LE NOUVEL AGE DU CHARBON

Le charbon affûte ses arguments stratégiques et technologiques, et convainc les politiques et les électriciens. Un marché en plein boom aussi pour les fournisseurs d'équipements.

Dans un mois les chefs d'Etat des huit plus grandes puissances de la planète vont se réunir en Russie, à Saint-Pétersbourg. A l'ordre du jour de ce G8 : la sécurité énergétique. Un dossier brûlant et complexe. Pour y répondre, certains voudraient couvrir la terre entière d'éoliennes, mais la solution serait plutôt l'un des plus vieux combustibles utilisé par l'homme : le charbon. Cette ressource fossile fait son grand retour sur le devant de la scène.

« Il n'en a, en réalité, jamais disparu », rappelle Claire Nourry, associée au cabinet Ernst & Young. De fait, 40 % de l'électricité mondiale est produite à partir du charbon. Il représente aux Etats-Unis 50 % de la production électrique, en Inde 52 %, et en Chine 80 %, loin devant l'électricité issue du gaz ou du nucléaire. Certes, mais vu de Grande-Bretagne, de Belgique ou de France (où le « pacte charbonnier » a signé en 1994 l'arrêt de sa production), le charbon était sur la touche. Ce n'est plus le cas. En Grande-Bretagne, Richard Budge, le même patron britannique qui a fermé en avril 2004 la mine de Hatfield, dans le Yorkshire, parle de la rouvrir l'an prochain !

De fait, la production et la demande sont en phase ascendante partout dans le monde : + 6,5 % pour la production en 2005. Quant à la consommation, elle grimpe en flèche (+ 4,8 % par an entre 2001 et 2004, et +12 % par an pour la Chine sur la même période). Autre signe fort : le transport maritime de charbon devrait croître de 5 % par an jusqu'en 2010, selon une étude de Maquarie Research publiée en mars.

Pourquoi ce come-back ? Et pourquoi maintenant ? D'abord parce que cette ressource, issue de la décomposition lente du bois, est la plus abondante de la planète. Ses réserves, anthracite (la forme la plus ancienne du charbon, dense et riche en énergie) et lignite (une forme moins décomposée et contenant plus de lignine) confondus, sont estimées à 200 ans de consommation, contre 70 ans pour le gaz et 40 ans pour le pétrole. « Et nous allons encore découvrir de nouvelles réserves exploitables », avance Claude Mandil, directeur exécutif de l'Agence internationale de l'énergie. Une garantie rassurante à l'heure où l'on brandit le risque de tarissement des ressources pétrolières.

Non seulement on trouve le charbon en quantité, mais, contrairement au pétrole et au gaz, on le trouve partout. « La compétitivité et la sécurité d'approvisionnement du charbon sont des atouts majeurs. Il est bon marché, abondant, bien distribué sur la planète, et indépendant des infrastructures fixes que sont les pipelines ou les terminaux méthaniers. Au contraire du pétrole ou du gaz, aucun pays, et surtout pas le Moyen-Orient ou la Russie, ne monopolise les réserves », explique Brian Ricketts, analyste de l'Agence internationale de l'énergie. « Nous achetons le charbon en Australie, en Colombie, en Indonésie, en Afrique du Sud... des pays qui ne posent pas de ris- ques d'approvisionnements, ni de troubles géopolitiques », rappelle Leonardo Arrighi, directeur de l'ingénierie de l'italien Enel.

Le charbon est aussi l'une des énergies les moins chères. Les deux composantes de son prix, le coût du transport et celui de la matière elle-même, sont deux « commodités » dont les variations de prix, si elles existent, sont moins brutales et imprévisibles que celle du pétrole et du gaz.

La logistique reste pourtant quelquefois un facteur limitant, dès que les réserves sont loin de la mer. Si l'on rapporte la tonne de charbon transportée à son pouvoir calorifique, c'est l'une des énergies les plus chères à transporter par voie terrestre. « Si de nouvelles centrales à charbon sont construites en France, elles seront forcément en bord de mer, pour réduire le coût de fret », indique un électricien français. Une restriction, mais pas un frein à la croissance du charbon énergie.

Abondant, bien distribué, bon marché... le charbon a pourtant un défaut majeur. Il pollue. Et beaucoup. Poussières, oxydes d'azote (NOx) ou de souffre (SOx), mercure, et surtout CO2... Ses émissions délétères le rendent a priori moins séduisant que le gaz naturel. Même les rendements des meilleures centrales électriques au charbon (45 %) ne peuvent rivaliser, en ces périodes de maîtrise de l'énergie, avec les 60 % des centrales à gaz à cycle combiné. Mais industriels et pouvoirs publics ont décidé de prendre le taureau par les cornes.

D'abord sur les émissions de poussières et de gaz polluants. Plusieurs directives européennes poussent pour réduire, après 2015, à moins de 400 mg/m3 sur le SO2 et moins de 200 mg/m3 pour les NOx. Le rapport sur les « nouvelles technologies de l'énergie », remis par les députés Christian Bataille et Claude Birraux en mars, insiste quant à lui sur la nécessité de développer les technologies du charbon propre à haut rendement. « Le défi est de généraliser les centrales à vapeur supercritique ou ultrasupercritique, qui, fonctionnant à des pressions de 200 à 300 bars et à des températures de plus de 500°C, ont des rendements atteignant 50 % », affirment-ils. Et de citer comme alternative les centrales thermiques à gazéification du charbon et à cycle combiné (voir article p.74). Le but est désormais fixé : atteindre des rendements énergétiques de 50 %.

Les électriciens ne l'entendent pas autrement. En terme de nouvelles centrales à charbon, la Snet (ex-Charbonnages de France), et son principal actionnaire l'espagnol Endesa ne pensent plus que « charbon propre ». « C'est-à-dire des centrales à haut rendement fonctionnant avec des unités de désulfuration, dénitrification, filtration de poussière », précise Jaoquin Galindo, directeur général de la Snet. Pour les cinq prochaines années, Endesa réfléchit sur les nouveaux concepts de centrales. « Nous avons retenu trois voies pour parvenir au charbon propre : le lit fluidisé, le charbon pulvérisé ultrasupercritique, et la gazéification », précise-t-il. Sur ce dernier thème, Endesa est déjà un pionnier en Espagne, puisqu'il participe à un projet de démonstration, une centrale de 350 MW à gazéification du charbon à cycle combiné (IGCC) à Puertollano.

De fait, propres ou « sales » comme encore souvent en Chine, les centrales à charbon poussent de partout. « Sur les 120 GW de capacités électriques installées l'an dernier dans le monde, 35 % des nouvelles installations étaient des centrales à charbon, contre 20 % il y a dix ans », se réjouit Philippe Joubert, président d'Alstom Power. Une tendance qui, selon lui, devrait se poursuivre sur une décennie. Un formidable marché pour les grands fournisseurs de technologie de combustion ou de traitement de fumée que sont, outre Alstom, General Electric (GE), Siemens, Mitsubishi, Babcock-Hitachi, Mitsui, Lurgi ou Foster Wheeler. Des équipementiers qui poussent chacun une technologie phare : le lit fluidisé circulant pour Alstom, ou la gazéification chez GE.

Leurs clients ? D'abord la Chine, l'Inde et les Etats-Unis. Mais aussi l'Europe, que ce soit en Allemagne, (voir article p.72) ou aux Pays-Bas, où les électriciens allemands RWE et E.ON vont construire respectivement une centrale électrique fonctionnant au charbon et à la biomasse pour 1,5 milliard d'euros en 2008 et une centrale charbon dont le coût est évalué à 1,2 milliard d'euros.

L'italien Enel, lui, est déjà entré de plain-pied dans l'ère charbon. Le premier électricien transalpin, pour qui l'anthracite représente déjà 25 % du mix énergétique, vise 50 % pour 2011, via un plan d'investissement de 3,5 à 4 milliards d'euros. Il compte sur deux projets majeurs : la conversion du fioul au charbon propre de ses deux usines de Porto Tolle et Torre Nord (à haut rendement et faibles émissions : moins de 150 mg/m3 de NOx et moins de 200 mg/m3 de SO2) ; et l'installation d'une centrale à lit fluidisé circulant à Sulcis, en Sardaigne, alimentée par du charbon local.

« Il est fondamental d'avoir un mix énergétique équilibré, et notamment, de ne pas dépendre du gaz, explique Leonardo Arrighi, directeur de la division ingénierie d'Enel. Pour deux raisons : d'une part, la plupart de nos concurrents italiens utilisent le gaz, ce qui pèse sur l'approvisionnement déjà tendu du pays. Et d'autre part, le charbon est compétitif par rapport au gaz ». De fait, l'électricien pense pouvoir réduire, en associant charbon et énergies renouvelables, ses coûts de revient de l'électricité de 20 à 30 %.

En France, où cette énergie est utilisée pour produire de l'électricité dite « de pointe », pour répondre aux pics de consommation, on se contente pour le moment de « revamper » les centrales historiques, détenues par la Snet ou EdF. Cette dernière va investir ainsi 80 millions d'euros pour réduire de 80% les émissions de NOx des deux tranches de 600MW de son usine de Cordemais (Loire-Atlantique), et la Snet fait de même avec ses unités de Gardanne (Bouches-du -Rhône) et d'Emile Huchet à Saint-Avold (Moselle). Ce n'est sans doute qu'une pause. Dès 2015, les investissements dans de nouvelles unités seront nécessaires, au moins pour remplacer celles qui ne pourront répondre aux normes européennes. Selon une étude Ernst&Young sur le mix de production électrique français parue fin mai, les centrales thermiques à cycle combiné gaz devraient se développer à partir de 2010-2020, mais seront accompagnées à partir de 2015 d'un retour au charbon. « Ce qui nécessite un nouveau saut technologique pour maîtriser les émissions de CO2 », indique Claire Nourry, d'Ernst &Young. Ce saut technologique, ce sera la possibilité de capturer et de stocker le CO2 à un prix compétitif, c'est-à-dire sous les 60 dollars par tonne. « Mais ça n'arrivera qu'avec un changement significatif de la politique énergétique. Pour le moment il n'y a pas de mesure incitative », regrette Brian Ricketts, de l'AIE. Les aquifères salins offrent pourtant les volumes nécessaires pour stocker le CO2. Reste à tester ces cavités souterraines et à faire accepter leur utilisation au grand public. C'est en bonne voie, selon Claude Mandil, qui estime que même les défenseurs de l'environnement soutiennent désormais cette option. D'autant que les projets de recherches fleurissent de toute part, comme le programme européen Castor, un pilote pour la capture et la séquestration du CO2, mené par l'IFP et inauguré en mars au Danemark. Ou encore le projet à 1 milliard de dollars FutureGen, financé en grande partie par le Département de l'énergie américain, pour capturer et stocker les gaz issus de la combustion des ressources fossiles.

Le réel problème de ces technologies, c'est leur coût, et aussi le part future du CO2 dans le prix de l'électricité. Un impact difficile à prévoir : le marché du CO2 ne concerne pour le moment que quelques pays européens, et il est très spéculatif. « Je ne peux pas croire que le prix du CO2 sera tel qu'il mettra en péril l'utilisation du charbon, car il mettrait alors en péril l'économie mondiale », remarque Brian Ricketts.

Quoi qu'il en soit, ces technologies de séquestration du CO2 ne seront pas en usage avant dix, voire vingt ans. Un argument que reprend à son compte Wulff Bernotat, l'emblématique patron d'E.ON, qui réclame comme ses homologues de RWE et EnBW un moratoire pour la sortie du nucléaire en Allemagne : « Nous devrons vivre encore longtemps avec de fortes émissions provenant d'une électricité au charbon. Le charbon n'est supportable pour le climat que s'il est allié au nucléaire dans un mix énergétique équilibré», répète-t-il. Nucléaire ou charbon, il n'y aurait donc pas à choisir.