savoir-faire sur le
fonctionnement futur d'une installation de CSC intégrée. Le travail de
caractérisation sur des sites spécifiques de stockage géologique a également
permis de recenser des sites appropriés pour le stockage sûr et permanent du CO2.
Le sous-programme CSC impose aux promoteurs de projets
d'échanger leurs expériences et bonnes pratiques; cette obligation a été
concrétisée par la mise en place du réseau des projets CSC, qui est le premier
réseau de partage des connaissances de ce type dans le monde. Dans le cadre
d’une coopération inédite dans un nouveau domaine de la technologie
énergétique, les six membres de ce réseau produisent, entre autres, des guides
de bonnes pratiques. Le réseau est en outre à l'origine de la publication de
rapports qui tirent les enseignements des projets relatifs au stockage du CO2
et font le point sur le degré d'engagement du public et les questions de
délivrance des permis. Il vise également à promouvoir l’établissement d’un
cadre mondial de partage des connaissances.
Le sous-programme CSC dans son ensemble est confronté à de
graves incertitudes sur les plans réglementaire et économique qui risquent de
compromettre sa mise en œuvre. Le fait que la décision d’investissement finale
n’ait été prise pour aucun projet illustre les difficultés actuelles. Cette
étape a été retardée pour des raisons diverses, notamment: les permis n’ont pas
encore été totalement établis; la caractérisation des sites de stockage n'est
pas terminée; la structure financière doit encore être achevée. En outre, la
faiblesse du prix du carbone dans le cadre du système d'échange de quotas
d'émission (SEQE) rend peu attrayantes les analyses de rentabilité à court et à
moyen termes des projets de CSC. Enfin, dans le contexte économique actuel, les
projets rencontrent des difficultés croissantes d’accès au financement.
Au début de l'année 2012, il a été mis fin au projet
Jaenschwalde cofinancé par le PEER en Allemagne. Outre le fait qu'ils se
heurtaient à l'opposition de l'opinion publique au sujet des lieux de stockage
potentiels, les promoteurs ont estimé que les retards importants pris dans la
transposition de la directive sur le CSC dans le droit allemand ne
permettraient pas d’obtenir les permis de stockage de CO2 requis
dans les délais impartis. Perspectives
Les cinq projets restants doivent surmonter divers problèmes
brièvement exposés ci-dessous:
· ROAD (NL): Tous les travaux techniques et réglementaires
préliminaires ont été menés à bien. Le projet est donc prêt pour la phase
d’adoption de la décision d’investissement finale, et ce depuis la mi-2012.
Néanmoins, les arguments économiques plaidant en faveur du CSC ont été
sérieusement ébranlés (anticipations de prix du CO2) et ont ouvert
une brèche de 130 millions d’euros dans le financement, qui a retardé la
décision. La décision d’investissement
finale ne pourra intervenir que si le déficit de financement est comblé. Des
discussions sont en cours avec de nouveaux investisseurs. Une décision est
attendue entre le deuxième et le troisième trimestre 2013 à ce sujet. Le projet
de démonstration intégrée du CSC devait être opérationnel en 2016.
· Don Valley (UK): La décision récente du Royaume-Uni de ne
pas soutenir le projet est un sérieux revers. Après consultation des principaux
partenaires privés et investisseurs (dont Samsung et BOC), les promoteurs (2Co,
National Grid Carbon) sont néanmoins résolus à poursuivre l’aventure, mais
peut-être avec un projet de taille restreinte, reposant sur le régime du
contrat d’écart compensatoire proposé le 29 novembre 2012 par le gouvernement
du Royaume-Uni, dans le cadre de la loi sur l’énergie. La Commission examine
actuellement un plan de restructuration avec les bénéficiaires. Si elle approuve ce plan, la décision
d’investissement finale pourrait intervenir en 2015.
· Porto Tolle (IT): le projet a pris de sérieux retards à
cause de la révocation du permis environnemental de la centrale de base. En mai
2013, les promoteurs achèveront les études techniques préliminaires. La suite
dépendra du franchissement d’une étape cruciale au deuxième trimestre 2013: démontrer
la capacité à atténuer considérablement les risques financiers et les risques
liés à la délivrance des permis.
· Compostilla (ES): la phase pilote sera menée à bien d’ici
la fin 2013, mais le projet ne dispose pas des ressources financières
nécessaires pour la phase de démonstration. La prochaine phase nécessiterait
également que l’Espagne adopte des dispositions législatives permettant de
planifier et construire l’infrastructure de transport du CO2. · Belchatow (PL): Le projet n’a pas reçu de subventions au
titre de NER300 et souffre d’un sérieux déficit de financement. En outre, la
Pologne doit encore transposer la directive CSC et adopter des dispositions
législatives pour planifier et construire l’infrastructure de transport du CO2.
Dans ce contexte, le promoteur a décidé de mettre fin au projet en mars 2013.
les estimations de l’AIE parues dans World Energy Outlook 2012 (Perspectives énergétiques
mondiales 2012), 59 % de l’augmentation de la demande sont couverts par
les combustibles fossiles, ce qui signifie que ceux-ci représenteront 75 %
du bouquet énergétique en 2035.
[2] AIE
«World Energy Outlook 2012», page 23, et «Turn down the heat», rapport commandé
par la Banque mondiale, disponible en anglais à l’adresse suivante: http://www.worldbank.org/en/news/2012/11/18/new-report-examines-risks-of-degree-hotter-world-by-end-of-century
[3] La Commission a estimé qu’en 2030, selon le scénario
«appropriate global action» (action mondiale appropriée), le CSC s’appliquerait
à 18 % de la production d’électricité d’origine fossile, ce qui montre
l’importance cruciale que revêtira cette technologie à l’avenir pour maintenir
les émissions mondiales de carbone à un niveau viable et indique qu’il faut
démarrer sans plus attendre les projets de démonstration à grande échelle. Estimations
extraites du document intitulé: Towards a comprehensive climate change
agreement in Copenhagen. Extensive background information and analysis - PART 1
(Vers un accord global en matière de changement climatique à Copenhague –
informations générales et analyse – PARTIE 1), disponible en anglais à
l'adresse suivante: http://ec.europa.eu/clima/policies/international/negotiations/future/docs/sec_2009_101_part1_en.pdf
transition vers une économie à faible intensité de carbone peut aussi
évidemment être obtenue par une amélioration de l’efficacité énergétique et un
recours accru aux sources d’énergie renouvelables et aux sources d’énergie sans
carbone, mais dans le cas où l’utilisation des combustibles fossiles continue
ou augmente, le CSC est crucial, car c’est la seule solution possible. Actuellement,
60 % environ de l’énergie primaire dans le monde provient de la
consommation de combustibles fossiles dans des installations fixes. Les autres
possibilités de «décarbonisation» du système énergétique sont l’amélioration de
l’efficacité énergétique, la gestion de la demande et les autres sources
d’énergie à faible intensité de carbone telles que les énergies renouvelables
et l’énergie nucléaire.
rapport détaillé sur la transposition de la directive sera publié dans le
courant de l’année 2013. [6] Aucun
projet CSC n’a été retenu lors du premier appel de NER300. [7] Cependant,
la prévision d’un prix du carbone compris entre 20 et 30 EUR la tonne ne s'est
pas réalisée, ce qui a considérablement amoindri les fonds disponibles et aussi
nettement nuit aux aspects économiques des projets de CSC. [8] Source:
EU energy in figures, 2012 Pocketbook, Commission européenne.
[9] Les
trois plus gros producteurs sont le Royaume-Uni, les Pays-Bas et l’Allemagne,
dont la production de gaz naturel s’est élevée respectivement en 2010 à 51,5
Mtep, 63,5 Mtep et 9,7 Mtep. La Russie et la Norvège sont les deux principaux
exportateurs de gaz vers l’UE (respectivement 22 % et 19 % de
l'approvisionnement en gaz de l’UE).
l'on analyse la même série de données et que l'on compare la consommation
d’anthracite au cours des cinq premiers mois de 2010 avec celle de la même
période en 2011 et en 2012, on constate une augmentation de 7 % de 2010 à 2011
et une nouvelle augmentation de 6 % de 2011 à 2012. Au cours des mêmes
périodes, la consommation de houille brune (lignite) a augmenté respectivement
de 8 % et de 3%.
Rapport de la Commission: État des lieux du marché européen du carbone en 2012.
[12] On constate cependant d’importantes différences régionales
au sein de l’Europe. Alors que la part du charbon dans le bouquet énergétique
de certains États membres (par ex. la Suède, la France, l’Espagne et l’Italie)
est bien inférieure à 20 %, d’autres États membres comme la Pologne (88 %),
la Grèce (56 %), le Danemark (49 %), la Bulgarie (49 %),
l’Allemagne (42 %) et le Royaume-Uni (28 %) misent énormément sur le
charbon. À l’exception du Danemark, il s’agit aussi des États membres qui sont
dotés d’une industrie minière importante.
[13] Comme dans le cas du charbon, les différences régionales
sont importantes: dans certains États membres, le gaz joue un rôle prépondérant
dans la production d’électricité; c’est le cas par exemple en Belgique (32 %),
en Irlande (57 %), en Espagne (36 %), en Italie (51 %), en
Lettonie (36 %), au Luxembourg (62 %), aux Pays-Bas (63 %) et au
Royaume-Uni (44 %), alors que dans d’autres (Bulgarie, République tchèque,
Slovénie, Suède, France, Chypre et Malte), il représente seulement moins de 5 %
des sources d’énergie utilisées pour la production d’électricité.
[14] Un fonctionnement en base signifie que la centrale
fonctionne la plupart (80 %) du temps, alors qu’en mode d’équilibrage,
elle fonctionnement nettement moins longtemps (10 à 20 % du temps).
[15]En
vertu du droit de l’environnement (la directive sur les grandes installations
de combustion, remplacée par la directive sur les émissions industrielles à
partir de 2013 dans le cas des nouvelles installations et à partir de 2016 dans
le cas des installations existantes), les centrales électriques qui ne
répondent pas aux normes minimales requises doivent être fermées. Ces
directives définissent des normes minimales en matière d’émissions (valeurs
limites d’émission) et exigent parallèlement que les meilleures techniques
disponibles (MTD) servent de référence pour la fixation de ces valeurs limites
et d'autres conditions d'exploitation qui sont spécifiées dans les
autorisations. La Commission adopte régulièrement des conclusions relatives aux
MTD, sous la forme de décisions d’exécution, pour les activités qui entrent
dans le champ d’application de la directive sur les émissions industrielles. Le
captage du CO2 fait partie de ces activités, et des conclusions
relatives aux MTD seront donc adoptées à l’avenir pour cette technique.
[16] Prospective
scenarios on energy efficiency and CO2 emissions in the EU iron & steel
industry, EUR 25543 EN, 2012; Moya
& Pardo, Potential for improvements in energy efficiency and CO2 emission
in the EU27 iron & steel industry, Journal of cleaner production, 2013; Energy
efficiency and CO2 emissions in the cement industry, EUR 24592 EN, 2010; Vatopoulos & Tzimas, CCS in cement
manufacturing process, Journal of Cleaner energy production, 32 (2012)251.
les publications de la World Steel Association à l’adresse suivante:
[18] Proposition de directive du Parlement européen et du Conseil
sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants de substitution, COM(2013)
final; communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au
Comité économique et social européen et au Comité des Régions: Une énergie
propre pour les transports: la stratégie européenne en matière de carburants de
substitution, COM(2013)17 final; [19] AIE
[20] Source: Chapitre 7.3 du rapport «Carbon Dioxide Capture and
Storage» - GIEC, 2005 - Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck,
Manuela Loos and Leo Meyer (Eds.)
Chapitre 5.3.2 du rapport «Carbon Dioxide Capture and Storage» - GIEC, 2005 -
Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck, Manuela Loos et Leo Meyer
[23] D'après
les conclusions d'une étude réalisée par le JRC pour évaluer le potentiel de
récupération assistée des hydrocarbures par injection de CO2 en Mer
du Nord, il semble que le procédé permette d’augmenter considérablement la
production européenne de pétrole et partant, d’améliorer la sécurité
d’approvisionnement énergétique, mais que l'impact sur la réduction des
émissions de CO2 soit limité aux sources de CO2 situées à
proximité des champs pétrolifères. Les principaux obstacles à l'application de
cette technique en Europe sont le coût élevé des opérations offshore, ainsi que
les nécessaires modifications à apporter à l'infrastructure existante et les
conditions géologiques défavorables.
[24] Source: la base de données sur le CSC des projets ZÉRO, qui
permet de suivre les progrès du développement et du déploiement du CSC dans le
monde. http://www.zeroco2.no/projects and GSSCI, The Global Status of CCS: 2012 An overview of
large-scale integrated CCS projects: http://www.globalccsinstitute.com/publications/global-status-ccs-2012/online/47981
Energy Outlook 2012, AIE, Paris, 2012, et Cost and Performance of
Carbon Dioxide Capture from Power Generation, document de travail de l’AIE,
édition 2011, accessible à l’adresse suivante: http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/costperf_ccs_powergen-1.pdf et A policy strategy for carbon capture and storage, document
d’information de l’AIE, 2012.
[26] Estimation
valable pour une centrale au charbon pulvérisé fonctionnant en base. En
supposant un taux de change de 1,298 EUR pour 1 USD, le coût est de 55 USD. Cette
estimation de 55 USD/tonne coïncide avec les estimations de la plateforme
technologique européenne pour des centrales électriques à combustibles fossiles
à taux d'émission zéro, qui sont comprises entre 30 et 40 EUR/tonne de CO2
évitée. Dans le cas du gaz naturel, le CSC nécessiterait un prix du
carbone de l’ordre de 90 EUR/tCO2.
[27] Source: Centre Commun de recherche (JRC) The cost of CSC,
EUR 24125 EN, 2009.
taxe s’élève à 0,47 NOK par litre de pétrole ou par m3 de gaz.
[29] GIEC, 2005 - Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck,
Manuela Loos and Leo Meyer (Eds.) - Cambridge University Press, UK, p 431. Disponible
en anglais à l'adresse suivante: http://www.ipcc.ch/publications_and_data/publications_and_data_reports.shtml
[30] «prêt
pour le CSC» signifie que l'installation peut être convertie ultérieurement au
[31] Aux
États-Unis, en vertu de la loi sur la qualité de l’air (Clean Air Act), les
nouvelles centrales au charbon doivent en effet être «prêtes pour le CSC» (voir
également encadré 1) car un délai de 30 ans est autorisé pour le respect de la
norme en matière d’émissions.
La réglementation proposée peut être consultée à
l’adresse suivante (en anglais): http://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2012-04-13/pdf/2012-7820.pdf
disposition modifie la directive sur les grandes installations de combustion et
constitue actuellement l’article 36 de la directive relative aux émissions
[33] Couvrant
toute la chaîne intégrée du captage, du transport et du stockage du CO2
pour une puissance de plus de 250 MWe – ou un minimum de 500 ktCO2/an
dans le cas des applications industrielles.
[34] Ces
huit projets sont d’une ampleur égale ou supérieure à celle d’un projet de CSC
sur centrale au gaz de 250 MW, et trois sont d’une ampleur supérieure à
celle d’un projet de CSC sur centrale au charbon de 250 MW
[35] Voir
l’annexe II pour de plus amples informations sur l’état d’avancement des six
projects de démonstration financés au titre du programme PEER de l'UE. [36] Disponible
en anglais à l'adresse suivante: http://ec.europa.eu/clima/news/docs/draft_award_decision_ner300_first_call_en.pdf
[37] Document
de travail des services de la Commission «NER300 - Moving towards a low carbon
economy and boosting innovation, growth and employment across the EU».
[38] Le
programme NER300 propose de couvrir 50 % des coûts supplémentaires
associés à la construction et à l'exploitation des installations de CSC,
l’autre moitié étant financée par des contributions du secteur public ou du
secteur privé. [39] Disponible
en anglais à l'adresse suivante: http://ec.europa.eu/public_opinion/archives/ebs/ebs_364_en.pdf
[40] De
plus amples informations sont disponibles à l'adresse suivante: http://www.geology.cz/geocapacity
[41] Couvrant
4Voir également la section 4.3 du
document de travail des services de la Commission sur le fonctionnement du
marché du carbone. [43] Les
prix du carbone à long terme restent le facteur décisif pour 38 % des
répondants et sont un des facteurs entrant en ligne de compte pour 55 %
des exploitants interrogés. Toutefois, pour la première fois depuis 2009, le
pourcentage des exploitants ne tenant en fait pas du tout compte des prix du
carbone a pratiquement doublé et s’élève à 7 % dans l’enquête de 2012.
Thomson Reuters Point Carbon, Carbon 2012, 21 mars 2012, http://www.pointcarbon.com/news/1.1804940 [44] Personne
ne s'attend à ce que le prix du carbone atteigne de tels niveaux dans un proche
avenir, et il est donc peu probable que l’industrie réalise les investissements
nécessaires dans des projets de CSC sur la seule base du prix du carbone. Cette
probabilité est d’autant plus faible qu’il manque un cadre d’action clair et
des mesures d’incitation au niveau national, ce à quoi s’ajoute encore la
résistance de l’opinion publique, à moins que des mesures ne soient prises au
niveau de l'Union européenne et des États membres.
[45] AIE (2012),
«A Policy Strategy for Carbon Capture and Storage»
par exemple http://ec.europa.eu/clima/policies/lowcarbon/ccs/docs/impacts_en.pdf
[47] D’après
le rapport Perspectives énergétiques mondiales 2012 de l’AIE, la part des
combustibles fossiles dans la consommation énergétique mondiale est aujourd’hui
de 80 % et elle sera de 75 % en 2035 selon le scénario «New policies»
(nouvelles mesures).
[48] Compte
tenu de la complémentarité avec les Fonds structurels et d’investissement
européens, décrite dans le cadre stratégique commun annexé à la proposition de
règlement portant dispositions communes pour les Fonds structurels et
d’investissement européens présentée par la Commission. [49] Source: base de données sur le CSC des projets ZÉRO, qui
monde. http://www.zeroco2.no/projects et GSSCI, The Global Status of CCS: 2012 2.1 An overview of
large-scale integrated CCS projects: http://www.globalccsinstitute.com/publications/global-status-ccs-2012/online/47981 Haut

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