A. Variante de prix énergétiques

La dernière décennie a été marquée par un rapide développement du marché du gaz naturel tant en Belgique qu'en Europe et, selon les résultats du scénario de référence, sa croissance devrait se poursuivre au cours des deux prochaines décennies (2000-2020) sous l'effet de la "ruée"1 sur le gaz pour la production d'électricité. Ceci étant, une étude récente2 sur les perspectives énergétiques mondiales montre que la part de l'Europe dans la consommation mondiale de gaz devrait baisser sans discontinuer en raison d'attentes de croissance significative de la consommation énergétique dans les pays en développement et plus particulièrement en Asie.

La progression rapide de la consommation de gaz au niveau mondial ne devrait pas se heurter à des contraintes de ressources. En effet, les réserves mondiales de gaz sont abondantes mais concentrées dans deux régions du monde, la Communauté des Etats Indépendants (cei) et le Moyen Orient, où la production gazière devrait se développer considérablement dans les années à venir. Des incertitudes existent néanmoins sur les conditions de fourniture du gaz sur les différents marchés consommateurs, incertitudes liées notamment à la production du gaz (niveaux et prix) et à son acheminement des zones de production vers les zones de consommation (coûts de transport).

Dans le contexte décrit brièvement ci-dessus, il apparaît utile et intéressant d'examiner l'impact sur le système énergétique belge de conditions d'approvisionnement en gaz naturel plus défavorables en Europe, qui entraîneraient une hausse des prix plus marquée sur le marché européen que dans le scénario de référence. C'est l'objectif de la variante analysée dans ce chapitre. Plus précisément, l'évolution des prix du gaz utilisée dans cette variante est basée sur les résultats du modèle poles, tels qu'ils résultent de la double hypothèse d'une croissance plus forte de la demande de gaz naturel dans les pays d'Asie et de fournitures plus coûteuses en provenance de l'ancienne Union soviétique. Dans ce cas de figure, le prix du gaz naturel sur le marché européen atteindrait des niveaux comparables à ceux du pétrole brut entre 2015 et 2020 et puis supérieurs entre 2020 et 2030. Par rapport au scénario de référence, le prix du gaz naturel serait plus élevé de respectivement 18 % et 32 % en 2020 et 2030.

1. Demande primaire d'énergie et émissions de polluants

Comparativement au scénario de référence, des prix plus élevés pour le gaz naturel sur la période 2015-2030, entraîneraient une légère augmentation de la demande primaire totale d'énergie de respectivement 0,2 % et 0,8 % en 2020 et 2030. En termes absolus, l'augmentation ne dépasserait pas les 500 ktep. Elle est le résultat du glissement du gaz naturel vers le charbon (cf. infra) utilisé comme combustible dans des centrales dont le rendement de conversion est inférieur à celui des tgv au gaz naturel. Le rythme de croissance de la demande primaire d'énergie sur la période de projection serait alors de 0,3 % par an, contre 0,2 % dans scénario de référence.

Les changements les plus significatifs seraient observés au niveau de la composition de la consommation d'énergie, suite à la substitution d'une partie du gaz naturel par d'autres combustibles. Ainsi, par rapport au scénario de référence, la consommation de gaz naturel diminuerait de respectivement 11 % et 21 % en 2020 et 2030 (soit 2,7 Mtep en 2020 et 5,2 Mtep en 2030). Cette évolution se traduit par une progression de la demande de gaz naturel moins marquée (+46 % sur 2000-2030) que dans le scénario de référence (+84 % sur 2000-2020). Pour compenser cette diminution, la consommation de charbon progresserait de manière significative (+85 % en 2020 et +52 % en 2030), tandis que les demandes de produits pétroliers et d'énergies renouvelables augmenteraient de manière plus modeste tant en termes relatifs qu'absolus. A la fin de période de projection, la part du gaz naturel dans la demande primaire d'énergie serait de 31 % (contre 40 % dans le scénario de référence), une part comparable à celle observée en 2000. Le gaz naturel resterait le deuxième combustible le plus consommé après le pétrole.

Les changements au niveau de la demande primaire d'énergie ont bien évidemment un impact sur les émissions de polluants. L'impact le plus significatif concerne les émissions de dioxyde de soufre qui, par rapport au scénario de référence, seraient plus élevées de respectivement 3,7 % et 7,3 % en 2020 et 2030. En effet, le gaz naturel n'émet pas de so2, à l'inverse des autres combustibles fossiles. Les émissions de co2 augmenteraient de 3,2 % en 2020 et de 6,2 % en 2030, par rapport au scénario de référence. Des prix plus élevés pour le gaz naturel auraient donc, toutes choses égales par ailleurs, un impact défavorable sur les émissions de co2; ces dernières augmenteraient ainsi de 56 % en 2030 par rapport au niveau de 1990, comparé à 47 % dans le scénario de référence. Enfin, les émissions de nox seraient aussi plus importantes mais le pourcentage d'augmentation par rapport au scénario de référence serait plus modeste que pour les deux autres polluants (de l'ordre de 4 % en 2030). L'augmentation des émissions de polluants proviendrait principalement de la production d'électricité (cf. infra).

2. Demande finale d'énergie

Au niveau de la demande finale d'énergie, une hausse des prix du gaz naturel entraînerait, d'une part, une baisse de la consommation d'énergie dans la quasi-totalité des secteurs, et d'autre part, une substitution du gaz naturel principalement par les produits pétroliers et l'électricité.

Une hausse des prix énergétiques suscite des comportements et des investissements visant à économiser l'énergie ce qui explique la baisse, même légère, de la demande finale d'énergie. C'est dans l'industrie et le secteur tertiaire que la baisse serait la plus marquée. Dans le secteur résidentiel, le seul effet est un effet de substitution du gaz naturel par des produits pétroliers. Le secteur des transports n'est pas affecté par une hausse des prix du gaz naturel.

L'effet combiné d'une baisse de la demande finale d'énergie et de substitutions entre formes d'énergie sur les émissions de co2 des secteurs de demande finale d'énergie conduit à une légère diminution de celles-ci par rapport au scénario de référence (-0,4 % en 2020 et -1,1 % en 2030).

3. Production d'électricité

Comme l'analyse qui précède l'a montré, une hausse des prix du gaz naturel a un impact sur la demande d'électricité, surtout à la fin de la période de projection. En conséquence, la production d'électricité augmenterait de quelque 2000 gwh en 2030 par rapport au scénario de référence. En sus de l'impact sur le niveau de production, on observe un impact beaucoup plus significatif sur la structure de la production d'électricité et les émissions de co2 de ce secteur.

Suite à la hausse du prix du gaz naturel sur la période 2015-2030, la compétitivité des turbines au gaz à cycle combiné se détériorerait par rapport aux centrales supercritiques au charbon. En conséquence, la capacité installée des centrales thermiques avancées au charbon devrait croître d'environ 1 700 mw en 2020 et 3 900 mw en 2030 par rapport au scénario de référence, tandis que la capacité installée en tgv diminuerait de quelque 2000 mw en 2020 et de 4 300 mw en 2030.

Ces modifications dans la structure du parc de production provoquent des changements comparables dans la structure de la production d'électricité et de l'utilisation des combustibles. A la fin de la période de projection, tant la production d'électricité à partir du charbon que la consommation de charbon pour la production d'électricité devraient augmenter de près de 70 % par rapport au scénario de référence. A l'inverse, les mêmes indicateurs appliqués au gaz naturel devraient diminuer de quelque 40 %. La diminution de la production d'électricité à partir du gaz naturel serait également compensée, mais dans une moindre mesure, par une augmentation de la production basée sur les énergies renouvelables.

Il est intéressant de souligner que l'augmentation de la consommation de combustibles dans les centrales, consécutive à la hausse du prix du gaz, est supérieure à l'accroissement de la production d'électricité, indiquant une détérioration du rendement thermique moyen du parc de production. En effet, la substitution des centrales tgv, qui ont les meilleurs rendements de conversion, par des centrales au charbon aurait pour effet de diminuer le rendement thermique moyen du parc qui passerait de 53 % en 2030 dans le scénario de référence à 51 % dans la variante de prix énergétiques.

Enfin, les substitutions entre gaz naturel et charbon décrites ci-dessus ont un impact significatif sur les émissions de co2 liées à la production d'électricité. Celles-ci seraient respectivement 13 % et 17 % plus élevées en 2020 et 2030 que celles projetées dans le scénario de référence. En 2030, les émissions de co2 du secteur électrique croîtraient de 202 % par rapport au niveau de 1990, contre 156 % dans le scénario de référence.

1Ce terme est la traduction littérale de l'expression anglaise "the dash for gas" que l'on trouve dans des publications de la Commission européenne et de l'Agence Internationale de l'Energie pour caractériser la consommation croissante de gaz naturel, en particulier pour la production d'électricité.

2"World energy, technology and climate policy outlook", weto 2030, European Commission, dg Research, 2003 (ref. eur 20366).