C’est la quantité totale de CO2 qui sera accumulé dans l’atmosphère qui déterminera l’intensité du réchauffement climatique. À cet égard, les immenses réserves mondiales de charbon sont très préoccupantes.

*Bernard DURAND est ancien directeur de la division Géologie-Géochimie à l’IFPEN, ancien directeur de l’ENS de géologie.

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LES PRÉVISIONS DU GIEC

Selon le dernier rapport du Groupe intergouvernemental d’experts sur l’évolution du climat (GIEC)1, l’augmentation de la température de la surface terrestre a été jusqu’ici à peu près proportionnelle aux quantités de dioxyde de carbone (CO2) résultant des activités humaines (anthropogéniques) cumulées depuis 1870. L’importance du réchauffement climatique futur devrait donc lui aussi dépendre en première analyse des quantités cumulées de CO2 anthropogénique émises depuis cette date.
Toutefois, le GIEC ne s’est pas attaché à faire des prévisions précises des quantités de CO2 qui seront émises. Il a préféré modéliser le réchauffement provoqué par les émissions futures de CO2 anthropogénique, en fonction de trajectoires repères d’évolution de celles-ci. Il a ainsi construit des scénarios de référence dits RCP, pour Representative Concentration Pathways (« Profils de concentration des GES »). Ceux-ci sont au nombre de quatre, indexés en fonction des forçages radiatifs (encadré ci-contre) de la surface terrestre qui en résulteraient en 2100, en watts par mètre carré (W/m2) : le RCP 2,6, le RCP 4,5, le RCP 6 et le RCP 8,5. Les quantités cumulées de CO2 émises de 1870 à 2100 correspondant à ces scénarios seraient, en carbone contenu, de 790 GtC, 1250 GtC, 1420 GtC et 2 100 GtC.
Pour que la température de la surface terrestre n’augmente pas de plus de 2 °C de 1870 à 2100, il faudrait, selon cette approche, que les quantités cumulées de CO2 anthropogénique émises depuis 1870 ne dépassent pas 830 GtC en 2100, soit à peine plus que les 790 GtC du scénario RCP 2,6.
On ne peut bien sûr pas prétendre dans ce domaine à une grande précision, et il ne s’agit donc ici que d’ordres de grandeur.
Le GIEC ne dit cependant pas duquel de ces scénarios l’évolution réelle du réchauffement climatique devrait se rapprocher le plus. Mais il ne contredit pas pour autant les médias, selon lesquels le RCP 8,5, qui prévoit une augmentation de température à la fin de ce siècle d’environ 4,5 °C par rapport à 1870, est quasi certain si nous n’agissons pas vigoureusement pour l’éviter.

Les principales sources de CO2 anthropogéniques sont, pour l’essentiel :
– les combustibles fossiles, pour environ 85 %
– les changements d’usage des sols, principalement la déforestation, pour environ 10 %
– la fabrication du ciment, qui produit du CO2 par décomposition thermique de carbonates, pour environ 5 %.
Selon l’analyse du GIEC, les futurs profils des émissions de CO2 dues aux combustibles fossiles seront donc les principaux déterminants du réchauffement climatique.

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LE FORCAGE RADIATIF

La Terre ne peut échanger d’énergie avec ce qui l’entoure dans l’espace que sous forme de rayonnements. Elle reçoit le rayonnement lumineux du Soleil, environ 240 W/m2 de sa surface en moyenne, et en réfléchit environ 30 % de la puissance par réflexion sans modification de son spectre, c’est ce qu’on appelle son albedo. Les 70 % restants sont absorbés par l’atmosphère et la surface terrestre, ce qui en augmente la température et produit, donc, un rayonnement infrarouge. Quand la puissance du rayonnement solaire venant de l’espace est équilibrée par l’albedo
plus la puissance du rayonnement infrarouge sortant vers l’espace – c’était encore le cas avant la révolution industrielle –, on dit qu’il y a équilibre radiatif.

Le forçage radiatif est une perturbation des échanges radiatifs (solaire/infrarouge terrestre + albedo) induite par une modification anthropique ou naturelle. Par exemple, une augmentation durable de la puissance du rayonnement solaire reçu par le globe terrestre va en réchauffer l’atmosphère et la surface, et provoquer une augmentation du rayonnement infrarouge de celles-ci, de manière à retrouver un équilibre radiatif entre la Terre et l’espace. Mais les températures de la surface et de l’atmosphère terrestre resteront plus élevées qu’avant tant que l’augmentation de puissance du rayonnement solaire persistera. Une augmentation de la teneur de l’atmosphère en gaz à effet de serre produit le même résultat, en renvoyant vers la surface du sol une partie du rayonnement infrarouge émis. Ces forçages radiatifs sont exprimés avec la même unité que la puissance du rayonnement solaire reçu et du rayonnement infrarouge émis, soit le watt par mètre carré (W/m2) de surface terrestre.

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PEUT-ON PRÉVOIR LES PROFILS DES ÉMISSIONS DES COMBUSTIBLES FOSSILES ?

Pour essayer de répondre à cette question, il faut d’abord rappeler une évidence : la production d’un gisement de combustibles fossiles débute avec sa mise en exploitation, et se termine avec son abandon définitif. Entre les deux, sa production fluctue en fonction des conditions de rentabilité économique du moment et des progrès dans les méthodes d’extraction, mais passe forcément au cours de son histoire par un maximum absolu, par son pic de production. Les quantités totales qui seront extraites au cours de la vie du gisement sont appelées ses « réserves ultimes », ou encore son « ultime ».
Ces notions sont faciles à concevoir à l’échelle d’un gisement, mais le sont beaucoup moins à l’échelle d’un pays, et encore moins à l’échelle mondiale. En effet, on peut toujours prétendre qu’à cette échelle il y aura sans arrêt des découvertes de nouveaux gisements, certains étant de nature encore inconnue, ou des progrès technologiques permettant d’augmenter considérablement les quantités extraites des gisements en exploitation et de pouvoir mettre en production des gisements actuellement inexploitables, repoussant ainsi sans cesse l’horizon du pic de production, puis de la fin des combustibles fossiles. Qu’en est-il en réalité à la lumière de l’expérience ?

L’EXEMPLE DE LA FRANCE

Graphique 1. Productions de charbon, de gaz naturel et de pétrole en France de 1830 à 2015, ramenées à la même unité de contenu énergétique (million de tonnes équivalent pétrole, Mtep). La tonne équivalent pétrole « vaut » 41,6 milliards de joules (GJ). Pour chaque combustible fossile, l’ultime est la surface sous la courbe de production.
Source : Bernard Durand, « Les combustibles fossiles, grands oubliés du débat national sur la transition énergétique », conférence au Collège de France, 2013
(http://aspofrance.viabloga.com/files/BD_Fossiles_DNTE2013.pdf).

La production française de charbon a commencé à croître de manière importante et régulière vers le milieu du XIXe siècle (graph. 1). Après bien des vicissitudes, dues en particulier aux deux guerres mondiales et à la crise économique européenne de 1933, conséquence de la Grande Crise de 1929 aux États-Unis, elle connut son pic en 1959. Sa décroissance a été rapide. Cela est dû au fait qu’à cette époque la production était déjà lourdement subventionnée par rapport aux prix pratiqués sur le marché mondial : cette décroissance a donc été accélérée pour diminuer les charges sur le budget de l’État. À partir de 1974, après le premier choc pétrolier, le rythme de décroissance a été moins rapide, le charbon étant alors plus demandé. Mais finalement la production a fini par s’éteindre en avril 2004 avec la fermeture des dernières mines en activité.

L’histoire du pétrole et du gaz en France est longue. Elle débute avec l’exploitation du gisement de pétrole lourd de Pechelbronn (Bas-Rhin) et de ses satellites, dont les indices de surface étaient connus depuis très longtemps et déjà utilisés au Moyen Âge pour la lubrification et le calfatage, mais aussi pour leurs propriétés médicales supposées. Mais il n’y eut d’exploitation rationnelle qu’à partir de 1740. C’est autour du gisement de Pechelbronn que, à la fin du XVIIIe siècle et au début du XIXe, furent réalisés les premiers forages pétroliers d’exploration du monde occidental, avec des tarières qui permettaient d’atteindre quelques dizaines de mètres. Le premier à avoir été consigné de manière officielle date de 1813, donc bien avant le forage du colonel Drake en Pennsylvanie, en 1859, date retenue par l’histoire pour les débuts de l’industrie pétrolière. La France fut même en 1850, en y ajoutant l’huile de schiste obtenue par pyrolyse des Schistes d’Autun (dont les premières productions eurent lieu en 1824 à Igornay, en Saône-et-Loire), le premier producteur mondial de pétrole « tous liquides » de l’époque, jusqu’au développement explosif de la production états-unienne. Mais il s’agissait de très petites quantités, quelques milliers de tonnes par an (graph. 1).

Les productions de pétrole et de gaz ont crû notablement, tout en restant modestes, après la Seconde Guerre mondiale. Le pétrole a d’abord été extrait du Bassin aquitain, qui fut ensuite relayé par le Bassin parisien, d’où une production avec deux bosses. Le pic date de 1988, et l’ultime est presque atteint. Le gaz, extrait principalement du gisement de Lacq, près de Pau, a connu son pic en 1978, et son ultime est également presque atteint.

De nouvelles découvertes de gaz et de pétrole ne sont pas strictement impossibles en France, sous forme en particulier de gaz et de pétrole de roches mères (improprement appelés gaz et pétrole de schiste par les médias, car les roches qui les contiennent ne sont pas des schistes, qui sont des roches métamorphiques, au sens géologique du terme. C’est en fait une mauvaise traduction du terme américain shale). Il s’agit de gaz et de pétrole piégés dans ou au contact des roches sédimentaires qui leur ont donné naissance (leurs roches mères) dans des formations de très faible perméabilité, mais d’où on peut en extraire une partie après une fracturation hydraulique permettant d’accroître leur perméabilité. Les réserves correspondantes se trouveraient principalement dans le Bassin parisien pour le pétrole, et le bassin du Sud-Est pour le gaz. Mais rien n’est sûr, et l’opposition des associations écologistes est forte. D’autre part, le régime de propriété du sous-sol – en France, c’est l’État qui le possède – ne favorise pas l’implication des propriétaires du sol, qui subissent les nuisances locales sans être associés, comme aux États-Unis, aux profits de l’exploitation. Et la fracturation hydraulique dans ce type de formation a été interdite par une loi du 13 juillet 2013.

S’agissant du charbon, il existe encore des possibilités : en particulier près de Lucenay-lès-Aix, dans le sud de la Nièvre, un assez gros gisement de charbon bitumineux, de hard coal (peut-être 250 Mt de réserves, soit environ l’équivalent de 170 Mtep), n’a pas encore été exploité. Mais les conditions économiques et environnementales ne semblent guère favorables. Et on ne pourra pas rouvrir les mines qui ont été fermées et qui sont donc maintenant ennoyées, car le coût en serait bien trop élevé, même pour un prix de marché qui serait de l’ordre de 10 fois les prix actuels.

L’EXEMPLE DE L’EUROPE

Graphique 2. UE 28 et Norvège : évolution des productions de charbon, gaz, pétrole et du total des combustibles fossiles (total CF) de 1981 à 2015. L’unité d’énergie est le million de tonnes équivalent pétrole (Mtep).
Source : BP statistical review of world energy 2016.

Le graphique 2 montre pour la période 1981-2015 les productions de combustibles fossiles pour l’ensemble constitué de l’UE 28 et de la Norvège, ce pays étant désormais le principal producteur de pétrole et de gaz en Europe. Ces productions ont connu leur pic en 1982 pour le charbon, en 2000 pour le pétrole et en 2004 pour le gaz. Exprimée en tonnes équivalent pétrole (tep), la production totale de combustibles fossiles est passée d’environ 800 Mtep en 1996, date de son pic, à environ 500 Mtep actuellement. Cela pose bien évidemment un très sérieux problème à l’Europe, qui va devoir de plus en plus compter sur des importations pour satisfaire sa frénésie de combustibles fossiles, qui représentent encore 75 % environ de sa consommation totale d’énergie primaire.

QU’EN EST-IL À L’ÉCHELLE MONDIALE ?

Graphique 3. Historiques des productions des combustibles fossiles de 1850 à nos jours, prolongées en traits plus fins des prévisions de leurs productions futures. Les quantités produites sont exprimées en Gtep (échelle de droite). L’échelle de gauche est graduée en quantités correspondantes de CO2 émises, en GtCO2. Dans le cartouche sont indiqués, pour chaque combustible fossile et pour leur totalité (CF), les ultimes (U) et les taux de conversion en tCO2/tep utilisés. En ce qui concerne la production totale de combustibles fossiles, l’historique des émissions ainsi calculées de CO2 est comparée à celle de l’Energy Information Administration des États-Unis. (Courtoisie Jean Laherrère, 2016.)

Le graphique 3. montre, en traits gras, une reconstitution faite début 2016 de l’évolution à l’échelle mondiale des productions de charbon, pétrole et gaz depuis 1850. Elle est due à Jean Laherrère, cofondateur en 2000, avec Colin Campbell, de l’Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO), laquelle comprend des géologues et des économistes spécialistes des combustibles fossiles de quatorze pays.
L’échelle de droite, en milliards de tonnes équivalent pétrole (Gtep), correspond aux quantités produites, exprimées en contenu énergétique. L’échelle de gauche correspond aux quantités de CO2, en milliards de tonnes de CO2 (GtCO2), émises par l’utilisation de ces combustibles fossiles. On observe la croissance extrêmement rapide de la production de combustibles fossiles, en particulier celle du pétrole, pendant ce qu’on a appelé « les Trente Glorieuses », de 1945 jusqu’au premier choc pétrolier de 1973. En traits fins apparaît le prolongement des historiques de production par des prévisions de production future. Les modèles utilisés ici reposent sur des estimations aussi précises que possible des ultimes des productions mondiales par des méthodes statistiques.

En énergie contenue, le pic de la production du pétrole aurait lieu vers 2020, celui du gaz vers 2030 et celui du charbon vers 2040. Le pic de l’ensemble des combustibles fossiles aurait lieu vers 2025. Le pétrole est ici ce qu’on appelle le pétrole « tous liquides », c’est-à-dire qu’il comprend le pétrole extrait des gisements conventionnels ainsi que le pétrole produit par des gisements non conventionnels, essentiellement le pétrole de roches mères (de schistes) et les pétroles dits extra-lourds, produits essentiellement au Canada et au Venezuela. Il comprend aussi ce qu’on appelle les liquides de gaz naturels issus des gisements de gaz, et les pétroles « synthétiques » (synfuels), fabriqués à partir de la biomasse, du charbon et du gaz.
Le gaz est du gaz « sec », débarrassé des liquides de gaz naturel, comptabilisés, comme expliqué ci-dessus, dans le pétrole « tous liquides ».
Ces prévisions ne tiennent pas compte d’événements géopolitiques, telles que des crises économiques ou des guerres qui affecteraient profondément les productions de gros producteurs, comme on le voit pour la France sur le graphique 1.Cela aurait pour effet de retarder la date des pics et d’en diminuer la hauteur, d’ailleurs pas forcément de beaucoup. À partir de ce graphique, par exemple, on peut estimer que sans les deux guerres mondiales et la crise économique de 1933 le pic du charbon aurait sans doute eu lieu autour de 1940, soit environ vingt ans plus tôt qu’en réalité. Elles ne tiennent pas non plus compte d’un éventuel boom du pétrole et du gaz de roche mère à l’échelle mondiale tel que celui qui a eu lieu aux États-Unis. Mais cela ne semble guère en prendre le chemin.

COMPARAISONS DES ÉMISSIONS DE CO2 EN FONCTION DES SCÉNARIOS

Graphique 4. Comparaison entre les profils d’émissions de CO2 dus aux combustibles fossiles utilisés par le GIEC pour construire ses RCP et le profil d’émissions du graphique 2.

Comment se compare l’évolution des émissions de CO2 dues aux combustibles fossiles calculées comme ci-dessus avec celles prévues par les RCP du GIEC ?
Le graphique 4 montre les évolutions d’émissions de CO2 dues aux combustibles fossiles prévues par les quatre RCP du GIEC et les compare avec celles prévues par Jean Laherrère (2016). On constate que ces dernières sont voisines de celles qui sont prévues par le RCP 4,5, c’est-à-dire bien au-dessous de celles prévues par les RCP 8,5 et 4,6. Il existe, en ce qui concerne les productions de combustibles fossiles, des prévisions plus optimistes que celles présentées ici, par exemple les prévisions faites par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) ou l’Energy Information Administration (IEA) ou encore par de grandes compagnies internationales comme British Petroleum (BP), Exxon ou Shell. Mais aucune n’approche, tant s’en faut, les prévisions du RCP 8,5. Celui-ci semble donc irréaliste, et le scénario RCP 6 semble très improbable.

LE CHARBON, PRINCIPALE MENACE POUR LE CLIMAT

Le charbon est le combustible fossile qui devrait connaître son pic le plus tard, c’est aussi celui dont les émissions de CO2 par unité de masse sont les plus importantes. On voit sur le graphique 3 qu’il émet actuellement 45 % des émissions totales dues aux combustibles fossiles. D’autre part, toujours selon le graphique 3, les émissions de CO2 qui seraient produites par les combustibles fossiles de 1870 à 2200 seraient, exprimées en carbone contenu, de l’ordre de 1280 GtC, dont 715 pour le charbon, 365 pour le pétrole et 200 pour le gaz. Les quantités encore à produire seraient de l’ordre de 870 GtC, dont 520 pour le charbon, soit 60 %.
C’est donc le charbon qui représente la principale menace pour le climat. Sans lui, les ultimes des émissions de CO2 dues aux combustibles fossiles seraient d’environ 565 GtC, soit bien en dessous des 790 GtC du scénario RCP 2,6, considéré par le GIEC comme compatible avec un réchauffement de la surface terrestre entre 1870 et 2100 restant en dessous de 2 °C.

« Sortir du charbon » le plus rapidement possible serait donc, suivant cette analyse, l’action la plus efficace pour préserver le climat. Sortir du charbon est de la responsabilité des principaux pays consommateurs. Onze pays sont responsables à eux seuls de 90 % de la consommation mondiale (Graphique 5.). Se trouvent dans cette liste deux pays européens, l’Allemagne et la Pologne, respectivement au 8e et au 9e rang. L’ensemble des pays de l’UE 28 se situe au 4e rang, derrière la Chine, les États-Unis et l’Inde.

La principale utilisation du charbon, 70 % de sa production en masse, est la production d’électricité. Un remplacement rapide des centrales électriques à charbon par des centrales non émettrices de CO2 ou, au minimum, l’équipement de ces centrales avec des dispositifs de capture et de stockage souterrain (CCS) du gaz carbonique qu’elles émettent est donc très souhaitable. Mais cela est beaucoup plus facile à dire qu’à faire. On observe par exemple que, malgré son engagement officiel pour la réduction des émissions de CO2, l’Allemagne produit encore une très grande partie de son électricité avec du charbon, et a même augmenté les capacités de ses centrales à charbon depuis Fukushima ! Elle n’a pas non plus équipé ses centrales à charbon de CCS. Si l’Allemagne ne fait pas d’efforts, qui en fera ?

Graphique 5. Consommation des onze premiers consommateurs mondiaux de charbon et de l’UE 28, et leurs émissions totales de CO2, en million de tonnes de carbone contenu (MtC).

(1) GIEC, « Changements climatiques 2013 : les éléments scientifiques. Résumé à l’intention  des décideurs »

(2) Légende de l’image à la une de cet article: “Mine de charbon à ciel ouvert. Les réserves mondiales de ce combustible sont considérables.”