Energie : les dernières nouvelles de demain

Les cours du pétrole sont repartis à la hausse depuis plusieurs semaines, et une relative stabilisation dans la zone des 90-100 $ le baril est probable pour les prochaines semaines et pour une durée difficile à prévoir. Cela n’est pas directement lié aux déclarations successives du Président des Etats-Unis sur la guerre avec l’Iran, mais à la situation « objective » au Proche-Orient et dans le monde. Après une réouverture partielle du détroit d’Ormuz pendant une durée limitée, les tensions se sont de nouveau accentuées et les substitutions possibles pour les voies d’exportation sont lentes à devenir opérationnelles au niveau requis. De plus, il convient de tenir compte de la durée nécessaire à la remise en état des installations endommagées ou partiellement détruites (Arabie, Qatar, Emirats, Koweït, Irak, Oman). La guerre entre la Russie et l’Ukraine est entrée dans une phase intense de destruction de capacités de transport et de raffinage. La toute récente négociation sur les droits de douane entre les Etats-Unis et le Canada n’a pas pour le moment abouti, bien au contraire. Par conséquent, les incertitudes demeurent sur les prix et sur les quantités disponibles aussi bien pour le pétrole que pour le gaz, et le retour à la « normale » est encore incertain : des navires quittent le golfe persique, mais peuvent-ils y retourner pour le remplissage ? la production sera-t-elle suffisante ou le nombre de puits actifs a-t-il diminué de façon significative ? les capacités de raffinage de la région sont-elles massivement endommagées et, si oui, est-il possible de leur substituer rapidement des installations nouvelles dans d’autres régions du monde (Etats-Unis, Asie et UE) ? la diversification des sources de brut (Nigeria, Venezuela, Kazakhstan, Brésil, Argentine et Libye demain, …) peut-elle permettre de prendre le relais en termes de quantités ? la baisse de la demande va-t-elle limiter le risque de pénurie ? les stocks mondiaux de pétrole peuvent-ils être reconstitués dans les prochains mois et en 2027 ?

Quelques faits et quelques interrogations supplémentaires :

• L’Agence Internationale de l’Energie note que les Etats membres ont mis sur le marché 290 millions de barils sur les 400 millions rendus disponibles au printemps dernier, et elle revoit à la baisse sa perspective de baisse de la demande. Elle considère que le marché des produits raffinés est bien plus tendu que celui du pétole brut. Cependant, l’augmentation de la production en Arabie, aux Emirats et chez d’autres producteurs importants profite au marché du brut.
• Les estimations américaines des exportations de pétrole du Proche-Orient suscitent des interrogations voire des doutes chez les experts du trafic des pétroliers, et l’Energy Information Agency US maintient ses perspectives de fluctuation des exportations : moins de 5 millions de barils exportés chaque jour par voie maritime au deuxième trimestre contre 22 millions au quatrième trimestre 2025 ; et cela à un moment où les stocks ont baissé.
• A noter la baisse des estimations de l’OPEP+ de la croissance de la demande de pétrole en 2026.
• Malgré une augmentation récente, la production en Arabie Saoudite reste inférieure à ce qu’elle était avant le conflit.
• La remise en service d’un oléoduc en Syrie pour exporter le pétrole d’Irak est envisagée sans que l’on dispose d’un horizon de temps.
• Et il faut tenir compte de l’effet du retrait des Emirats de l’OPEP+ ; plusieurs facteurs et conséquences à cela : préserver la rente dans la longue durée pour gérer la reconversion de l’économie en maintenant les quotas et les volumes au niveau approprié, profiter « au passage » d’un coût de production plus faible qu’en Arabie pour exporter vers des pays dont les besoins augmentent rapidement (Inde, …), préserver une attitude modérée vis-à-vis de l’Iran malgré les attaques iraniennes sur des infrastructures. Il faut noter que leur production pétrolière a bondi de 80 % en juin (3,8 millions de barils de pétrole brut par jour soit une augmentation de 1,7 million de barils par jour par rapport à mai).
• Alors que la crise des raffineries s’accentue en Russie, cette dernière a, selon certains experts, commencé à importer des carburants d’Inde ; et, dans le même temps, l’Inde augmente ses importations de brut russe pour répondre à l’augmentation de la demande et augmenter significativement ses stocks.

Pour conclure ce tour d’horizon, rappelons quelques conséquences et quelques prises de positions récentes. Tout d’abord, le ralentissement de l’économie dans le monde : inflation (le prix de l’essence aux Etats-Unis a augmenté de plus de 40% depuis le début de l’année et celui du gasoil de plus de 50%), augmentation des taux d’intérêt aux Etats-Unis et dans l’UE. Les incertitudes politiques et économiques demeurent voire s’accentuent : l’Inde peine à réduire ses importations de pétrole russe pour améliorer sa relation avec les Etats-Unis ; l’UE, consciente de sa dépendance et de la volatilité des prix, entend réduire ses importations de ressources fossiles, et envisage de lever l’interdiction du forage en Arctique  (moratoire de 2021 adopté en raison des engagements climatiques et environnementaux) ; et la Norvège souhaite y forer si elle est autorisée. De plus en plus de pays souhaitent, pour leur politique climatique et pour la sécurité d’approvisionnement, pouvoir s’appuyer sur le nucléaire et les renouvelables, encore faut-il mettre en place les bonnes conditions pour le financement du nucléaire ainsi qu’une politique d’approvisionnement et de raffinage de minéraux qui n’aboutisse pas à amplifier une dépendance bien identifiée.

L’énergie est bien au cœur des tensions internationales, et les intérêts guident la définition par les Etats d’une politique de l’énergie cohérente avec leurs intérêts, définition qui n’est pas exempte de contradictions dans la volonté de mettre en valeur les atouts nationaux pour limiter les risques et pour prendre position dans la compétition mondiale ; la sécurité d’approvisionnement en énergie est centrale et guide les stratégies d’investissement. Récemment, l’Agence Internationale de l’Energie a montré une évolution importante de la perception des risques par les Etats et la recherche d’une réaction par la diversification et par la mise en valeur des ressources énergétiques dont ils disposent. Ainsi, les investissements pourraient augmenter en 2026, pour atteindre 3400 milliards $, se partageant entre 2/3 pour l’électricité (électrification, renouvelables, nucléaire, stockage, réseau, charbon) et 1/3 pour les fossiles (ralentissement pour le pétrole en dehors du Moyen-Orient, augmentation pour le gaz naturel poussée par les installations de GNL, et relative stabilité pour le charbon).

Le sommet du G7 de juin dernier a été largement consacré à la sécurité d’approvisionnement en énergie et à la réduction des dépendances. Il a préconisé la réduction de la dépendance à un fournisseur unique extérieur au G7 pour les terres rares et les aimants permanents à moins de 60 % d’ici 2030, avec un objectif ultérieur de 50 % ; une mobilisation accrue des banques multilatérales de développement et des institutions de financement et organismes de crédit à l’export pour coordonner leurs actions sur les minerais critiques ; la  poursuite des discussions sur les mécanismes de marché (quotas, prix planchers, mécanismes de stabilisation des revenus, achats conjoints) ; la mise en place de mécanismes harmonisés de traçabilité pour les matériaux et les minerais ; le développement de capacités nationales de stockage et la création d’un mécanisme d’alerte sur les tensions du marché et sur les ruptures d’approvisionnement, et l’augmentation de la capacité de recyclage collective du G7 d’ici fin 2030 ; et la création d’une alliance non contraignante et ouverte à des partenaires pour la résilience et la production de minerais critiques. A suivre !

Citons, pour illustrer la situation présente, quelques éléments complémentaires :

• Le développement des flux d’hydrocarbures des Etats-Unis vers l’Europe et vers l’Asie, y compris pour les produits raffinés.
• L’arrivée dans le paysage du Pakistan, jouant un rôle important dans les négociations entre les Etats-Unis et l’Iran.
• La pression sur la Chine et son économie, très dépendante des importations en provenance d’Iran et de Russie, et qui a probablement fait appel aux stocks constitués depuis plusieurs années pour limiter la hausse du prix du pétrole.
• L’accélération des discussions entre le Canada et l’Inde, entre le Canada et le Mexique aussi bien sur les hydrocarbures que sur les minerais, et avec l’Afrique du Sud qui souhaite augmenter ses stocks.
• Le débat sur l’augmentation de la production de pétrole en Mer du Nord.
• L’intérêt pour l’exploitation des ressources arctiques, pour le moment plus politique que concrétisé par l’investissement, et, plus largement, pour le forage en eaux profondes (Chine, Japon, Royaume-Uni, Etats-Unis, …).
• Le développement du marché des véhicules électriques (30% des ventes) et du marché des batteries, qui profite largement à la Chine.
• La place encore plus centrale des Etats-Unis dans le « système énergie » du monde : exploitation des ressources conventionnelles et non conventionnelles, investissements dans les infrastructures de liquéfaction du gaz et de raffinage du pétrole, contribution croissante à la satisfaction des besoins de nombreux pays, par exemple en exportant du LNG, accélération des efforts en faveur du nucléaire.

Pétrole, gaz, et fossiles

Pétrole

Comme il est dit plus haut, le prix du pétrole semble s’établir maintenant dans la zone autour de 90-100 $ le baril. Les derniers mois ont été marqués par de nombreuses annonces consécutives à la guerre au Moyen-Orient, ainsi qu’à des décisions liées aux contraintes issues de la destruction d’installations, aux inquiétudes sur l’économie, aux mesures destinées à limiter autant que faire se peut les conséquences de la guerre et de la fermeture du détroit d’Ormuz. Citons notamment :

• Les interrogations sur les prix et les quantités et la recherche d’un nouvel équilibre qui serait lié à l’augmentation de la production aux Etats-Unis et en Arabie. Et les interrogations sur toute la chaîne de valeur, notamment le transport et le raffinage.
• L’augmentation possible du prix du baril au-delà de 100 $.
• La baisse des stocks disponibles dans les pays producteurs, suite à des destructions d’installations, et des volumes stockés dans les pays importateurs.
• Les Etats-Unis soucieux de ne pas trop augmenter le prix des carburants pour les Américains.
• L’atténuation des sanctions visant la Russie afin de limiter la hausse du prix du baril.
• L’annonce de l’augmentation de la production par l’OPEP+ (200 000 barils/jour) assurée principalement par l’Arabie, qui doit développer son système d’oléoducs pour exporter en évitant le détroit d’Ormuz.
• La nécessité de nouvelles installations de raffinage aux Etats-Unis comme en UE.
• La recherche de coopérations nouvelles : Japon et Corée du Sud pour le stockage et le raffinage ; Canada et pays d’Asie pour exporter la production de l’Alberta ; UE et Canada pour réduire les importations de Russie à l’approche de l’échéance pour la fin des importations russes en UE.
• Les incertitudes sur les horizons de temps : possible reprise des importations par la Chine, reprise massive de la production au Venezuela, assurabilité des pétroliers, remise en état des installations du golfe persique et du golfe d’Oman, réouverture complète du détroit d’Ormuz, retour au « bon niveau » de production de brut.
• Les pays du sud-est de l’Asie recherchent les leviers nécessaires à assurer leur sécurité d’approvisionnement et la diversification.

La demande de pétrole à moyen terme reste relativement stable du fait de la situation économique dans le monde, malgré la persistance du ralentissement économique dans plusieurs grands pays d’Asie, dont la Chine où le pic de la demande serait atteint en 2027 ; la demande augmenterait aux Etats-Unis et en Inde mais baisserait en UE. L’exploration et la mise en exploitation de nouveaux gisements et l’augmentation de la production de pétrole non conventionnel sont à l’ordre du jour.

Gaz

Les conséquences de la guerre sur le gaz sont apparues très vite : baisse de la production et inquiétude sur les exportations du Qatar, interrogation sur la reconstitution des stocks de l’UE en prévision du prochain hiver, incertitudes des experts sur la durée nécessaire pour la remise en état des installations notamment aux Emirats. Rappelons que le gaz est désormais un enjeu prégnant dans le monde, notamment pour la production d’électricité. A noter que les commandes mondiales de turbines à gaz atteignent un niveau record : 12,5 GW pour Siemens, 11 GW pour General Electric, 6 GW pour Mitsubishi.

L’importation de GNL russe par l’UE (en particulier France, Belgique et Espagne) est à un très haut niveau (près de 10 millions de tonnes de Yamal au premier semestre), avant l’interdiction début 2027, qui suscite encore un débat de faible intensité ; elle alimente l’activité de la « flotte grise » russe. Et les prix augmentent. Et il serait intéressant de savoir comment les décisions prises en 2022 dans le cadre de RePower ont été suivies d’effet et sont bénéfiques aux Etats membres, et si les stocks seront suffisamment reconstitués avant le prochain hiver.

Aux Etats-Unis, la demande augmente du fait de la demande d’électricité due à la multiplication des centres de calcul et de stockage des données ; les projets d’extraction sont nombreux et un mouvement de concentration semble en marche pour les compagnies exploitant le gaz non conventionnel. Et les Etats-Unis s’intéressent de plus en plus aux gisements du Mozambique.

En même temps, les affaires continuent : compétition entre les pays d’Asie et les autres importateurs de GNL pour l’accès aux ressources, confirmation des investissements émiratis aux Etats-Unis sur la chaîne GNL, reprise possible des forages dans le grand nord par la Norvège. Les exportations dynamisent le secteur, notamment vers l’Asie ; l’UE, dont la dépendance au LNG américain est identifiée, envisage de faire appel au Canada. La reprise des exportations du Qatar reste tributaire des conditions de navigation dans le détroit d’Ormuz.

Charbon

Comme il y a deux mois, rien de nouveau pour ce qui concerne le charbon : la demande est relativement stable. La production d’électricité avec des centrales à charbon augmente (Inde et Asie du Sud-Est) mais pourrait baisser d’ici 2030, elle nécessite de développer les capacités de transport. La Chine entend réduire la production d’électricité dans des centrales à charbon, mais poursuit la construction de nouvelles centrales tout en envisageant de déplacer certaines industries lourdes vers des zones dites low carbon.

Le captage et le stockage du carbone sont régulièrement évoqués mais les projets sont considérés pour la plupart comme trop chers.

Maîtrise du changement climatique et marché du CO₂

Rien de bien nouveau après l’accord concluant la COP30. La Chine maintient son objectif de réduction de l’intensité carbone ; l’ajustement carbone aux frontières (CBAM), reste une source de tensions. Et plusieurs Etats membres de l’UE (notamment Pologne, République tchèque, Roumanie) s’interrogent sur une possible baisse du coût du carbone pour compenser la hausse du coût des énergies fossiles et l’UE sur la réduction des contraintes notamment sur l’industrie. La Banque mondiale envisage de réduire son soutien aux investissements nécessaires à la réduction des émissions.

Pour la France, l’électrification est devenue un enjeu majeur, politique, industriel et économique : aller vers le zéro-émission de CO₂, réduire la part des fossiles qui représentent 60% de l’énergie, agir sur l’aval (véhicule électrique, pompes à chaleur), augmenter l’appel à la biomasse tout en trouvant le bon arbitrage pour la gestion de l’eau et pour celle des terres.

L’électricité et le nucléaire

L’électricité est le vecteur énergétique de demain ; la demande liée aux data centers, à l’IA et à l’air conditionné se compte en milliers de TWh. Il ne faut oublier ni l’industrie ni la mobilité électrique ; et il convient de prendre la mesure de l’augmentation de la demande dans les pays émergents. La consommation des centres de données pourrait être entre 700 et 1700 TWh en 2035 pour l’ensemble Etats-Unis, Chine et UE.

Les enjeux portent sur l’ensemble du système électrique (production, transport, distribution) et sur les « règles du jeu » du fonctionnement des marchés de l’électricité. De plus en plus, les défis sont identifiés et des décisions annoncées : besoin massif de développement du réseau, notamment pour alimenter les centres de données, à moins de produire localement l’électricité nécessaire ; besoin de réseau pour intégrer la production des renouvelables intermittentes ; contribution possible du stockage par batteries.

Relever ces défis nécessite une approche d’ensemble et une vision cohérente avec la durée de vie industrielle des équipements à réaliser : il s’agit de donner suffisamment de visibilité aux acteurs publics et privés pour optimiser les réalisations concrètes d’infrastructures, et cela en considérant le coût complet de l’électricité intégrant dans le raisonnement la maîtrise du changement climatique ainsi que le coût des différentes options technologiques ; il s’agit de fixer au mieux le prix pour les consommateurs tout en préservant la réalisation des investissements nécessaires.

Les annonces se multiplient :

• Inde : la demande pourrait augmenter de 6 à 7% par an dans les prochaines années soit plus 3500 TWh d’ici 2030. Le développement de la production et du réseau est urgent et le stockage pourrait recevoir le soutien de l’Etat afin de réduire l’augmentation de la production d’électricité par des centrales à charbon.
• Le Royaume-Uni doit rapidement développer les réseaux et la crainte d’un blackout grandit. Plusieurs sujets de débats sont abordés : le prix trop élevé de l’électricité, malgré le niveau des renouvelables intermittentes, les insuffisances de réseau, le stockage par des batteries en réseau, le niveau des échanges avec le continent, l’organisation du marché de l’électricité.
• Pour l’UE, le prix de l’électricité est un sujet majeur ; rappelons le rapport Draghi qui mentionne la nécessité de s’intéresser au coût complet du MWh concrétisé par le prix payé par le consommateur. Le moment semble venu de réfléchir au devenir du marché européen de l’électricité pour intégrer, dans un souci d’optimisation, toutes les composantes du coût. La Commission semble en prendre conscience, notamment pour ce qui concerne le développement du réseau et des interconnexions pour que le développement des renouvelables intermittentes ne soit pas freiné par des goulets d’étranglement : est-ce le fait d’une dynamique à l’œuvre depuis longtemps ou un moyen de prendre la main sur la politique de l’énergie des Etats membres ?
• La Chine continue la construction de centrales à charbon et entend poursuivre le développement des renouvelables pour stabiliser les émissions de CO₂.
• Aux Etats-Unis, le prix de l’électricité augmente deux fois plus vite que l’inflation ; des investissements massifs sont nécessaires, aussi bien pour la production que pour le réseau, et la vitesse de réalisation est inférieure à la vitesse d’augmentation de la demande ; en même temps apparaissent des interrogations sur un possible surinvestissement en centrales à gaz ; selon l’EIA, la demande pourrait augmenter de 25% entre 2023 et 2030 et de 50% d’ici 2050. Le débat sur les règles du jeu est largement ouvert, notamment pour alléger les contraintes sur le développement du réseau (la FERC envisage l’intégration dans le système électrique de 2600 GW de renouvelables intermittentes), les Etats pouvant prendre plus de responsabilités, ainsi que sur la place des renouvelables intermittentes qui rencontrent l’hostilité du gouvernement fédéral mais ont toujours des soutiens dans plusieurs Etats.

Pour l’AIE, l’augmentation de la demande sera de 3,5% en 2026 et de 4% en 2027, notamment liée aux besoins de l’Afrique et de l’Asie. Elle sera satisfaite par les renouvelables, le nucléaire et le gaz, et la part du charbon sera en baisse. Pour le monde, les parts de production sont aujourd’hui : 32,7% pour le charbon, 8,7% pour le nucléaire, 20% pour le gaz, 21% pour les renouvelables intermittentes (pour lesquelles l’approfondissement des analyses de cycle de vie serait utile) et 13,5% pour l’hydraulique. Rappelons la publication récente par l’AIE d’un rapport sur le design des marchés de l’électricité : besoins massifs d’investissement, nécessité de designs durables, renforcement des marchés à long terme indispensable pour donner la visibilité suffisante aux investisseurs.

Nucléaire

Depuis plusieurs mois, études et déclarations portent sur les enjeux et les efforts à faire sur tous les maillons de la chaîne de valeur, de la ressource en uranium au MWh, et les annonces de décision se multiplient pour que le nucléaire prenne toute sa place. D’une façon générale, l’importance de la visibilité pour les acteurs afin de réduire les coûts par la mise en place de programmes sur la durée, et le soutien à la R&D pour l’arrivée à maturité de nouvelles technologies pour la production d’électricité, pour le dessalement, pour le transport maritime et pour le chauffage urbain sont des convictions partagées. Il est clair que la compétition qui s’intensifie entre les fournisseurs de réacteurs va durer. Pour la WNA, 6000 milliards $ sont nécessaires d’ici 2050 pour les projets en cours (80 réacteurs en construction) et envisagés. 

Les SMR sont maintenant bien présents dans les débats : choix des technologies, préparation des licences, coopérations, … :

• Afrique : manifestation croissante d’intérêt dans plusieurs pays.
• Arménie : soutien des Etats-Unis.
• Coopération entre les Etats-Unis, le Japon et la Corée du Sud.
• Canada : développement de SMR pour la chaleur industrielle.
• Chine : conception de SMR de petite taille (MMR), mobiles et transportables.
• Etats-Unis : plusieurs SMR devraient être en service en 2030 ; des SMR à sels fondus sont à l’étude pour la propulsion navale, ainsi que des SMR et MMR de quelques MW transportables pour les usages militaires.
• France : EDF développe les partenariats pour sa filiale Nuward.
• Ouzbékistan : soutien des Etats-Unis.
• République tchèque : SMR et MMR en collaboration avec le Canada.
• Royaume-Uni : premier contrat, avec un apport financier public, et avec sous-traitance à la Corée du Sud pour une partie de la métallurgie.
• Suède : SMR pour 1400 MW à terme.

Les grands réacteurs de puissance et la chaîne de valeur sont également objets d’annonces, notamment pour l’allongement de la durée de fonctionnement (République Tchèque, Espagne, Royaume-Uni pour Sizewell B, Corée du Sud) :

• Argentine : construction d’un réacteur
• Canada : 100 milliards $ seront consacrés à la construction de 10 réacteurs pour répondre à la demande d’électricité qui pourrait doubler de 2025 à 2050.
• Etats-Unis : le débat sur le financement se poursuit
  • Le DOE a décidé de consacrer au nucléaire 17 milliards$ dont 2,7 milliards$ pour l’enrichissement de l’uranium afin de s’affranchir complètement de la Russie d’ici la fin de la décennie (la dépendance est passée de 17% en 2015 à 25%) ; cela entre dans le cadre de l’action du DOE et du DOD pour la maîtrise de tous les maillons de la chaîne
  • 10 AP1000 devraient être en construction en 2030
  • Projets de centrales pour les électro-intensifs
• Inde : objectif : 22 GW en 2032 et 100 GW de nucléaire en 2047 (8 GW aujourd’hui) financés par des partenariats public-privé avec coopération avec la France.
• Japon : le redémarrage de plusieurs centrales est toujours d’actualité et de nouveaux projets seraient envisagés.
• Russie : 600 MW devraient être opérationnels en Arctique en 2035.
• Vietnam : accord pour la construction de 2 VVER 1200 russes.
• UE :
  • Pologne : construction de réacteurs avec le soutien des Etats-Unis.
  • Retour de l’intérêt pour le nucléaire : Espagne, Belgique, Italie, Pays-Bas.
  • Un changement des règles pour conclure un CfD est perçu comme un soutien implicite aux renouvelables : durée du contrat ramené de 60 à 40 ans, rémunération basée non plus sur la production mais sur la disponibilité pour gérer l’intermittence.
  • Réaffirmation de l’objectif de ne plus importer d’uranium enrichi de Russie.
  • La Corée du Sud poursuit sa prospection en vue de construire des APR1400.
  • France : la PPE3 donne un objectif de production nucléaire de 380 à 420 TWh par an ; elle intègre la construction de 6 EPR et plus, et de SMR.

Vers la transition énergétique : les enjeux internationaux s’accentuent

Dans la récente édition de l’Energy Technology Perspectives, l’AIE insiste sur le développement rapide des énergies bas carbone, le développement de la mobilité électrique, la croissance de la production d’électricité par les renouvelables (PV, éoliennes), l’utilisation des batteries. Bien entendu, nous dit l’ETP, tout dépend des décisions politiques et des règles en place. Les pays émergents constituent des marchés en pleine croissance pour les produits de Chine pour la mobilité et la production d’électricité, et ils se positionnent sur la fabrication des équipements nécessaires pour eux-mêmes et pour les pays développés où le coût de l’énergie et le coût du travail sont nettement plus élevés.

A noter l’importance de la résilience des chaînes de fabrication et celle de la R&D. Dans le contexte actuel, et sans doute pour encore un moment, la Chine reste leader : vente de produits manufacturés aux pays émergents, concentration de la production des composants issus notamment du raffinage des terres rares et des matériaux, avance technologique consolidée par exemple pour le PV et les batteries, règles financières favorables par exemple par rapport à l’UE pour ce qui concerne l’investissement ; et il convient de suivre la négociation d’accords entre l’UE et la Chine et s’assurer qu’ils bénéficieront à tous les partenaires.

Ces analyses convergent avec les évolutions récentes :

• Articulation de l’industrie du PV avec celle des batteries :
  • Les batteries, nécessaires pour les véhicules ainsi que pour le système électrique, donnent un avantage supplémentaire à la Chine : exportations massives, sécurisation des matières dans le cadre de la Belt and road initiative.
  • Etats-Unis : accélération de la fabrication de batteries en collaboration avec la Corée du Sud et en expérimentant de nouvelles technologies.
  • UE : la combinaison de la production intermittente et du stockage se développe, mais la production de batteries progresse lentement et souvent à partir de technologies chinoises ; l’UE vise un objectif de 70% de production des batteries et souhaite créer des concurrents aux fabriquants chinois, ce qui nécessite des alliances et une véritable politique industrielle (passer du lithium au silicium pourrait s’avérer prometteur et réduire la dépendance à la Chine).
  • Encore faut-il noter une interrogation récente sur la surproduction de panneaux PV en Chine, même en considérant le marché mondial, et ses conséquences possibles sur l’économie chinoise.
• Accélération de la mobilité électrique : Les constructeurs européens d’automobiles visent un objectif de 70% de production en UE des VE ; cela sera-t-il concrétisé, faut-il une taxe pour compenser la différence de coût du travail ?
  • Aux Etats-Unis, les investissements bénéficient des apports de l’Arabie.
  • Le Royaume-Uni, où le marché des VE se développe massivement, entend développer la R&D et rapidement installer des capacités de production
  • La Chine vise la production de petites voitures électriques moins chères pour le Japon et l’UE et de camions pour les marchandises ; elle vise en même temps l’exportation de composants aux fabricants européens de VE et entend monter en puissance pour le recyclage.

Terres rares et matières premières

Annonces, prises de position et négociations se poursuivent :

• Accord sur les investissements entre l’Inde et l’Australie, y compris pour l’uranium.
• Etats-Unis : il s’agit de reprendre la maîtrise et de réduire la dépendance à la Chine :
  • Décisions du Sénat pour sécuriser l’accès aux minerais
  • Le DOD investit dans la production de gallium
  • Constitution d’un stock de minéraux critiques
  • Investissements au Canada, en particulier pour le lithium
  • Accord Etats-Unis avec l’Afrique du sud et le Nigeria pour l’exploitation de gisements de terres avec un possible apport de capital par l’Arabie.
• Japon : accord avec l’Australie sur les terres rares ; l’exploitation des ressources du fond des océans est un centre d’intérêt, elle nécessite la mise au point de technologies.
• Chine : maintien de la pression pour contrôler toute la chaîne de valeur, pression qui reste un levier dans le cadre des négociations commerciales avec les Etats-Unis, l’UE et le Japon.
• Annonces de l’Arabie, du Qatar et des Emirats portant sur le développement local des activités d’extraction et de raffinage, et sur leur financement dans le monde.
• L’UE entend constituer des stocks de métaux et de terres rares et diversifier les sources pour faire face aux risques géopolitiques. Ce qui peut offrir un champ de développement à l’industrie française si les compétences historiques sont toujours présentes ou peuvent être reconstituées, aussi bien pour l’extraction et le raffinage que pour le recyclage.

Hydrogène

Pas d’annonces nouvelles : les perspectives se réduisent faute de développement du marché sauf peut-être en Asie où la Chine entend prendre une position dominante sur la fabrication d’électrolyseurs et l’Inde annonce la production d’hydrogène avec la chaleur d’un RNR.

*ancien de la direction de la Stratégie, EDF