3- REVUE DE LA LITTERATURE
Six publications vont être passées en revue afin de faire un tour d’horizon représentatif de l’état de l’art. Dans notre approche, deux thèmes de publications seront passées au peigne fin.
Une revue de la littérature sur la modélisation du déploiement du CSC et ses conséquences permettra de confronter les points de vue et les approches méthodologiques. Les types de modèle employés retiendront autant notre attention que les scénarios prospectifs et les résultats des études.
Sera ensuite mise à l’étude la littérature sur l’impact des nouvelles technologies de l’énergie sur le marché du travail. La littérature existante sur le CSC traite relativement peu de l’emploi, l’analyse sera portée sur les énergies renouvelables. Celles-ci entreront en jeu dans l’étude que l’on mènera par la suite, l’analyse de la littérature associée est donc nécessaire.
3.1 LITTERATURE SUR LE DEPLOIEMENT DU CSC ET SES CONSEQUENCES
Quatre publications retiennent mon attention quant à la modélisation du déploiement du CSC et les impacts induits. Il sera intéressant de comparer des études portant sur différentes régions géographiques et proposant différentes approches.
3.1.1 LE CSC AUX ETATS-UNIS SELON L’APPROCHE MACROECONOMIQUE DE BIGGS ET AL. (2000)
La publication de Biggs et. al présente trois scénarios de capture et stockage du CO2 aux États-Unis au XXIe siècle, calculés à l’aide du modèle EPPA (Emissions Prediction and Policy Analysis) du MIT (Babiker et al., forthcoming).
Le modèle EPPA est un modèle dynamique récursif d’équilibre général multi-régional de l’économie mondiale, il a été développé pour l’analyse des politiques de lutte contre le changement climatique. La version utilisée ici est construite sur un vaste ensemble de données (GTAP-E1) qui concilie une représentation cohérente des marchés de l’énergie en unités physiques et des comptes détaillés de productions régionales et flux commerciaux bilatéraux. L’année de base du modèle est 1995, et il est résolu par fonctions récursives à intervalles de 5 ans. Le modèle inclut 12 régions, qui sont liées par le commerce international, 9 secteurs productifs, et 1 consommateur représentatif pour chaque région.
Les hypothèses envisagent le développement de la capture en postcombustion sur deux technologies de génération d’électricité : les centrales à cycle combiné au gaz naturel (NGCC) et celles à cycles combinés avec gazéification du charbon intégrée (IGCC). Le coût total de l’électricité s’exprime comme la somme du coût technique TC* et du coût des émissions (taxe carbone ou achat de droits à polluer) κ . PCO2. Le coût technique TC* comprend : 1/ les coûts de génération, 2/ ceux de transport et distribution et 3/ les coûts du CSC (pour les centrales dotées de cette option) :
TC = TC* + κ . PCO2
L’étude examine deux scénarios déviant du Business As Usual : un scénario poursuivant l’objectif de Kyoto, et un second visant une stabilisation de la concentration atmosphérique de CO2 à 650 ppm. Les auteurs examinent l’effet de deux variables : l’existence ou non, d’un marché mondial de permis d’émissions négociables, ainsi que l’usage, ou non, des technologies de CSC.
Le modèle conclut en une hausse du coût du carbone la plus forte dans le scénario de stabilisation sans permis d’émission négociables. Quant au CSC, plus le coût du carbone sera élevé, plus le CSC sera viable tôt. Il serait mis en œuvre en premier lieu dans les centrales à gaz. Cela pourrait accroître les cours du gaz naturel sur les marchés mondiaux. Le CSC sur centrales IGCC devient compétitif après les technologies sur les centrales à gaz, d’où une hausse vers la fin du siècle du captage dans les centrales à charbon. L’adoption des technologies de CSC serait à prévoir entre 2035 et 2050, selon le scénario choisi, du plus contraignant au plus souple. Elle serait privilégiée par un coût élevé du carbone. Un effet positif est attendu sur la croissance, sur le bien-être, et sur l’expansion d’autres secteurs de l’économie. Des incertitudes sont cependant à noter sur le progrès technique, le niveau de croissance économique et, donc, d’émissions, et sur l’usage d’autres énergies de substitution.
3.1.2 LE CSC EN EUROPE SELON L’APPROCHE MACROECONOMIQUE DE CAPROS ET AL. (2007)
L’étude exposée ici porte sur les possibilités et les implications d’un développement des technologies de capture et stockage du CO2 en Europe, évaluées à l’aide des scénarios du modèle PRIMES de l’E3M-Lab, de Zografou (Grèce).
Le modèle
Le modèle simule les systèmes et marchés européens pays par pays, et fournit des résultats détaillés sur les balances énergétiques, les émissions de CO2, l’investissement, la pénétration des technologies d’énergies, les coûts et prix par intervalles de 5 ans sur la période de 2000 à 2030.
La technologie CSC, dont l’installation est prévue à partir 2020, est représentée dans le modèle par :
- l’investissement dans la construction de nouvelles centrales représentatives équipées de CSC,
- l’équipement de centrales existantes par des technologies représentatives.
La version standard du secteur énergétique de PRIMES s’appuie sur une optimisation intertemporelle du profit, ce qui conditionne les choix d’investissement et permet les échanges intertemporels de ressources épuisables.
Le déploiement du CSC est conditionné dans le modèle par le prix des carburants, le coût de réduction potentiel des énergies renouvelables, les courbes de coût de réduction potentiel du stockage de CO2, les investissements antérieurs, le potentiel de développement des sites existants, les dynamiques d’évolution technico-économique des technologies (les effets d’apprentissage, etc), et la flexibilité des systèmes d’approvisionnement face aux fluctuations de demande.
Les hypothèses du modèle prévoient trois technologies génériques de CSC : les captures postcombustion, précombustion et par oxycombustion. Le coût total de la production d’énergie (coûts en capital et d’exploitation à hauteur de 7000 h/an) est supérieure de 15 à 25 €/MWh à celui des centrales correspondantes, ce qui représente un coût unitaire 25 à 50% supérieur. Par conséquent, le coût d’abattement des émissions s’élève entre 25 et 45 €/tCO2 évitée. Le coût du capital moyen est de 8,7%, auquel il convient d’ajouter une prime de risque de 5% en 2020 et 1% en 2030, à l’exception des technologies d’oxycombustion dont la prime de risque s’élève encore à 3,5% en 2030. Quant au coût de transport et stockage, il est supposé augmenter progressivement de 6 à 20 €/tCO2 selon la quantité de CO2 déjà stockée.
Les scénarios
L’étude vise à tester treize scénarios combinant diverses variantes. Le scénario d’adoption réglementaire du CSC est dérivé en deux variantes :
- la variante CCS1 suppose une adoption obligatoire du CSC à partir de 2020 pour toutes les nouvelles centrales à charbon ;
- la variante CCS2 suppose que le caractère obligatoire s’applique aussi aux usines à gaz.
En fonction de l’objectif recherché, deux familles de scénarios sont modélisés :
- les scénarios CVtar visent l’objectif européen (UE 27) de réduction de 20% des émissions d’ici 2020 par rapport aux niveaux de 1990 et, par extension, une réduction de 30% d’ici 2030 ;
- les scénarios RVCVtar poursuivent l’objectif de réduction d’émission, ainsi que celui des 20% d’énergies renouvelables d’ici 2020.
- Deux variantes sont étudiées quant à la mise en œuvre de ces politiques :
- la variante G (grandfathering) suppose que le tout est régi par une concurrence parfaite ;
- la variante A (auctioning) suggère un système d’enchères publiques de permis d’émissions, dont le prix est supporté par le consommateur et le revenu public est utilisé hors secteur énergétique.
Une dernière variante R (capture-ready) suppose une obligation réglementaire quant à l’adaptabilité des centrales construites entre 2015 et 2020 à l’installation de CSC.
Tableau 2 : Définition des scénarios de l’ICCS
Source : Capros et al, 2007.
Les résultats
Les résultats sont présentés en termes de déploiement du CSC, d’investissement et d’emploi à l’horizon 2030.
– En termes de déploiement du CSC :
Le scénario tendanciel ne préconise pas l’usage de CSC du fait d’un prix des permis d’émission négociables trop faible (22 €/tCO2). L’adoption du CSC est prévue en Europe dans tous les scénarios de réduction d’émissions…
Lorsqu’aucun objectif d’usage d’énergies renouvelables n’est fixé, le CSC dispose d’un plus grand domaine d’application et, avec un investissement régi sur des bases purement économiques, l’usage du CSC est plus intense. Quant à la mise aux enchères des permis d’émissions, elle implique des prix de l’électricité plus élevés que dans les mêmes scénarios en une situation de concurrence, et par conséquent une plus faible demande en électricité, ce qui réduit le domaine d’application du CSC. Enfin, l’obligation en termes d’adaptabilité des centrales prédispose ces dernières à installer à terme un dispositif de séquestration, ce qui permet selon le modèle d’éviter jusqu’à 40% d’émissions de CO2 des centrales thermiques à l’horizon 2030.
Tableau 3 : CO2 capturé dans les scénarios de l’ICCS
Source : Capros et al. (2007)
Le coût total de l’énergie, évalué à 8,95% du PIB (EU27) dans le scénario de base en 2030, est supposé s’élever jusqu’à 9,82% du PIB à 2030 dans le cadre d’un renforcement maximum du CSC passant par un marché de permis d’émissions négociables (scénario n°13).
– En termes d’investissement :
Les scénarios chiffrent entre 40 et 200 GW la capacité de production des centrales équipées de CSC et opérationnelles en 2030. L’obligation « capture-ready » favorise les usines à gaz au détriment du charbon, car leurs coûts relatifs s’en trouve affecté. La séquestration est très peu convoitée dans les scénarios tendanciels avec CSC (nos 2, 3) : les investisseurs se détournent de leur obligation en sur-investissant dans la rénovation des vieilles centrales, allongeant ainsi leur durée de vie, à moins qu’ils optent pour le développement du nucléaire et des renouvelables.
Au niveau désagrégé, pays par pays, le déploiement du CSC est lié au développement des centrales à charbon. L’étude prévoit un fort usage du CSC en Europe centrale. L’Allemagne, la Pologne et la République Tchèque devraient ainsi faire état d’un fort développement de la technologie, tandis qu’à l’opposé, un petit groupe de pays dont la France sont exclus du processus. Seuls les scénarios les plus contraignants avec centrales « capture-ready » dès 2015 prévoient la séquestration de 3 MtCO2 pour la France en 2030.
– En termes d’emploi :
Les auteurs distinguent cinq types d’effets sur l’emploi :
– Les effets directs négatifs sur l’exploitation minière : L’atteinte des objectifs environnementaux implique une plus faible consommation de charbon, du fait notamment d’une substitution en faveur du gaz, des renouvelables et du nucléaire.
– Les effets d’une réduction de la facture énergétique, qui implique une plus forte activité domestique, et donc un effet positif sur l’emploi.
– Les effets défavorables d’une hausse du coût total du système énergétique : L’énergie étant une ressource primaire, y investir induit un effet multiplicateur plus faible dans l’économie que s’il on investit dans d’autres secteurs.
– Les effets négatifs d’une allocation croissante de l’investissement dans le secteur énergétique, dont la contrepartie se traduit justement par un détournement de l’investissement en défaveur des activités ayant de meilleurs effets d’entrainement.
– D’autres effets via la compétitivité et les échanges internationaux : L’impact d’une hausse du prix intérieur de l’énergie dépend du contexte international, à savoir : l’Europe agit-elle seule ?
Au total, les scénarios de réduction d’émissions se traduisent tous par une baisse de l’emploi, estimée dans le meilleur cas de l’ordre de 587 800 emplois pour le scénario 7, à l’horizon 2030 en Europe (EU27). L’étude indique une perte supplémentaire de 40 900 à 87 200 emplois dans les scénarios avec des réglementations en faveur du CSC. L’analyse de sensibilité émet cependant un scénario de réduction d’émissions sans CSC. Ce dernier implique 322 300 pertes d’emploi supplémentaires au scénario 7.
Tableau 4 : Effets sur l’emploi des scénarios de l’ICCS
Source : Capros et al, 2007.
3.1.3 L’APPROCHE MICROECONOMIQUE DE GRIMAUD ET AL. (2008)
Les auteurs proposent un modèle de croissance endogène avec une ressource fossile épuisable en entrée afin d’étudier les implications du développement du CSC sur l’usage optimal des ressources fossiles disponibles. Leur méthodologie repose sur la maximisation de l’utilité intertemporelle des ménages (Romer, 1986, 1989), l’objectif final étant de déduire un niveau optimal d’intervention de l’Etat.
L’usage de la technologie CSC change la donne dans la mesure où elle déconnecte la rareté des ressources épuisables et la hausse des émissions. L’utilité en question est représentée par un niveau de bien-être social, auquel un accroissement du stock de gaz à effet de serre porte préjudice.
Le modèle
Le marché du travail distribué dans 3 secteurs : la production de biens et services, la connaissance et la séquestration de CO2. Le volume de travail dans le premier secteur demeure constant, tandis qu’il est substituable entre la connaissance et la séquestration. La production de l’économie est fonction du capital humain (connaissance, travail) et du flux de ressources non-renouvelables. En outre, le modèle suppose un coût d’extraction nul, et aucune ressource renouvelable n’est introduite afin de ne pas entraver la malléabilité du modèle.
La pollution est, sans CSC, fonction linéaire de l’usage de ressources fossiles. Il convient de soustraire à cela la quantité d’émissions séquestrées, celle-ci étant limitée par la quantité de travail alloué au CSC dans l’économie. Le « stock d’environnement » (qualité de l’air, etc) est dégradé par la pollution présente et passée.
La fonction d’utilité instantanée d’un ménage représentatif dépend à la fois de son niveau de consommation et du stock d’environnement. Retarder l’extraction contribue à maximiser le bien-être intertemporel des ménages.
Les résultats
Pour Grimaud et al., le CSC accélère le rythme optimal d’extraction, tout en réduisant la contrainte climatique à long terme, tandis que les émissions peuvent être accrues à court terme si la préférence pour l’environnement est trop faible. Son impact sur le PIB est négatif et son usage se fait au détriment de la hausse des rendements du fait d’une accélération de l’extraction combinée à un effet négatif sur les efforts de recherche et développement. De plus, la possibilité de séquestrer le CO2 devrait favoriser la production d’électricité à base de charbon au détriment du gaz naturel, et réduire la dépendance vis-à-vis des d’énergies renouvelables ainsi qu’en retarder l’usage. Enfin, l’extraction devrait diminuer dans le temps, et le volume d’emploi dans les secteurs de l’extraction, de la séquestration et de l’électricité devrait être déplacé dans la recherche.
