Pendant des décennies, l’ancienne République soviétique est restée dépendante de Gazprom à 100 % pour son gaz comme son électricité. Peu avant l’invasion russe de l’Ukraine voisine, en 2022, la Moldavie a entamé une diversification de ses approvisionnements, afin de rompre le monopole. Une entreprise politique loin d’être aisée pour cet État enclavé aux revenus modestes.

Dans une tour aux vitres teintées au cœur de Chisinau, la capitale moldave, Vadim Ceban, débordé d’appels téléphoniques, est soucieux. Ce jour de septembre, le directeur de Moldovagaz, le principal fournisseur de gaz du pays de 2,6 millions d’habitants, ne sait pas comment la Moldavie sera alimentée en énergie à partir de janvier. Nous sommes en train de chercher du gaz à bon prix sur les marchés européens à terme, mais les prix restent trop élevés pour nous, explique-t-il. Les tarifs de Gazprom restent imbattables. Le prix d’un mégawattheure chez eux est de 32 euros contre 39-40 euros sur les marchés (prix TTF, l’indice de Rotterdam), auxquels il faut ajouter les coûts d’acheminement ou de stockage ». Pour Vadim Ceban : « Nous ne pouvons pas faire comme si la Russie n’existait pas, nous devons aussi faire avec Gazprom ». Ici, le gaz est davantage une affaire politique. Avant de se tourner vers les marchés en 2022, l’ancienne République soviétique était dépendante des 5,7 millions de mètres cubes de gaz quotidiens l’été et des 8 millions de mètres cubes quotidiens l’hiver, tous livrés par le Russe Gazprom.

En Moldavie, tous ne partagent pas l’avis de Vadim Ceban. Certains politiciens, fervents pro européens, prônent une rupture totale avec le géant gazier russe. L’invasion de l’Ukraine, en février 2022, a en effet accéléré sa volonté de refonte du système énergétique. Rangé derrière Kiev, le gouvernement pro-européen diversifie ses approvisionnements.

Il suit ainsi la politique de l’UE, qui dit vouloir se défaire du gaz naturel russe d’ici 2027 pour punir Moscou. Pour Bruxelles, cela implique une refonte totale de l’axe énergétique européen, qui dépendait avant la guerre en Ukraine à 45 % du gaz naturel russe. En 2023, Moscou n’exportait plus que 18 % au continent, mais les livraisons ont toutefois progressé de nouveau en 2024. L’UE entend favoriser davantage le gaz naturel liquéfié américain – dont l’extraction est pourtant interdite dans plusieurs pays européens en raison de son caractère polluant – ou encore le gaz norvégien.

Un mix énergétique très dépendant des énergies fossiles

La volonté « politique » se heurte à la réalité économique. « Le prix du gaz russe est toujours moins cher aujourd’hui. La Russie est l’un des pays qui dispose de plus de réserves de gaz au monde. L’économie s’est construite sur ce gaz. Les gazoducs datent de l’époque soviétique et Moscou n’a pas de nouvelles structures à construire », précise Phuc-Vinh , chercheur sur les politiques de l’énergie à l’Institut Jacques Delors.

Aussi, pour la Moldavie, pays aux revenus précaires, l’entreprise de rupture du monopole Gazprom est plus complexe. Un œil sur les cartes permet de saisir la vulnérabilité géographique du pays au regard de l’acheminement d’énergies. D’une superficie similaire à celle de la région de Bourgogne, située entre la Roumanie à l’est et bordée par l’Ukraine au nord, à l’ouest et au sud, la Moldavie n’a pas d’accès à la mer. Elle importe la majorité de ses énergies. Le pétrole est la première ressource du pays (environ 35 %), suivi du gaz (près de 30 %), de la biomasse (23 %) puis de l’électricité (13 %), selon le gouvernement.

Les habitants, eux, se chauffent majoritairement au bois, notamment ceux des maisons villageoises qui émaillent ce pays de vignobles. Dans les villes, où le gaz et l’électricité alimentent davantage les foyers, les habitations collectives sont des passoires énergétiques chères à chauffer. À l’entrée de la Chisinau, deux hauts immeubles résidentiels échelonnés au style brutaliste, surnommés les « Portes de la ville », incarnent cette architecture soviétique qui imprègne la capitale.

Les routes du gaz : un héritage soviétique complexe

Pendant des décennies, la principale voie d’approvisionnement gazière moldave fut un corridor terrestre qui fend l’Ukraine, érigé sous l’URSS. L’électricité de la Moldavie était produite à partir de ce gaz russe dans une centrale de l’actuelle Transnistrie, région de l’ouest du pays, située derrière le Dniestr. Ce système d’acheminement a résisté aux frontières modernes et tensions politiques, après 1991, date de l’indépendance de la Moldavie. Chisinau a continué d’importer du gaz russe après la dislocation de l’URSS, en dépit de plusieurs tensions avec Gazprom. Les gouvernements moldaves pro européens ont accusé à plusieurs reprises Gazprom de « chantage », ces dernières décennies, l’accusant de faire fluctuer les prix lors des tensions diplomatiques.

La Transnistrie, surnommée aujourd’hui la « rive gauche », a fait sécession et ne paye pas le gaz à Gazprom, qui ne réclame pas sa dette depuis des années. Si Moscou ne reconnaît pas de jure ce territoire isolé de quelque 250 000 habitants, il le reconnaît de facto en le subventionnant. Sa « capitale » autoproclamée, Tiraspol, alimente aujourd’hui toujours la « rive droite » – soit le reste de la Moldavie – en électricité, basant son économie sur cette rente. Pendant trente ans, Gazprom et Moldovagaz – société détenue à 50 % par Gazprom – ont signé des contrats de cinq ans, sur une formule de prix très stable, généralement ajustée une fois par an avec la société de distribution de gaz moldave. Chaque partie, la Transnistrie et le reste de la Moldavie, recevaient et payaient séparément leur énergie.

La guerre en Ukraine, un tournant

Mais la guerre en Ukraine voisine, a mis à mal ce système fragile. Victor Binzari, le pdg d’Energocom, se souvient d’octobre 2022, comme d’un « tournant ». Sa petite entreprise publique chargée de trouver de l’énergie au meilleur prix sur les marchés a dû multiplier sa capacité de travail du jour au lendemain. « Gazprom a annoncé la diminution de 30 % des livraisons à la Moldavie, à 5,7 millions de mètres cubes par jour – le minimum requis selon le contrat – contre les 8 millions nécessaires à cette période de l’année », rappelle-t-il, dans son bureau situé sur un vaste boulevard de Chisinau. Gazprom pointait le « refus » de l’Ukraine en guerre d’accepter le transit du gaz russe sur son sol. Un argument contesté par Kiev et Chisinau.

« Nous nous sommes retrouvés plongés dans un état d’urgence énergétique, il nous a fallu tracer de nouvelles routes énergétiques et diversifier nos approvisionnements. Cela nous a encouragé à aller acheter sur les marchés à terme », poursuit M. Binzari. Les autorités ont donc retourné le flux d’un gazoduc du sud du pays qui acheminait initialement le gaz russe dans les Balkans. Grâce à cette ouverture d’un deuxième corridor gazier pour la Moldavie, « la rive droite n’importe plus de gaz Gazprom », se félicite M. Binzari. En avril, la Moldavie a ainsi acheté du GNL américain, regazéifié dans un port grec. Mais Chisinau a surtout importé du gaz produit en Roumanie, pays frontalier devenu de fait un acteur clé de sa transformation énergétique. Pour cette politique, l’État le plus pauvre d’Europe bénéficie d’une aide de l’agence américaine pour le développement international de 70,52 millions d’euros en deux ans et 1,6 milliard d’euros de l’UE, depuis 2021, ainsi que des prêts de la banque européenne d’investissement.

Dépolitisation des énergies ?

Côté électricité, l’entreprise est plus complexe et Gazprom est toujours là. Bien que le pays soit maintenant synchronisé avec le réseau européen ENTSO-E, alors qu’il dépendait auparavant du réseau électrectrifié de l’ancienne URSS, il lui manque des liaisons avec l’Europe. Trois lignes à haute tension sont en projet pour le relier à la Roumanie d’ici 2026, 2027 et 2031. Le gouvernement pro européen espère également développer les énergies renouvelables à hauteur de 30 % d’ici 2030. En attendant, la Transnistrie fabrique environ 80 % de l’électricité moldave – à partir des 5,7 millions de m3 de gaz que Gazprom continue de livrer.

Pour ses défenseurs, cette logique de marché vise à « dépolitiser » les énergies. Dans ce système libéral, les acheteurs ignorent en effet l’origine du gaz avant la transaction : les flux circulant dans le système de gazoducs interconnectés en Europe peuvent en outre venir de nombreux fournisseurs comme des États-Unis, du Qatar ou même… de la Russie pour le gaz naturel liquéfié (GNL), plus difficilement traçable. Certains États de transit sont aussi accusés de ne pas fournir les certificats d’origine du gaz. Pour l’opposition pro russe moldave, cette opacité montre qu’il est difficile de rompre totalement dans les faits avec l’énergie de Moscou.

Francesco Sassi, expert énergétique et auteur d’études sur la dépendance énergétique européenne nuance toutefois : « La crise que nous traversons encore et l’utilisation astucieuse par la Russie de tous les types d’énergie comme instrument politique nous ont montré à tous que la politique internationale et l’énergie sont étroitement liées. Il n’existe pas un seul pays au monde qui ne relie pas ses objectifs politiques à ses stratégies énergétiques et vice-versa. L’Europe doit choisir avec soin ses prochaines interdépendances politiques en fonction de ses valeurs. La politisation des marchés et des échanges énergétiques ne s’arrêtera pas avec la phase actuelle que nous traversons avec la Russie ».

Une crise en Transnistrie ?

Prochainement, un autre événement pourrait affaiblir le système d’acheminement russe européen. L’Ukraine voisine a en effet annoncé la fin du transit du gaz naturel russe pour la fin décembre, stoppant ainsi les flux vers l’Europe et la Moldavie. Privé de gaz gratuit, la Transnistrie pro russe pourrait ne plus fournir d’électricité à la rive droite. Dans un rapport publié en septembre, l’Agence internationale de l’énergie, alerte sur « vulnérabilité de la Moldavie ». Certains experts avancent une alternative non officielle : une société azérie pourrait être l’intermédiaire dans l’expédition du gaz.

Mais qui va payer pour la Transnistrie ? « Nous pourrions acheter nous-mêmes du gaz pour la Transnistrie (et le faire venir par le gazoduc du sud – ndlr) mais ce serait très difficile et coûteux pour tous », s’inquiète M. Binzari, de Energocom.

Rencontré à Chisinau, le ministre moldave de l’Énergie Victor Parlicov s’interroge sur « les actions de Gazprom ». « La société serait en mesure d’envoyer son gaz à la Transnistrie par un autre gazoduc sud, via la Turquie, mais cela impliquerait pour elle des coûts de transport, puisque Tiraspol ne paye pas son gaz. Gazprom est-elle prête à payer pour la Transnistrie ? ».

Pour le territoire sécessionniste, une coupure totale de gaz – un scénario auquel M. Parlicov ne croit pas – provoquerait une « crise humanitaire », dit-il : un exil de réfugiés, venus de ce territoire, cherchant à se réchauffer lors d’un hiver où les températures frôlent les -4 degrés, mais aussi une grave crise économique, la Transnistrie vivant des rentes de l’électricité. Certains voient dans cette éventualité le moment de réintégrer enfin la région de la Transnistrie pro russe à la Moldavie. « Personne n’a intérêt à une déstabilisation en Transnistrie, insiste toutefois le ministre de l’Énergie M. Parlicov. Il y a environ 1400 militaires russes toujours sur place, l’armée n’en est jamais partie depuis 1991. Ce n’est le moment de créer de la tension, surtout en temps de guerre Ukraine ».

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Des chercheurs suédois de l'Université d'Uppsala ont étudié des fossiles d'excrément de dinosaures vieux de plusieurs millions d'années. Cette étude, publié le 27 novembre dans Nature, a permis de retracer le régime des premiers dinosaures.

On arrête, on continue, on arrête et finalement, on continue à nouveau. C’est un habituel redémarrage qu’a vécu le 12 novembre la centrale à charbon de Saint-Avold (en Moselle), avec l’arrivée du froid.

En 2023, l’hiver tendu forçait Réseau de transport d’électricité (RTE) à rappeller la centrale thermique de Saint-Avold (Moselle). Durant l’été et en novembre-décembre 2023, rien à signaler, la tranche 6 de la centrale Émile-Huchet de Saint-Avold restait à l’arrêt. Mais en janvier 2024, elle est à nouveau sur le qui-vive. Puis, elle n’a plus donné de signe de vie depuis, et voilà que RTE la rappelle au charbon : alors que « le risque [de tension sur le réseau] est le plus faible depuis 15 ans » avançait Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE, le transporteur national préfère la redémarrer par sécurité.

À 10 heures, ce mardi 12 novembre, les premiers mégawatts (MW) ont été injectés sur le réseau. Elle a mis six heures et trente minutes pour atteindre sa pleine puissance et la stabiliser, aux alentours de 570 MW.

L’État hésite : convertir ou arrêter ?

Son impact carbone n’est pourtant plus à démontrer. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le charbon conservait sa première place d’émetteur de dioxyde de carbone lié à l’énergie : plus de 1 000 g d’équivalent CO2 par kilowattheure, contre moins de 6 g pour le nucléaire, et une trentaine de grammes pour le solaire, par exemple. C’est pour cela qu’elle devait fermer fin mars 2022, après un passage de l’hiver sauvé grâce à la baisse de la consommation. Pour que la centrale rouvre, le gouvernement doit relever le plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles. La centrale doit aussi restituer des quotas d’émission (dispositif de l’UE pour contraindre les industries européennes à s’inscrire sur une trajectoire de réduction de leurs émissions, à travers l’échange de quotas).

La France reste engagée, par la voix d’Emmanuel Macron, à sortir du charbon en 2027. Et Olga Givernet, ministre déléguée à l’énergie, d’enterrer définitivement l’avenir de la centrale, sans transition : « pour donner des perspectives, nous devons aller vers des énergies décarbonées. Le gaz ne l’est pas. La biomasse est également une possibilité, mais il faut d’abord que la copie soit solide, ce qui n’est pas le cas. »

Il reste encore trois principales tranches à Saint-Avold. Une au charbon donc, la tranche 6, et les tranches 7 et 8 sont un cycle combiné gaz (CCG) d’une puissance chacune de 430 MW.

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L’Union européenne (UE) peine à cesser l’importation du gaz naturel liquéfié russe. Elle verse encore 2 milliards d’euros par mois à Moscou pour sa consommation intérieure. Le volume importé depuis la Russie dépasse même celui en provenance des Etats-Unis.

L’UE peine à réduire sa dépendance au gaz russe, malgré les engagements pris après l’invasion de l’Ukraine en 2022. Un récent document de la Commission européenne, obtenu par le journal Contexte, révèle que l’Union européenne (UE) verse encore 2 milliards d’euros par mois à Moscou pour l’énergie, et que les importations de gaz russe pourraient même augmenter en 2024.

Cette situation montre la complexité de sortir de cette dépendance énergétique, alors que, malgré les sanctions et les efforts pour diversifier les sources, l’UE a importé en 2023 pas moins de 43 milliards de mètres cubes de gaz russe. Les deux milliards d’euros versés mensuellement à Moscou restent bien inférieurs aux 5 à 8 milliards d’euros mensuels versés avant la guerre, mais il reste significatif. Pendant la crise énergétique de 2022, les montants avaient même atteint plus de 10 milliards d’euros par mois. La Commission européenne, consciente de ces enjeux, prépare un plan d’action pour le premier semestre 2025 visant à sortir des énergies russes, y compris la chaîne d’approvisionnement du nucléaire dont l’industrie européenne est partiellement dépendante, dans le cadre de la stratégie menée par le futur commissaire à l’Énergie, Dan Jørgensen.

Des contrats long-termes et une dépendance difficile à briser

Certains États membres, comme l’Autriche, la Hongrie et la Slovaquie, se trouvent particulièrement exposés, en raison de contrats à long terme signés avec les fournisseurs russes. Ces contrats contraignants rendent difficile une rupture rapide, contrairement aux contrats pour le gaz naturel liquéfié (GNL) provenant des États-Unis, qui dépendent davantage des fluctuations du marché. Résultat, même si la Norvège est devenue le principal fournisseur de gaz liquéfié de l’UE, avec 23,9 milliards de mètres cubes livrés au deuxième trimestre 2024, la Russie continue de jouer un rôle prépondérant.

Pour la première fois en près de deux ans, les importations européennes de gaz russe ont même surpassé celles en provenance des États-Unis, atteignant 12,8 milliards de mètres cubes contre 12,2 milliards de mètres cubes pour le gaz américain au cours de la même période. Un constat révélateur des difficultés de l’UE à totalement tourner la page du gaz russe, notamment en raison des infrastructures et des contrats existants.

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Du point de vue du climat, mieux vaut consommer du gaz fossile que du charbon. Oui. Mais peut-on en dire autant du gaz naturel conditionné sous forme liquide, le GNL ? Des chercheurs ont fait les calculs. Et ils sont catégoriques. Les émissions du GNL produit aux États-Unis sont pires que celles du charbon.

Rappelez-vous, février 2022. La Russie se lançait dans une guerre en Ukraine. L’Europe, alors, avait craint pour son approvisionnement en gaz fossile. Et très rapidement, elle avait fait le choix de privilégier le gaz naturel — mais tout aussi fossile que l’autre — liquéfié (GNL). Lui aussi est importé. Non plus par gazoducs, mais par bateau. Toujours de Russie, pour une part non négligeable d’environ 15 % aujourd’hui, mais surtout, des États-Unis pour près de 50 % du volume.

Les pays d’Europe ont alors beaucoup investi pour augmenter leurs capacités d’importation de GNL. Ils ont planifié la construction de nouveaux terminaux méthaniers à coups de milliards d’euros. La France, par exemple, s’est dotée d’un cinquième terminal méthanier, un terminal flottant, installé au Havre. Pourtant, dans le même temps, la consommation de gaz fossile dans notre pays n’a cessé… de diminuer. Durant l’été 2023, elle a même atteint son niveau le plus bas depuis 10 ans. Et c’est plutôt heureux puisque notre pays compte toujours atteindre la neutralité carbone d’ici 2050.

Du gaz de schiste derrière notre GNL

Or, le gaz naturel liquéfié importé des États-Unis n’a vraiment rien de neutre en carbone. D’abord, parce qu’il provient essentiellement de gaz de schiste. Son exploitation émet 2 à 3 fois plus de gaz à effet de serre que celle du gaz fossile conventionnel. Elle nécessite en effet plus d’énergie et expose à plus de risques de fuites de méthane.

Mais ce n’est pas tout, assurent aujourd’hui des chercheurs de l’université Cornell (États-Unis). Pour nous aider à prendre des décisions éclairées en matière de climat, ils ont voulu quantifier les émissions de gaz à effet de serre liées à la production de GNL aux États-Unis. Leur conclusion est sans appel. « Le gaz fossile et le gaz de schiste sont tous deux mauvais pour le climat. Le gaz naturel liquéfié est pire. » En cause, le fait, comme mentionné plus haut, que le GNL américain est avant tout issu d’un gaz de schiste dont la production et le transport émettent des quantités substantielles de gaz à effet de serre. Mais aussi, les émissions libérées par la liquéfaction de ce gaz puis son transport, généralement sur de très longues distances. Le tout compte finalement pour la moitié de l’empreinte carbone du GNL.

Ainsi, non seulement, le gaz naturel liquéfié est pire que le gaz fossile — et même que le gaz de schiste, d’un point de vue climat, en tout cas —, mais il est également pire, en termes de potentiel de réchauffement, que le charbon. Largement lorsque l’on analyse les chiffres sur 20 ans. L’empreinte carbone du GNL est alors 33 % plus importante que celle du charbon ! Sur 100 ans, les potentiels de réchauffement des deux combustibles fossiles se rejoignent.

GNL, méthane et pouvoir réchauffant

Pourquoi ? Parce que le pouvoir réchauffant du méthane est 80 fois plus important que celui du dioxyde de carbone (CO₂). Or, du méthane, il s’en échappe dans notre atmosphère à presque toutes les étapes du processus d’exploitation du gaz naturel liquéfié. Dès la production jusqu’à la distribution en passant par le transport. C’est un fait bien établi. Mais aussi, lors de la phase de liquéfaction de ce gaz. Parce que pour apporter le gaz fossile qui arrive à l’usine à -160 °C, il faut en consommer environ 10 %. Selon les chercheurs de l’université Cornell, l’étape compte ainsi pour près de 9 % du pouvoir réchauffant du GNL.

Et puis, il y a l’étape de stockage et de transport. Les méthaniers modernes utilisent une part du GNL qu’ils transportent pour leur alimentation. Ils sont énergétiquement plus efficaces que les anciens méthaniers à vapeur. Mais lorsqu’ils brûlent du gaz naturel liquéfié, ils laissent s’échapper un méthane plus dommageable pour le climat — surtout à court terme — que le CO₂. Selon les méthaniers, la part du transport dans le pouvoir réchauffant du GNL varie de 4 à 8 %. S’ajoute à cela quelques fuites difficiles à éviter.

Le GNL en perte de vitesse ?

La relative bonne nouvelle vient d’une analyse du think tank Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA). Au premier semestre 2024, les importations européennes de GNL ont en effet diminué par rapport à l’année précédente. De plus de 10 % pour les seuls pays de l’Union. Selon les experts, notre vieux continent aurait ainsi déjà passé son pic de consommation de gaz naturel liquéfié. D’ici 2030, la demande en GNL pourrait tomber sous la barre des 100 milliards de mètres cubes — contre entre 150 milliards en 2024 —. Avec pour conséquence, toutefois, le risque que les capacités de nos terminaux méthaniers deviennent largement trop importantes. Déjà, en 2024, leur taux d’utilisation moyen n’a pas atteint les 50 %.

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Tous les vols au départ de notre France sont soumis à la taxe de solidarité sur les billets d’avion. Pendant près de 20 ans, elle est restée légère. Mais le Gouvernement envisage de nouvelles modalités qui pourraient faire exploser les prix des billets.

La taxe de solidarité sur les billets d’avion (TSBA). Vous connaissez ? Elle a été instaurée en France en 2006. Elle était alors de l’équivalent de 1 € sur les vols vers la France — et les pays européens — et de 4 € sur les autres vols. Pour un billet en classe économique. La taxe était 10 fois plus élevée pour la classe affaires et la première classe. Objectif : alimenter le Fonds de solidarité pour le développement et participer ainsi notamment à la lutte contre les trois grands fléaux que sont le sida, la tuberculose et le paludisme.

En 2020, la taxe de solidarité sur les billets d’avion avait été majorée par une écocontribution, destinée, elle, à financer des travaux sur le réseau ferré. Elle était alors passée à respectivement près de 3 € et quelque 7,5 €. Puis la Convention citoyenne pour le climat avait proposé de l’augmenter un peu plus encore. Pour rendre les prix des billets d’avion plus dissuasifs. La proposition n’avait pas été retenue.

Vers une augmentation de la taxe de solidarité sur les billets d’avion

Aujourd’hui, c’est, semble-t-il, pour une tout autre raison que l’idée d’augmenter la taxe de solidarité sur les billets d’avion est remise sur la table. Avec l’espoir de réduire le déficit public d’environ 1 milliard d’euros. Ce qui correspondrait à une multiplication de la TSBA par trois — une partie de la taxe devant rester réservée à financer la solidarité. Il se murmure, par exemple, que d’environ 60 € pour un vol de plus de 5 000 km en classe affaires, elle passerait à 200 €. Les jets privés pourraient même être taxés à hauteur de 3 000 €. Rappelons qu’en 2024, la taxe de solidarité sur les billets d’avion avait rapporté quelque 460 millions d’euros.

Avant même confirmation, les industriels, aussi bien français qu’européens, estiment que la mesure pourrait nuire gravement à la compétitivité du secteur. Les compagnies aériennes, quant à elles, préviennent qu’elles pourraient ne pas avoir d’autre option que de répercuter cette hausse de la TSBA sur les prix des billets. Ce qui ne serait pas pour déplaire aux organisations environnementales. De leur côté, elles réclament depuis longtemps qu’une taxe puisse aider à ralentir le trafic aérien.

Quels effets sur le climat ?

Dans un rapport publié récemment, le Réseau Action Climat France estime ainsi qu’une augmentation de la taxe de solidarité sur les billets d’avion — qu’il évalue, lui, à 4 milliards d’euros — serait à la fois « juste et efficace ». Efficace parce qu’elle représenterait une manière de réduire directement les émissions du secteur de 8 %. Juste parce qu’elle ferait peser le poids de cette réduction sur les plus aisés. Car ce sont bien les CSP+ urbains qui prennent le plus souvent l’avion pour des voyages lointains. Contrairement à d’autres formes de taxes carbone — comme celle sur les carburants —, celle-ci concernerait donc surtout les hauts revenus. Ceux qui contribuent le plus au réchauffement climatique par leurs modes de transport. Pour savoir plus exactement de quelle manière, il faudra attendre la présentation du budget 2025 prévue ce jeudi 10 octobre.

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Les émissions de gaz à effet de serre ont baissé à « un rythme moins élevé au second trimestre qu’au premier » annonce l’association Citepa. Sur le deuxième trimestre 2024, la baisse enregistrée est de 2,1 % par rapport au même trimestre 2023.

Les émissions de gaz à effet de serre (GES) en France continuent leur trajectoire descendante en 2024. Selon le dernier baromètre du Citepa, les émissions ont baissé de 2,1 % au deuxième trimestre 2024 par rapport à la même période en 2023. Cette réduction s’inscrit dans la lignée de la baisse de 4,9 % observée au premier trimestre 2024, bien qu’elle demeure un peu plus faible. Parmi les secteurs contribuant le plus à cette diminution, l’électricité joue un rôle déterminant.

Évolution du secteur de l’électricité

Le secteur de l’énergie, et plus spécifiquement de la production d’électricité, a enregistré une réduction notable de ses émissions au premier semestre 2024. Le rapport Citepa met en lumière une baisse significative de 14 % des émissions au deuxième trimestre 2024, après une réduction encore plus marquée de 16 % au premier trimestre. Cette performance est directement liée à la part croissante des énergies renouvelables et du nucléaire dans le mix énergétique français. Parallèlement, l’utilisation des combustibles fossiles a atteint un niveau historiquement bas, représentant seulement 1,4 % de la production d’électricité, principalement issue du gaz, alors que les centrales thermiques fossiles ont presque toutes cessé leur activité.

L’évolution des émissions du secteur de l’électricité reflète un effort continu de décarbonation amorcé ces dernières années. La biomasse remplace les sources thermiques fossiles et les renouvelables se stabilisent à 30 % du mix électrique.

Les autres secteurs en baisse

Outre l’électricité, d’autres secteurs ont également contribué à la réduction des émissions en 2024. Les transports, deuxième plus grand émetteur, ont enregistré une baisse de 1,2 % au deuxième trimestre, principalement en raison de la diminution des émissions des véhicules diesel. Le Citepa base ses calculs sur la vente de carburant. L’industrie manufacturière a également contribué avec une réduction de 2,6 % au deuxième trimestre, après une baisse plus significative au premier trimestre (5 %).

En revanche, le secteur des bâtiments, souvent influencé par la demande en chauffage, a vu son rythme de réduction ralentir au deuxième trimestre, avec une diminution de seulement 0,7 %, après une baisse de 6,8 % au premier trimestre. « La trajectoire de réduction pour atteindre la nouvelle cible provisoire de 270 MtCO2e [mégatonnes d’équivalent CO2, NDLR] en 2030 hors puits de carbone (présentée en 2023 en amont de la future SNBC3) implique une réduction nécessaire de 4.7 % par an entre 2022 et 2030 ». Or, rien que sur la première moitié d’année 2024, les émissions étaient de 189 tonnes de CO2e.

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La dernière centrale électrique au charbon du Royaume-Uni vient de fermer ses portes. Le plus polluant des modes de production d’électricité y est donc définitivement enterré. Pour réussir ce tour de force, cette puissance économique a su saisir toutes les mains tendues du destin.

La Révolution industrielle du XVIII^e siècle est née au Royaume-Uni. À partir de machines à vapeur qui se nourrissaient des ressources en charbon dont disposait alors le pays. Des ressources massives que ces machines, justement, permettaient d’aller chercher toujours plus en profondeur. À partir de 1770, l’exploitation du charbon a connu une croissance exponentielle. Elle s’est poursuivie jusqu’à un pic de 300 millions de tonnes de charbon extrait du sous-sol britannique en 1913. Le charbon était alors bon à presque tout. À partir de 1830, par exemple, il a aidé à soutenir le développement des chemins de fer du Royaume-Uni. Puis, il a commencé à être utilisé pour fabriquer de l’électricité. En 1920, le pays produisait ainsi 4 térawattheures (TWh) d’électricité à partir de charbon. De quoi répondre à 97 % de la demande nationale. Même au lendemain de la Seconde Guerre mondiale, 90 % de l’électricité produite au Royaume-Uni le restait grâce au charbon. Tout ceci offrant au pays une place de choix au tableau des principaux émetteurs de gaz à effet de serre historique.

Pendant la seconde moitié du XX^e siècle, toutefois, les usages autres du charbon hors production d’électricité ont commencé à diminuer. En cause, le déclin du chemin de fer à vapeur, la mondialisation et la désindustrialisation du pays ainsi que la montée en puissance du gaz fossile venu de la mer du Nord.

La dernière centrale à charbon du Royaume-Uni a baissé le rideau

Et voici aujourd’hui que la toute dernière centrale à charbon du Royaume-Uni vit ses tout derniers instants. Pour la centrale de Ratcliffe-on-Soar, dans le centre de l’Angleterre, la fin de plus d’un demi-siècle de production. Mais pour le Royaume-Uni, une page d’une histoire longue de 142 ans qui se tourne. De quoi faire du pays, la première des économies majeures, le premier des pays du G7 — d’autres comme la Suède ou la Belgique l’ont également déjà fait — à sortir du charbon. Un clin d’œil à l’histoire puisque le Royaume-Uni avait aussi été le premier pays à produire de l’électricité à partir de charbon.

Depuis 1882, le Royaume-Uni a ainsi, selon une analyse de Carbon Brief, brûlé pas moins de 4,6 milliards de tonnes de charbon. Pour une émission colossale estimée à 10,4 milliards de tonnes de dioxyde de carbone (CO₂). Rendant ses centrales à charbon, à elles seules, historiquement plus responsables du réchauffement climatique anthropique qu’un pays comme l’Argentine. Et la fermeture de la centrale de Ratcliffe-on-Soar démontre que, même pour un pays qui a été un temps fortement dépendant, sortir du charbon, demeure possible.

Les effets de la combustion du charbon sur la santé

C’est à 1952 que remonte la prise de conscience des dangers du charbon au Royaume-Uni. Ce mois de décembre là, les Londoniens ont allumé des feux de charbon pour se protéger d’un froid qui s’installait sur la ville. Et un anticyclone a emprisonné l’air pollué des fumées au-dessus de la capitale. Le tout se mêlant aux fumées des usines et formant ce qui reste, dans l’histoire, connu sous le nom de « Great smog » — comprenez, « Grand brouillard ». Selon le Met Office, le service national de météorologie britannique, il a duré 4 jours. Pendant lesquels la population a littéralement étouffé sous jusqu’à 200 mètres d’épaisseur de pollution. Les hospitalisations ont bondi et 4 000 morts lui ont été imputées. En réponse, 4 ans plus tard, le Parlement adoptait le Clean Air Act qui fixait des limites aux émissions.

Il a tout de même fallu attendre 1957 pour que la part du charbon dans la production d’électricité du Royaume-Uni passe enfin sous la barre des 90 %. Même si dans le même temps, la capacité de production d’électricité au charbon continuait de grimper. Jusqu’à 57,5 gigawatts en 1974. La production en elle-même a atteint son pic en 1980 avec 212 TWh. Et en 1990, le charbon comptait toujours pour 65 % de l’électricité produite au Royaume-Uni.

Les centrales à charbon responsables de catastrophes environnementales

Ainsi, ni les centrales nucléaires ni les centrales au fioul développées toutes les deux à partir des années 1950 n’avaient réussi à réellement faire décliner le charbon dans le mix électrique du pays. Mais dans les années 1990, un phénomène a provoqué le déclic. Ce phénomène : les pluies acides. Elles étaient alors causées par nos émissions de dioxyde de soufre. Or les centrales à charbon en étaient la principale source. Et les technologies de réduction de ces émissions ont fait grimper les prix. Alors qu’en parallèle, la production d’électricité au gaz fossile apparaissait plus propre — grâce aux turbines à cycle combiné — et devenait moins chère. En une décennie, la part du charbon a été divisée par 2, passant de 65 % en 1990 à 32 % en 2000.

S’en est suivi une phase de stabilisation. Pourtant, au début des années 2000, des objectifs de production d’électricité renouvelable ont commencé à apparaître pour alléger le poids de la production d’électricité nationale sur le changement climatique. Mais il a fallu attendre l’adoption de plusieurs politiques — la mise en place d’un marché du carbone au sein de l’Europe, par exemple, ou encore des contraintes sur la capture et le stockage du CO₂ émis — destinées à limiter toujours plus la pollution atmosphérique générée par les centrales de production d’électricité pour qu’une deuxième phase d’élimination du charbon commence. Au moment où le charbon était devenu trop peu compétitif face au gaz fossile, au nucléaire et aux énergies renouvelables. De nouveaux projets nucléaires ont vu le jour. Celui d’Hinkley Point C, notamment. Et les productions renouvelables ont doublé entre 2013 et 2018. Elles ont atteint les 150 TWh en 2024.

Objectif : une électricité zéro carbone d’ici 2030

En parallèle, la consommation d’électricité a diminué au Royaume-Uni dès 2005. Le résultat de mesures d’efficacité énergétique. Mais aussi, de la délocalisation de quelques industries à forte intensité énergétique. En 2015, la part du charbon dans le mix du pays n’était plus que de 22 %. Et l’objectif était fixé de sortir du charbon d’ici 2025. En 2016, le Royaume-Uni a connu sa première heure sans électricité au charbon. Puis sa première journée sans charbon un an plus tard. Sa première semaine sans charbon en 2019. Et un mois entier sans électricité produite à partir de charbon en 2020. En juin dernier, la centrale de Ratcliffe-on-Soar a reçu sa dernière livraison de charbon. Cette centrale, la dernière au charbon du Royaume-Uni, a définitivement éteint la flamme le 30 septembre 2024.

Au fil des décennies, le pétrole, le nucléaire et le gaz fossile ont ainsi chacun joué un rôle dans l’élimination du charbon du mix électrique du Royaume-Uni. Désormais, ce sont les énergies renouvelables qui ont pris le relais. Et notamment la biomasse, dont le recours massif est d’ailleurs très controversé. Leur développement se poursuit et en 2024, elles pourraient avoir assuré environ 50 % de la production d’électricité du pays. Et le National Energy System Operator(NESO) espère qu’en 2025, le réseau fonctionnera au moins une demi-heure sans aucun combustible fossile. Objectif : la décarbonation totale de la production d’électricité dans le pays dès 2030.

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Le projet Ecocombust va-t-il tomber aux oubliettes ? C’est la question que se pose EDF qui envisage d’enterrer ce projet de reconversion à la biomasse d’une centrale thermique située à Cordemais. Ce serait la fin d’une saga qui dure depuis plusieurs années.

Afin de parvenir à ses objectifs climatiques et notamment à la neutralité carbone d’ici 2050, la France mise sur le nucléaire et les énergies renouvelables. Se pose alors la question de l’avenir des centrales thermiques. Il y a de ça plusieurs années, EDF avait imaginé l’avenir de ses centrales thermiques, dans la perspective de la fermeture annoncée des usines à charbon. Si certaines ont fermé, comme celle du Havre (Normandie), d’autres pourraient bénéficier d’une reconversion. C’est ainsi que le site de Cordemais (Loire-Atlantique) devait être reconverti en site de production de biomasse. C’est le projet Ecocombust.

Un premier coup d’arrêt en 2021

Le projet a déjà connu un premier coup d’arrêt en 2021, en raison du budget excessif nécessaire pour les travaux. En plus, partenaire du projet, Suez avait annoncé son retrait. Ecocombust avait néanmoins été relancé en 2022, face à la nécessité de renforcer la souveraineté énergétique du pays à la suite de l’invasion russe en Ukraine ayant tendu le marché de l’énergie. En 2023, l’État a donné son accord de principe pour la reconversion du site, dans le cadre d’un appel à manifestation d’intérêt (AMI). L’investissement nécessaire, estimé à 200 millions d’euros, devait permettre de préserver les 500 emplois du site. Mais un coup de tonnerre intervient en septembre 2024, avec la décision d’EDF d’arrêter net le projet.

Des conditions technico-économiques défavorables

L’énergéticien explique dans un communiqué de presse que « les conditions technico-économiques de réalisation du projet Ecocombust n’étant pas réunies, EDF envisage de ne pas poursuivre le projet ». EDF précise qu’après étude, il s’avère qu’il ne sera pas possible de « substituer complètement des pellets au charbon ». Mais alors, quel avenir pour la centrale de Cordemais ? EDF annonce envisager « d’arrêter la production électrique de la centrale thermique de Cordemais en 2027 ». Un coup dur pour les salariés qui pourront rester sur le site jusqu’en 2029 d’après EDF.

Le site ne sera pas laissé à l’abandon pour autant puisqu’une activité est tout de même prévue par EDF. Sa filiale Framatome devrait en effet créer à cet endroit une usine de préfabrication des tuyauteries du circuit secondaire principal pour les EPR2. L’usine emploierait environ 100 personnes lors de son entrée en service pour atteindre les 200 salariés lors de son pic d’activité.

L’avenir des centrales thermiques : entre reconversion et fermeture

Ailleurs en France, le site de Gardanne (Bouches-du-Rhône) a été converti à la biomasse dès 2018, mais des mouvements sociaux justifiés par des craintes quant à l’avenir de l’usine perturbent son fonctionnement. Selon la CGT, l’exploitant GazelEnergies ne souhaiterait en effet pas exploiter l’usine de biomasse au-delà de 10 ans.

Quant à l’usine de Saint-Avold (Moselle) qui a fermé puis redémarré en 2022 dans le contexte de la crise de l’énergie, elle devrait être définitivement arrêtée en fin d’année. Ceci prouve qu’il n’est pas si facile de se passer de charbon et que la reconversion des sites en usines de production électrique à partir de biomasse n’est pas simple.

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L’énergéticien national démolit progressivement ses dernières centrales au fioul et charbon. Des usines équipées de très hautes cheminées, dont l’abattage est toujours spectaculaire. Pour le dynamitage de l’ancienne centrale de La Maxe (Moselle), EDF a sorti les grands moyens afin d’immortaliser l’évènement. Tournées au drone, les images sont dignes d’une superproduction hollywoodienne.

Durant 44 ans, la centrale thermique de La Maxe en Moselle a produit de l’électricité en brûlant du charbon. Ses deux unités de 250 MW ont généré un total de 80 TWh, pour un facteur de charge d’environ 42 % sur l’ensemble de sa vie. EDF a définitivement éteint la flamme en 2015, la mise en conformité avec une nouvelle directive antipollution imposée par l’Union européenne étant jugée trop coûteuse. Depuis, l’électricien s’attèle à la déconstruire. Une opération estimée à 40 millions d’euros, dont 25 % devraient être couverts par la revente des matériaux recyclables.

Le processus, qui doit s’étendre jusqu’en 2031, a franchi un cap symbolique avec l’abattage de la cheminée monumentale haute de 162 m. L’opération menée le 15 septembre a été immortalisée d’une manière assez spectaculaire, grâce à un drone offrant une vue panoramique sur la chute et traversant le panache de poussière (voir la vidéo ci-dessous). Un moyen original de vanter le savoir-faire d’EDF en matière de démantèlement d’infrastructures.

En 2023, l’énergéticien avait dû faire face au dynamitage raté de la gigantesque cheminée de l’ancienne centrale au fioul d’Aramon dans le Gard (250 m). Pour d’autres édifices, comme les quatre cheminées de l’ex-centrale au fioul de Martigues dans les Bouches-du-Rhône (140 m), EDF procède par grignotage. Une technique moins spectaculaire, mais indispensable lorsqu’il est impossible d’utiliser des explosifs.

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Le rythme de croissance des émissions de méthane a atteint un rythme record, bien que les solutions techniques pour les réduire soient déjà matures.

Le méthane (CH4), puissant gaz à effet de serre, continue d’augmenter dans l’atmosphère malgré les engagements internationaux pour en réduire les émissions. Selon un nouveau rapport du Global Carbon Project, publié dans la revue Environmental Research Letters, les concentrations de méthane ont atteint des niveaux records en 2023. En janvier, elles étaient de 1 931 parties par milliard (ppb), un taux inégalé depuis au moins huit cent mille ans. « Le méthane augmente plus rapidement en termes relatifs que tout autre gaz à effet de serre majeur et est aujourd’hui 2,6 fois plus élevé qu’à l’époque préindustrielle », détaillent les auteurs de l’étude.

Le méthane est responsable d’environ un tiers du réchauffement climatique. S’il persiste moins longtemps dans l’atmosphère que le dioxyde de carbone (9 ans contre plusieurs centaines d’années pour le CO2), son pouvoir de réchauffement est bien plus élevé : 80 fois supérieur sur vingt ans et 30 fois à un horizon de cent ans. Le rythme de croissance des concentrations de méthane s’est accéléré au cours des cinq dernières années, un phénomène alarmant alors que les effets du dérèglement climatique se multiplient.

Des émissions anthropiques

Les émissions anthropiques de méthane proviennent majoritairement des activités humaines, notamment l’élevage et la riziculture (40 %), les fuites lors de l’exploitation des énergies fossiles (36 %) et la gestion des déchets (17 %). En 2020, les émissions mondiales ont atteint près de 400 millions de tonnes, une hausse de 20 % en vingt ans. Les principaux émetteurs sont la Chine, l’Inde, les États-Unis, le Brésil et la Russie. Seule l’Europe a réussi à réduire ses rejets au cours des deux dernières décennies.

La trajectoire actuelle est catastrophique : elle mène à un réchauffement global de plus de 3 °C d’ici la fin du siècle, bien au-delà des objectifs de l’accord de Paris. Les chercheurs appellent à une réduction drastique des émissions de méthane et rapidement. Des solutions existent déjà, notamment dans le secteur pétrolier et gazier qui pourrait réduire ses émissions de 40 % sans coûts supplémentaires.

En 2023, « environ 40 % [des émissions de méthane du secteur gazier et pétrolier] auraient pu être évitées sans coût net, la valeur du méthane capté » et commercialisé étant supérieure aux dépenses pour colmater les fuites, explique l’Agence internationale de l’énergie. Capter le méthane des décharges pour le convertir en énergie est également une solution viable. Fin 2021, plus de 150 pays se sont engagés à réduire leurs émissions de méthane de 30 % d’ici 2030. Cependant, de grands émetteurs comme la Chine, l’Inde et la Russie n’ont pas rejoint cet accord.

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