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Master EDDEE – Stage EDF
Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais
Master Économie du Développement Durable, de l’Énvironnement et de l’Énergie – stage final
Mateusz Piotr Sikora ‐ 22 octobre 2014
La centrale nucléaire de Saint‐Alban
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« Je m’intéresse à l’avenir parce que c’est là que je vais passer le reste de ma vie »
Charles F. Kettering
À mes parents
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Table de matières Table de matières ............................................................................................................... 3
Remerciements ................................................................................................................... 5
Introduction ........................................................................................................................ 6
Ière Partie – La Politique énergétique polonaise ................................................................. 8
I. Le secteur énergétique actuel en Pologne ....................................................................................... 8
I. 1. Le bilan de conditions socio‐économiques actuelles. .............................................................. 8
I. 2. La politique énergétique de la Pologne .................................................................................... 9
I. 3. Le secteur d’énergie en Pologne au sens large ...................................................................... 11
I. 4. Le mix énergétique actuel en Pologne ................................................................................... 18
II. Les perspectives du secteur de l'énergie polonaise ...................................................................... 21
II. 1. Les caractéristiques pour le développement du secteur de l'énergie .................................. 21
II. 2. Le plan de liquidation des anciennes centrales d'électricité et les projets de la nouvelle
capacité ......................................................................................................................................... 29
III. Le bilan de la situation et les conclusions sur le secteur énergétique actuel .............................. 32
III. 1. Les priorités de la politique énergétique polonaise (selon le Ministère de l’Économie) ..... 32
III. 2. Le résultat de la situation énergétique actuelle en Pologne ................................................ 34
IIe Partie – La technologie nucléaire ................................................................................. 35
I. L’électronucléaire aujourd’hui ....................................................................................................... 35
I. 1. L’état actuel ‐ L'industrie mondiale de la construction nucléaire .......................................... 35
I. 2. Les projets ‐ Nuclear power plants (NPP) – dans le monde ................................................... 36
II. L'essentiel sur les réacteurs nucléaires ......................................................................................... 40
II. 1. Les réacteurs nucléaires ........................................................................................................ 41
II. 2. EPR ‐ Les aspects techniques de la sûreté et la protection de l’environnement renforcée . 43
IIIe Partie – Le choix de la solution optimale du mix énergétique polonais à l’horizon 2030
(perspective 2050) ............................................................................................................ 45
I. Les circonstances pour le développement du secteur de l'énergie ............................................... 45
I. 1. Le contexte de prévisions ....................................................................................................... 45
I. 2. Les perspectives énergétiques du secteur énergétique en Pologne ...................................... 46
I. 3. Les technologies prises en compte dans le rapport ............................................................... 52
I. 4. La taille et la structure de la demande d'énergie primaire, finale et électrique .................... 53
I. 5. La puissance installée ............................................................................................................. 56
II. Les scénarios pour le développement du secteur de l'énergie ..................................................... 57
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II. 1. Les fondements d’analyse pris en compte dans le rapport .................................................. 57
II. 2. Les scénarios possibles de la nouvelle politique énergétique polonaise .............................. 59
III. 3. Les aspects économiques ..................................................................................................... 64
Conclusions de la politique de l'énergie polonaise ............................................................ 67
Bibliographie .................................................................................................................... 69
Annexes ............................................................................................................................ 72
Table des illustrations ....................................................................................................... 88
Les abréviations ................................................................................................................ 90
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Remerciements Je souhaite adresser mes remerciements à Monsieur Olivier Orsini, Monsieur Jacques Sacreste, Madame Nathalie Beauzemont et à l’ensemble de l’équipe du Département Grands Projets pour leurs conseils pertinents et leur aide tout au long de mon rapport, à Monsieur Éric ROYER, coordinateur du rapport final, à Madame Jeanne DAVY à Madame Claude Thirault pour leur soutien continu, à Monsieur Éric ROYER et Frédéric Lantz, en leur qualité de responsable du Master EDDEE‐INSTN, et enfin à l’ensemble de nos professeurs du centre INSTN et du centre IFP School. Je souhaite adresser mes remerciements à Monsieur Jacques Sacreste et à Madame Nathalie Beauzemont pour cette grande opportunité qui m’a été donné de faire mon stage dans le Département Grands Projets – EDF France. Je souhaite adresser mes remerciements aussi à Monsieur Andrzej Sikora, le Président de l'Institut ISE pour ses conseils pertinents tout au long de mon rapport.
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Introduction La possibilité d’effectuer le stage de fin d’études dans l’entreprise EDF SA, premier
producteur et fournisseur d'électricité en France, au sein du Département Grands Projets et plus précisément dans l’équipe s’occupant du projet de la première centrale nucléaire en Pologne, est devenu une opportunité exceptionnelle pour consacrer ce rapport‐mémoire sur le nouveau mix énergétique polonais.
Le processus de transformation politique de la Pologne a commencé en juin 1989, avec les premières élections libres organisées depuis la Seconde Guerre mondiale. Malgré une évolution significative de la conjoncture politique, économique et sociétale de la Pologne, avec entres autres, son intégration dans les instances internationales telles que l’OTAN, le 8 juillet 1997, et l’adhésion de cette dernière à l'Union européenne le 1er mai 2004, force est de constater que ce processus de transition n’est toujours pas achevé en particulier dans le domaine de l’énergie. Ainsi, la Pologne doit aujourd’hui faire face à de nouveaux défis. La Pologne produit environ 88% de l’énergie électrique à la base de charbon, dont 54% à base de charbon noir et 34% à base de lignite. Le système énergétique actuel est dominé par les centrales électriques ayant environ 30 ans et la plupart des centrales en fonction aujourd'hui disparaîtront dans les années 2030‐2040. Le secteur de l’énergie polonais attend donc une profonde modernisation. C’est la raison pour laquelle, les choix politiques et économiques concernant la sécurité énergétique polonaise devront être pris rapidement pour éviter une perte de capacité et des pannes de courant à larges échelles plus connues sous le nom de blackouts. Depuis 20091, le document officiel – la Politique Énergétique Polonaise 2030 – concernant la politique et la stratégie à mettre en œuvre laisse entendre la possibilité pour la Pologne de se lancer dans la préparation et la construction de la première centrale nucléaire. Cette volonté a été confirmée récemment par l’adoption, le 28 janvier 2014, du programme d’énergie nucléaire en Pologne – PPEJ – le premier document complet relatif à l'énergie nucléaire en Pologne. Par ailleurs, l’histoire du projet de la centrale nucléaire à Żarnowiec dans les années 80 montre que l’État polonais n’est jamais resté indifférent à la technologie nucléaire. De plus, les réalisations et les participations des Polonais comme Maria Curie‐Sklodowska2 ou Kazimierz Piotr Zaleski,3 mais aussi beaucoup d’autres dans le développement de la technologie nucléaire à l'échelle mondiale prouvent un engagement certain pour cette puissante technologie. L’actuel contexte explique donc certainement l’intérêt d’EDF pour le marché polonais. Le Groupe EDF est y présent depuis 1993 et représente le plus grand investisseur étranger dans la production d’électricité et de chaleur du pays. En effet, le Groupe y détient environ 10% de part de marché de l'électricité et 15% de part de marché du chauffage urbain. Le travail qui m’a été confié durant mon stage a consisté essentiellement en l’analyse du programme d’énergie nucléaire en Pologne, les différentes études et rapports, mais aussi l’étude sur le nouveau mix énergétique polonais. La problématique du rapport se précise dans le sujet du rapport‐mémoire ‐ Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais. La complexité, la difficulté et l’importance du sujet se justifient par la situation actuelle de la Pologne. Selon l’obligation juridique prévue par la Loi énergétique, la Politique Énergétique
1 La Politique Énergétique Polonaise – 2030 a été voté le 10 novembre 2009 par le Conseil des Ministres 2 Marie Curie 3 Casimir Pierre Zaleski
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Polonaise 2030 votée en 2009 devrait être actualisée après 4 ans. Les institutions responsables de la stratégie sont en retard et la nouvelle Politique Énergétique Polonaise 2050 est toujours en cours de préparation. Les premiers documents dont Le bilan de la Politique Énergétique Polonaise, Les hypothèses pour la Politique énergétique de la Pologne à l’horizon 2050 et Les analyses de la demande de carburant et d'énergie, viennent d’être publiés comme servant de base à des consultations publiques. Cependant, le choix final du mix énergétique optimal de la Pologne reste toujours à définir. Après la longue analyse du sujet et de cette problématique spécifique, le présent rapport se décompose en trois grandes parties. Afin de bien expliquer la situation dans laquelle se retrouve aujourd’hui la Pologne, nous allons analyser tout d’abord la Politique énergétique polonaise actuelle (I). Par ailleurs, l’intérêt du projet et de l’équipe d’EDF est l’implantation de la première centrale nucléaire dans le futur mix. C’est la raison pour laquelle le rapport essayera d’expliquer rapidement certains aspects de la technologie nucléaire (II). Enfin, la dernière partie du rapport décrit le choix de la solution optimale du mix énergétique polonais à l’horizon 2030 (avec la perspective 2050) (III).
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Ière Partie – La Politique énergétique polonaise
Depuis de nombreuses années, le sujet concernant l’énergie, sa sécurité et son avenir, est l’un des problèmes les plus importants à la fois pour la politique internationale, mais aussi et surtout vis à vis de la politique intérieure. Nous ne pouvons pas discuter de l’avenir de l’énergie sans l’analyser le présent et l’état actuel de la sécurité énergétique dans les différents secteurs de l’énergie polonaise, secteurs par ailleurs très diversifiés.
I. Le secteur énergétique actuel en Pologne
La Pologne est un grand pays européen possédant une dette étrangère de près de mille milliard de PLN4 (soit le double d’il y a dix ans)5. Malgré cet obstacle, l’économie polonaise est aujourd’hui l’une des plus dynamiques d’Europe. I. 1. Le bilan de conditions socio‐économiques actuelles.
En 2009, nous avons connu pour la première fois depuis la Seconde Guerre mondiale une croissance négative du PIB dans l’économie mondiale (‐0,5%). En 2010, l’économie mondiale a profité une restauration partielle de la production et l’année 2012 a été caractérisée par un ralentissement continu de la croissance de la production dans l’économie mondiale (4,0 à 3,2%). Dans les pays économiquement développés, la croissance de la production n’était que de 1,2%6. La bonne période de l’économie polonaise a commencé en 2004 et s’est étendue jusqu'en 2008. Le point important déjà signalé était l’adhésion de la Pologne à l’Union européenne. En 2009, la Pologne était le seul État membre de l’UE à afficher une croissance positive de son PIB (+1,7%). La croissance a été soutenue en 2010 et 2011 (3,8% et 4,5%) puis a diminué en 2012 (à seulement 1,9% contre 2,5% prévus dans la loi de Finances). Le gouvernement polonais a assoupli la consolidation budgétaire, avec un objectif de déficit relevé de 3% à 3,5% du PIB en 2012 tout en révisant à la baisse sa prévision de croissance pour 2013 de 2,9% à 2,2%. Les actions du gouvernement ont toutefois porté leur fruit avec une croissance de 1,6% en 2013 contre 1,1% prévue par la Commission européenne7. Le projet de loi de finances pour 2014 prévoyait la croissance de 2,5% et selon Eurostat la Pologne enregistrerait une croissance de plus de 2 % du PIB en 2014.
4 Złoty est l’unité monétaire de la Pologne 5 KASZTELEWICZ Zbigniew, « Doktryna energetyczna Polski na I połowę XXI wieku », AGH – Cracovie, août 2014. 6 Les chiffres cités dans Le bilan de la Politique Énergétique Polonaise – 2030) – version publié le 14 aout 2014 7 Les chiffres cités dans la Présentation de la Pologne ‐ http://www.diplomatie.gouv.fr
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Figure 1 ‐ L’intensité énergétique de l’économie 2005‐2012 (selon les ARE) – Source : Le bilan de la PEP 2030
Les indexes de l’intensité énergétique de l’économie (comprise comme la
consommation finale d'énergie par rapport au PIB) et l’intensité électrique de l’économie (le rapport de la consommation intérieure d'électricité au PIB) diminuent depuis 2005. Nous voyons une petite augmentation de l’intensité électrique de l’économie à partir de 2011. Cependant, nous pouvons conclure que selon les deux index, nous avons besoin de moins d’énergie pour produire une unité de PIB.
Figure 2 ‐ L’intensité électrique de l’économie 2005‐2012 (selon d’ARE) – Source : Le bilan de la PEP 2030
Le bilan de la population en Pologne dans les années 2009‐2012 s’élève à environ 38,5
millions de personnes. L’agence GUS (Bureau central des statistiques) estime qu'à la fin de 2013 années, la Pologne comptait 38,496 millions de personnes ce qui signifie que le taux de croissance diminuait de ‐ 0,1%. Au niveau démographique, la Pologne se situe à la 33ème place mondiale et à la 6ème dans l'Union européenne. L’ensemble des personnes en âge de travailler pendant la période considérée représente environ 24,7 million de Polonais. Le taux de chômage a augmenté de 8,1% en 2009 à 10,1% en 2012 et il est aujourd’hui d’environ 12% (juin 2014).
I. 2. La politique énergétique de la Pologne A. La politique énergétique interne
La politique énergétique interne est comprise dans le document officiel – la Politique Énergétique Polonaise 2030 votée en 2009. Cette stratégie relève toujours de la compétence
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0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
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2005 2009 2010 2011 2012
toe/tys. zł
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2005 2009 2010 2011 2012
kW/tys. zł
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du Ministre de l’Économie. La nouvelle politique énergétique est actuellement en préparation. Il est intéressant de souligner que le Ministère ne s’est pas limité dans sa conception au ministère ou aux discussions interministérielles. L’élaboration a été enrichie par des groupes de travail composés d’une cinquantaine de représentants dont des universitaires, des entreprises et des experts indépendants. Le nouveau document est attendu fin de 20148 pour qu’il puisse prendre en compte la nouvelle politique énergétique de l’UE. Un autre document important s’inscrivant dans le concept de la politique énergétique interne est le Programme d’activité des mines de charbon noir 2007‐2015 également voté en 2009. La nouvelle stratégie est aussi en préparation. Il est attendu que le document reste en cohérence avec la Politique Énergétique Polonaise. En reprenant les documents cités, nous pouvons noter que les priorités de la politique énergétique de la Pologne à horizon 2030 sont la diversification des sources d’énergie (gaz, renouvelables, nucléaire), la réduction des émissions de CO2 grâce aux technologies de charbon propre, dont la capture et le stockage du carbone (CCS) et l’amélioration de l’efficacité énergétique. B. Le politique de l’UE
En faisant partie de l’Union européenne, la Pologne s’est engagée à participer à sa construction et à son développement, mais aussi à respecter la politique établie par les vingt‐huit États membres. A) La politique énergétique de l’UE
L’article 194 du Traité sur le Fonctionnement de l’Union Européenne (TFUE) dispose
que « dans le cadre de l’établissement ou du fonctionnement du marché intérieur et en tenant compte de l'exigence de préserver et d'améliorer l'environnement, la politique de l’Union dans le domaine de l'énergie vise, dans un esprit de solidarité entre les États membres ». Le marché intérieur est absolument indispensable à la réalisation des objectifs de la politique énergétique de l'Union. Durant le Conseil européen du 4 février 2011, les États membres se sont mis d’accord pour achever le marché intérieur de l’électricité pour 2014. Le 3 mars 2011, le 3ème Paquet Energie est entré en vigueur dans l’UE (composé de cinq textes, dont deux directives présentés en Annexe 1). Ce corpus de textes est un outil lui permettant de réaliser la politique énergétique de l’UE et de clôturer le long processus de libéralisation progressive des marchés de l’énergie en Europe. Durant la période de la PEP 2030, la Pologne a réussi à appliquer : ‐ Le 25 juin 2009 – la Directive n°2009/28/CE du 23/04/09 relative à la promotion de
l'utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE;
‐ Le 2 décembre 2010 – le Règlement (UE) n°994/2010 du 20 octobre 2010 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et abrogeant la directive 2004/67/CE du Conseil;
8 http://www.cire.pl/item,99223,1,0,0,0,0,0,koniec‐prac‐nad‐pep‐2050‐jeszcze‐w‐tym‐roku.html
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‐ Le 28 décembre 2011 – le Règlement (UE) n°1227/2011 du 25 octobre 2011 concernant l'intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (Regulation on wholesale energy market integrity and transparency – REMIT);
‐ Le 4 décembre 2012 – la Directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil sur l'efficacité énergétique.
B) La politique climatique UE
Le 23 janvier 2008, la Commission européenne a proposé plusieurs objectifs à atteindre dans le cadre d’une politique climatique globale. Ce Plan climat‐énergie, appelé aussi « 3 X 20 », consistait à : ‐ diminuer de 20 % les émissions de gaz à effet de serre, ‐ réduire de 20 % la consommation d’énergie, ‐ atteindre 20 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique d'ici à 2020 (auxquels
s’ajoutent les 10 % de biocarburants). Le plan a été adopté en décembre 2008 et il a été publié dans le journal officiel le 5 juin 2009. Le point clé de la politique climatique est surtout le système communautaire d’échange de quotas d’émission connue comme EU ETS. Il s’agit d’un mécanisme de droits d’émissions de CO2 instauré par l’Union européenne dans le cadre de la ratification par l'UE du protocole de Kyoto. Le système a été introduit par la Directive 2003/87/CE établissant un système d’échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre9. Le mécanisme EU ETS s’applique à l'énergie, aux installations industrielles les plus polluantes et à l'aviation. I. 3. Le secteur d’énergie en Pologne au sens large A. Le secteur de l’électricité
Selon les informations de l’agence URE et PSE (Figure 3), la consommation d’électricité en 2013 s’élève à 157 980 GWh soit une augmentation d’environ 0,6% par rapport 2012. Nous pouvons ainsi constater une relative stabilité de la consommation en Pologne durant les dernières années. Cependant, la production d'électricité en 2013 (162 501 GWh) a, pour sa part augmenté d’environ 1,7% par rapport 2012 soit une surproduction d’électricité sur la consommation d’environ 4 521 GWh en 2013. Cette surproduction résulte principalement du fait de la situation favorable dans le commerce extérieur d’électricité. Comme nous pouvons voir, la majorité de l’électricité a été produite dans les centrales au charbon noir et au lignite.
9 Le système a été modifié à plusieurs reprises, par les directives 2004/101/CE ; 2008/101/CE ; 2009/29/CE (s'intégrant au « paquet climat‐énergie ») ; et le règlement CE no 219/2009.
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La production 2011 [GWh] 2012 [GWh] 2013 [GWh] la production en 2013 [%]
La production d’électricité en total 163 153 159 853 162 501 100,00
Les centrales au charbon noir 90 813 84 493 84 566 52,04
Les centrales au lignite 53 623 55 593 56 959 35,05
Les centrales au gaz 4 355 4 485 3 149 1,94
Les centrales industrielles 9 000 8 991 9 171 5,64
L’hydroélectricité 2 529 2 265 2 762 1,70
ENR 2 833 4 026 5 895 3,63
Le solde de change ‐5 243 ‐2 840 ‐ 4 521
La consommation d'électricité 157 910 157 013 157 980 Figure 3 ‐ La structure de la production d'électricité pendant la période 2011‐2013 [GWh] – Source: URE basé sur les
données de PSE
Selon les informations de l’agence URE et PSE (Figure 4), la capacité installée dans le
système KSE s’est élevée 38 406 MW en 2013 soit une augmentation de 360 MW (0,9%) par rapport 2012. La demande moyenne s’est élevée 21 884 MW avec une pointe de consommation électrique de 24 761 MW. En ce qui concerne, la capacité installée, il est difficile de percevoir des changements importants dans le système.
La spécification 2012 [MW] 2013 [MW] Dynamique* [%]
La capacité totale installée 38 046 38 406 100,95
Les centrales au charbon noir 20 152 19 812 100,80
Les centrales au lignite 9 635 9 374 98,31
Les centrales au gaz 934 934 100,00
Les centrales industrielles 2 486 2 561 103,02
L’hydroélectricité 2 211 2 221 100,00
ENR 2 617 3 504 133,89 Figure 4 ‐ La structure de la capacité installée en Pologne – 31 décembre 2013 – Source: URE basé sur les données de PSE
*2013/2012 où 2012 =100
Le nombre et la structure des entités du secteur électrique depuis la consolidation
(commencée en 1990) n’a pas beaucoup changé. C’est également le cas pour l’année 2013 par rapport à l’année 2012, la plus grande part dans le secteur de la production d'électricité est toujours le groupe PGE (39,3% en 2013 contre 40,5% en 2012) et sur le marché de la vente aux consommateurs finaux, TAURON SA (13,6% en 2013) reste leader.
Figure 5 ‐ La part des groupes énergétiques dans la production d'électricité en 2013 – Source : URE
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Le prix moyen annuel d’électricité a diminué significativement en 2013 passant à 181,55 PLN/MWh. En guise de comparaison avec les années précédentes, le prix sur le marché concurrentiel de 2009 à 2012 était plutôt stable.
An 2009 2010 2011 2012 2013
Le prix moyen PLN/MWh 197,21 195,32 198 ,90 201,36 181,55
Figure 6 ‐ Le prix moyen annuel d'électricité sur le marché concurrentiel [PLN / MWh] – Source : URE
B. Le secteur du gaz naturel (conventionnel)
Le second secteur important en Pologne est le secteur gazier. La consommation du gaz naturel augmente systématiquement passant de 13,3 Md m3 en 2009 à 15,84 Md m3 en 2012. Selon le Ministre de l’Économie, la consommation annuelle de gaz naturel en Pologne s'élève aujourd’hui à près de 16 Md m3. Environ 78% de l'approvisionnement provient de l'étranger, dont environ 9 Md m3 en vertu du contrat à long terme Yamal (la clause « take or pay ») avec la Fédération de Russie. Le contrat a été signé en 1996 entre PGNiG SA. et Gazprom Eksport. Les quantités restantes viennent de l'étranger et sont complétées par les concessions transfrontalières avec l’Allemagne et la République tchèque. Le bilan est complété par la production de gaz polonais, environ 5,4 Md m3 en 201310.
Par ailleurs, il nous faut souligner que le système de transmission polonais a transféré en réalité beaucoup plus de gaz que nous ne pouvons en voir dans le tableau – Figure 7. Il s'agit d’un différentiel de 524,8 TWh de gaz transporté en transit par le gazoduc Yamal.
Il existe actuellement sept stockages de gaz naturel en Pologne, dont cinq dans les gisements épuisés, et deux dans les cavités salines (la carte et les capacités dans Annexe 2). La capacité totale est de 2,5 Md m3. Selon les données du 27 août 2014, les stockages sont remplis à 100%. 942 M m3 représentent des réserves dites obligatoires.
La structure des entités du secteur gazier est complètement différente de celle de l’électricité. L'activité dans le commerce de gros du gaz naturel en Pologne, en termes de ventes du gaz aux entités qui l’utilisent pour la revente, est dominée par la société PGNiG SA. Les sociétés gazières en dehors de la PGNiG SA ont rapporté 8,3 TWh de gaz naturel, dont 56,3% venaient des achats de PGNiG SA. Pour comparer avec des années précédentes, 98% de la vente du gaz a été réalisée par PGNiG SA en 2009 contre 95% en 2012.
La spécification La quantité [TWh]
L’importation, dont : 124,9
Le contrat Yamal 97,7
L’acquisition intracommunautaire 27,2
La production polonaise 46,1
Le stockage ‐3,7*
L’achat auprès de sources nationales 25,8Figure 7 ‐ La structure de l'approvisionnement en gaz en 2013 – Source : URE *la réduction du stock
C. Le secteur de la chaleur
Le secteur de la chaleur est aussi intéressant, car il se caractérise par une série d'acteurs locaux restant dans le domaine d'approvisionnement de clients. C'est aussi la
10 PIG ‐ "The balance of mineral resources deposits in Poland as of 31.12.2013".
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spécificité de cette branche, car la chaleur est en général envoyée sous la forme d'eau chaude ou de vapeur sur des distances plus longues pouvant causer une perte de qualité.
Figure 8 ‐ La structure de la capacité installée (la chaleur) en Pologne par des sources en 2012 – Source: URE
En 2012, 466 entités étaient présentes sur le marché de la chaleur régulé par URE (les données de 2013 ne sont pas encore publiées). La capacité installée à cette époque était de 58 147,9 MW. Comme nous pouvons le voir, la chaleur polonaise est produite dans les centrales de taille très différentes. Environ 50% de la chaleur a été produite dans les centrales disposant d’une capacité inférieure à 500 MW. Selon les d’informations de l’URE, seulement sept entreprises avaient dans leurs sources une capacité disponible de plus de 1 000 MW. Ces sept entreprises sont par ailleurs également présentes dans le domaine de la production d'électricité. La source primaire utilisée dans la production de chaleur est le charbon noir. Même si la part du charbon noir a diminuée significativement dans la production de chaleur, elle demeure cependant élevée en 2012 (74,5%). À l’inverse, on constate une augmentation non négligeable de la biomasse qui s’est élevée à 6,5% en 2012. Le reste de la production est assurée par le gaz et autres sources (la structure de la production de chaleur est présentée dans l'Annexe 3). D. Le secteur du pétrole (les carburants liquides) Le secteur du pétrole et plus précisément des carburants liquides reste libre c’est‐à‐dire que les prix ne sont pas régulés et sont déterminés en vertu du prix du pétrole sur le marché, des taxes et du taux de change.
La spécification %
La Russie 94
La Norvège 3,4
Autres 1,1
La production polonaise 0,6Figure 9 ‐ Structure de l'approvisionnement en pétrole [%] ‐ 2012 – Source: MG
Environ 24 Md de tonnes de pétrole brut ont été importés en Pologne en 2012.
Inévitablement, la principale source d'approvisionnement est la Russie. Seules de petites quantités ont été importées de Norvège et d’autres pays. Enfin, quelques tonnes de pétrole brut proviennent de sources nationales.
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La production de carburants est principalement dominée par deux raffineries PKN Orlen SA et Grupa Lotos. En ce qui concerne le marché de la vente au détail de l'essence, il est considéré comme un marché régulé avec un haut taux. Selon les données de l’agence URE, il existe 6 750 stations‐services en Pologne dont 2 940 stations indépendantes, 1780 stations sous la marque de PKN ORLEN, 440 stations sous la marque de Grupa Lotos, 1420 stations de marques étrangères et 170 stations attachées à des magasins de grande ou moyenne surface (GMS). E. Le secteur du charbon
Le charbon est la matière première la plus importante pour l’économie et pour l’énergie polonaise. En parlant du charbon polonais, nous pensons tout de suite au charbon noir et au lignite. Historiquement, le charbon était présenté en tant que l’or noir et de ce fait avait une place prépondérante en Pologne notamment du point de vue de l’emploi. Pour comprendre l’importance de cette matière première il nous faut noter que, selon les données du Ministère de l’Économie, le secteur du charbon noir emploie 104 000 personnes et le secteur du lignite, 15 000 personnes. D’un point de vue économique et surtout social, il reste donc un secteur très privilégié.
Toutefois, malgré la situation historiquement favorable au développement du charbon, le secteur de l’industrie charbonnière actuel est en pleine crise. A) Le marché du charbon noir
Il y a trois principaux gisements de charbon noir polonais ‐ Gornoslaskie Zagłebie Weglowe
(GZW), Lubelskie Zaglebie Weglowe (LZW) et Dolnoslaskie Zaglebie Weglowe (DZW) (Figure 10). L’exploitation du charbon noir a actuellement lieu à GZW et à LZW et elle est finie à DZW depuis 2000.
Figure 10 ‐ La localisation des gisements de charbon noir en Pologne – Source : PIG
Le charbon noir est produit principalement par les opérateurs restant sous le contrôle
de l’État. Cependant, ils existent aussi, depuis quelques années, les mines privées ou privatisées (La structure du marché est présentée en Figure 11).
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Master EDDEE – Stage EDF
La société L’abrégé Le nombre des mines Le statut
Kompania Weglowa S.A. KW 15 Publique
Katowicka Grupa Kapitalowa S.A. KGK 5 Publique
Lubeslki Wegiel Bogdanka S.A. LWB 1 Privée
Jastrzebska Spolka Weglowa S.A. JSW 6 Publique (55,2%)
Poludniozy Koncern Weglowy S.A. PKW 2 52,48% Tauron, 47,52 KW S.A.
ZG Siltech Sp. z o.o. 1 Privée
PG Silesia Sp. z o.o. 1 91,4% ‐ privée
EKO Plus Sp. z o.o. 1 Privée Figure 11 ‐ Les producteurs de charbon noir en Pologne
Comme nous pouvons lire dans le bilan de la Politique Énergétique Polonaise – 2030
produit par le Ministère de l’Économie, jusqu’en 2008, l’industrie minière polonaise fonctionnait dans des conditions de forte demande. Le secteur a profité des prix élevés du charbon sur les marchés mondiaux. L’offre excédentaire causée particulièrement par la crise économique mondiale a provoqué, en premier lieu la diminution de l’exploitation (d’environ 7,3%) et puis, en second lieu, la diminution de la vente (d’environ 12,3%) en 2009. La situation s’est rajustée en 2010 avec la diminution de l’exploitation de 76,2 Mt (d’environ 1,7%) et avec l’augmentation de la vente de 75,4 Mt (d’environ 3,4%).
Figure 12 ‐ La consommation et l'exploitation du charbon noir 2003‐2012 – Source : PIG
L’exploitation a encore diminué en 2011 pour atteindre 75,7 Mt. L’exploitation en 2012 a, quant à elle, augmenté d’environ 3,5 Mt représentant 79,2 Mt (Figure 12). L’augmentation de l’export en 2012 (7,4 Mt de tonnes) par rapport à 2011 (5,8 Mt) n’a pas rééquilibré le marché interne. À cause de la diminution de la demande nationale, les ventes de charbon noir atteignaient seulement 71,9 Mt. La conséquence directe a donc été l’augmentation du stock de 6,2 Mt à 8,4 Mt en 2012. L’année dernière ont été exploitées 76,5 Mtde charbon noir ce qui est représenté 4,5% de moins qu’en 2012. Toutefois, le volume des ventes a atteint 77,5 Mt la même année. Aujourd’hui, le secteur du charbon noir est en pleine crise. Kompania Weglowa et les autres mines publiques sont presque en faillite. KW a enregistré environ 700 M de PLN de pertes en 2013 et les résultats après les six premiers mois de l’année 2014 ne sont pas optimistes, déjà 342 M de pertes11. Nous pouvons donner plusieurs causes qui expliquent cette situation notamment les faibles prix du charbon noir à l’échelle mondiale, l’hiver chaud,
11 Les statistiques parlent même de 772 Md de PLN de pertes et d’environ 1 Md de PLN de pertes dans la vente de charbon noir ‐ le Ministère de l’Économie
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les coûts de production importants, l’augmentation de la part de charbon noire importée et surtout le manque d’investissements et de modernisation des infrastructures. B) Le lignite
La Pologne est l’un des leaders mondiaux de la production de lignite. Il y a 90 gisements de lignite en Pologne, dont seulement 12 actuellement en exploitation. Les gisements se trouvent dans la partie ouest et dans la partie centrale de la Pologne et couvrent environ 22% du territoire polonais (Figure 13).
Figure 13 ‐ La localisation des gisements de lignite en Pologne – Source : PIG
La structure de production du lignite est différente de celle du charbon noir. En
premier lieu, le lignite est produit à partir de mines à ciel ouvert. En second lieu, le lignite est plus difficile à transporter que le charbon noir ce qui oblige les industriels à construire les centrales au lignite dans le voisinage des mines. C’est le cas pour deux des mines centrales les plus importantes en Pologne qui restent sous l’autorité de l’opérateur public PGE (Figure 14) et pour trois mines/centrales privées. Il nous faut noter que la centrale Belchatow est aujourd’hui la plus grande centrale au lignite de Pologne et d’Europe. Sa puissance s’élève à 5 298 MW, ce qui représente environ 19% de la capacité installée dans le secteur de l'énergie polonais. La production d’énergie annuelle s’élève en moyenne à 27‐28 TWh, ce qui représente environ 20% de la production nationale12.
La mine La production [Mt] Le destinateur du lignite Le statut
KWB Belchatow 39‐40 La centrale Belchatow PGE
KWB Turow 10‐12 La centrale Turow PGE
KWB Konin 13‐14
Les centrales Patnow et Konin ZE PAK
KWB Adamow La centrale Adamow
KWB Sieniawa 0,1 Les destinateurs locaux Privée Figure 14 ‐ Les producteurs du lignite en Pologne
Selon le bilan de la Politique Énergétique Polonaise – 2030 fait par le Ministère de
l’Économie, 56,3 Mt ont été exploitées en 2010, contre 62,8 Mt en 2011 et 64,3 Mt en 2012 (Figure 15) ce qui place la Pologne en seconde place des pays exploitants le lignite dans
12 Selon PGE ‐ http://www.elbelchatow.pgegiek.pl/
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l’Union européenne après l’Allemagne (185 Mt) et en septième place dans au niveau mondial13. Comme nous pouvons le voir, l’exploitation est stable dans le temps et le fait que les mines restent concentrées avec les producteurs d’électricité permet de ne pas considérer les prix du charbon sur les marchés mondiaux. Ainsi, la crise du secteur du charbon ne concerne pas le secteur du lignite.
Figure 15 ‐ La consommation et l'exploitation du lignite 2003‐2012 – Source PIG
I. 4. Le mix énergétique actuel en Pologne
Les informations présentées jusqu’à présent donnent une image générale de la situation actuelle de la Pologne d’un point de vue économique, social et surtout énergétique. Concentrons‐nous maintenant sur le mix énergétique polonais. A. La présentation du mix énergétique polonais
En 2009, 93% de l’énergie primaire en Pologne a été produite à la base de combustibles fossiles. Dans le même temps, la domination du charbon dans le bilan énergétique national a considérablement changé, passant de 76% en 1990 à 56% en 200814. Après analyse des données disponibles en la matière, la part dominante du charbon dans la structure d’énergie primaire ne devrait pas être étonnante (Figure 16). Les réserves et l’exploitation nationale du charbon expliquent cette part dans la production d’énergie primaire. Le charbon gardait 53% du mix en 2012, mais il faut souligner que sa part a diminué par rapport 2011 (55,7%). C’est en général les sources renouvelables qui influencent cet abaissement.
13 GRUDZINSKI Z., LORENZ U., SIKORA A., i inni (praca zbiorowa pod redakcją naukową Lidii Gawlik), 2013 – Węgiel dla polskiej energetyki w perspektywie 2050 roku – analizy scenariuszowe. 14 Energy Policies of IEA Countries ‐ Poland 2011 Review.
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Figure 16 ‐ La structure d’énergie primaire en Pologne – Source : ARE 2013
La deuxième matière première importante est le pétrole avec 24,5% et la troisième place reste pour le gaz avec 12,9%. Comme nous l’avons déjà souligné, les deux sources d’énergie sont importées et proviennent en général de la Russie. Les données les plus actuelles sur la structure d’énergie primaire ne sont pas accessibles, mais nous pouvons constater rapidement qu’ils ne se distinguent pas drastiquement.
Figure 17 ‐ La production d'électricité en 2009 – Source : Le bilan de la PEP 2030
L’hégémonie du charbon est très visible dans la production d’électricité. En 2009
environ 88% de l’électricité polonaise a été produite à la base de charbon (Figure 17), cette part étant passé à 83% en 2012 (Figure 18). Selon l’IEA (2013) la Pologne est au 10ème rang mondial dans la production d’électricité à la base de charbon. En analysant les deux camemberts (Figure 17 et Figure 18) nous pouvons constater la diminution du charbon noir dans le mix énergétique polonais. Comme c’est le cas pour l’énergie primaire, cet abaissement est en faveur des énergies renouvelables, dont la biomasse et le biogaz, mais aussi l’énergie produite à partir du vent. Il faut noter ici que la part du lignite reste presque inchangée dans la production.
le charbon noir ‐ 40,8%
le lignite ‐ 12,3%
ENR ‐ 5,3%
le gaz naturel ‐ 12,9%
le pétrole 24,5
autres ‐ 4,2%
le charbon noir ‐ 54,8%
le lignite ‐ 33,1%
la biomasse et le biogaz ‐ 3,4%
le gaz naturel ‐ 3,2%
l’hydraulique ‐ 2%
le vent ‐ 0,7%
autres ‐ 2,8%
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Master EDDEE – Stage EDF
Figure 18 ‐ La production d'électricité en 2012 – Source : Le bilan de la PEP 2030
B. L’analyse du mix énergétique polonais
En analysant les données, nous voyons tout de suite que la Pologne dispose d’une indépendance énergétique significative assurée par le charbon. Le système national, basé sur ce combustible, maintien aujourd’hui la stabilité des prix et la souveraineté de l’Etat. Soulignons le mot «la souveraineté», mot clé employé pour désigner le système polonais. Les informations présentées montrent que la situation énergétique et économique est complexe. La spécifié du système polonais se traduit par une certaine rigidité de l’administration qui rend particulièrement difficile toute mise en place de changement. Ceci explique la part importante du charbon noir et du lignite dans le mix énergétique. En effet, ces deux sources d’énergie sont historiquement exploitées de manières importante et géologiquement très abondantes. Regardons bien la puissance installée d’ENR. Elle s’est élevée à 5 725 MW fin 2013 (sur 38 GW au total), soit 15% de la capacité installée alors que la production d’électricité à base d’ENR s’élevait quant à elle seulement 5,3% la même année15. Le principe est simple, sur 1 000 MW des énergies renouvelables, il faut compter environ 800 MW d’énergies conventionnelles (cas d’intermittence), puisque dans les conditions géographiques de la Pologne, les éoliennes ne produisent de l'électricité que 15 à 25% du temps pendant l’année et l’énergie solaire que 10 à 15% du temps16.
D’un point vu social, c’est le secteur du charbon qui était et est toujours un secteur créateur d’emplois et autour duquel la formation (et la science) ont pu se concentrer et peut toujours se développer. Nous pensons ici directement aux écoles polytechniques à Cracovie ou en Silésie, mais aussi à AGH à Cracovie. Un nombre important d’experts dont les représentants de PAN et d’AGH insistent particulièrement sur l’importance du développement du secteur de l’exploitation minière du charbon noir et du lignite en Pologne. Les différentes études17 soulignent que ce processus devrait être échelonné afin que le charbon exploité de manière équilibrée et surtout sur le long terme. Les experts18 notent que même avec les prix des émissions CO2 plus élevés, le charbon sera essentiel pour l’énergie
15 KASZTELEWICZ Zbigniew, « Doktryna energetyczna Polski na I połowę XXI wieku », AGH – Cracovie, août 2014. 16 Ibid. 17 GRUDZINSKI Z., LORENZ U., SIKORA A., i inni (praca zbiorowa pod redakcją naukową Lidii Gawlik), 2013 – Węgiel dla
polskiej energetyki w perspektywie 2050 roku – analizy scenariuszowe. 18 Ibid.
le charbon noir ‐ 49,7%
le lignite ‐ 33,3%
la biomasse et le biogaz ‐ 6,2%
le gaz naturel ‐ 3,9%
le vent ‐ 2,9%
l’hydraulique ‐ 1,3%
STEP ‐ 0,3%
autres ‐ 2,4%
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Master EDDEE – Stage EDF
polonaise et ce, pendant encore longtemps. Notons que le charbon aussi est une source décisive dans la production d’électricité pour New Policies Scenario malgré le fait que sa part diminuera passant de 41% à 33% en 2035 dans le mix énergétique polonais19.
II. Les perspectives du secteur de l'énergie polonaise
Nous soulignons que la spécifié de système polonais ne permet pas de le modifier rapidement. Cependant, la Pologne devrait mettre en œuvre certaines réformes indispensables pour moderniser le secteur de l’énergie. Afin de bien préparer les changements et les améliorations futures, il faut prendre en compte les caractéristiques du système polonais. II. 1. Les caractéristiques pour le développement du secteur de l'énergie A. Le développement du secteur du gaz
Nous avons déjà dit que la production de gaz naturel polonais était d'environ 5,4 Md m3 en 2013 et que sa production sur l’année 2013 avait diminué de 0,131 Md m3 par rapport au 2012. Toutefois, selon les informations de l’agence PIG, la production du gaz pourrait augmenter au niveau national. A) Le développement du secteur du gaz conventionnel
La région principale de la présence de gisements du gaz naturel en Pologne est Niz Polski (Annexe 4). Les gisements du gaz sont aussi présents aux Carpates, en Poméranie ouest et sous la mer Baltique (Figure 19).
Figure 19 ‐ Les régions principales de la présence de gisements du gaz naturel en Pologne – Source : PIG
Selon les informations de l’agence PIG, il existe 28720 gisements de gaz naturel en Pologne. Les ressources disponibles en gaz naturel s’élèvent à 134,297 Md m3. Cependant, les réserves
19 WEO 2013 20 PIG ‐ "The balance of mineral resources deposits in Poland as of 31.12.2013".
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Master EDDEE – Stage EDF
connues s’élèvent à 111,06 Md m3 dont 62,18 Md m3 sont les réserves récupérables avec les moyens techniques actuels et dans les conditions économiques actuelles. Nous voyons toute de suite que la production polonaise pourrait donc être augmentée et de nouveaux investissements restent envisageables si la politique gouvernementale menée jusqu’à présent change le contrat à long terme Yamal passé avec la Russie (notamment la clause du « take or pay »). Nous pouvons aussi supposer que les réserves de gaz sont utilisées comme un argument fort dans la négociation des prix avec Gazprom. La sécurité de l’approvisionnement en gaz est un sujet très important en Pologne. La dépendance énergétique au gaz était d’environ 75% en 201221. Cela montre à quel point l’économie polonaise dépend des importations pour faire face à ses besoins énergétiques. Afin de diversifier les directions de l’approvisionnement en gaz, la Pologne a déjà pris la décision en 2006 de construire le premier terminal méthanier du pays. Le Conseil des ministres a voté le 19 août 2008 un arrêté selon lequel la construction est considérée comme un investissement stratégique pour la Pologne. La crise économique en 2009 est la cause principale du retard du début de la construction de ce dernier, commencé en 2011. Le port méthanier sera fini le 30 décembre 2014. Dans un premier temps, la capacité du terminal méthanier permettra recevoir 5 Md m3 de gaz naturel par an. En fonction de la croissance de la demande de gaz, la capacité d'exportation pourrait augmenter de 7,5 Md m3 par an. En analysant cet investissement, nous comprenons qu’il permettra de recevoir du gaz naturel liquéfié (GNL) provenant de n'importe quelle direction dans le monde et ainsi de limiter la dépendance de l’approvisionnement en gaz russe. Un changement significatif concernant la sécurité passe aussi le développement et les investissements dans le stockage et le réseau de gaz naturel en Pologne (Annexe 2). La question du stockage a été déjà décrite, mais il nous faut signaler que le nombre des stocks pourrait toujours être augmenté afin d’assurer la stabilité du système ou l’approvisionnement pendant une période de crise. Le gazoduc Yamal, contournant l’Ukraine, est jusqu’à présent la seule source stable du pays. Cependant le réseau de gaz naturel interne pourrait être beaucoup plus riche. De plus, avec le terminal méthanier, la Pologne devrait envisager le développement du réseau et la construction d’un gazoduc afin de se connecter avec la section occidentale du gazoduc Nord Stream et avec les deux gazoducs de transmission en Allemagne dont le gazoduc OPAL et gazoduc JAGAL. Le dernier aspect qui reste à prendre en compte rapidement dans le contexte actuel est la question des « revers gaziers » et nous pensons aux revers physiques. Nous savons qu’il y a des possibilités pour réaliser ces revers, mais n’oublions pas que le réseau de gaz naturel en Europe a été construit à la base pour livrer le gaz de l’est à l’ouest. Certaines modifications techniques seront donc nécessaires pour augmenter et faciliter tels échanges. De plus, certaines clauses prévues dans les contrats avec Gazprom n’autorisent pas la revente du gaz. B) Le développement du secteur du gaz non conventionnel
La Pologne n’est pas restée insensible à « la révolution du gaz de schiste », mais il est difficile de dire pour le moment si cette révolution représente ou non une opportunité pour la Pologne. Depuis 2010, seulement 64 forages ont été réalisés dont 15 forages horizontaux. La fracturation hydraulique a été effectuée dans 23 forages, dont 10 forages horizontaux. 72 concessions pour la recherche du gaz de schiste sont actuellement attribuées aux
21 Eurostat ‐ Dépendance énergétique (code tsdcc310)
23
Master EDDEE – Stage EDF
27 entreprises polonaises et étrangères (Annexe 5) pour la recherche du gaz de schiste (1er juin 2014). Le premier gaz de schiste polonais a été extrait le 21 juillet 2013 dans la concession de Łebień LE‐2H (région de Lębork)22 par l’entreprise américaine ConocoPhillips. 8 000 m3 de gaz par jour sont produits pour faire des tests. De tels résultats sont les premiers du genre dans l’histoire de la recherche du gaz de schiste en Europe. Toutefois, nous constatons rapidement que le nombre de forages est trop faible. Les experts disent qu’il faudrait faire au moins 100 forages par an pour que les différentes estimations sur les ressources disponibles puissent être au moins vérifiées et confirmées. Paweł Poprawa souligne que 300 forages au minimum sont nécessaires en Pologne.23.
Figure 20 ‐ Les prévisions du gaz de schiste en Pologne [Md m3]
Il est difficile de nier que la recherche reste cruciale, car les prévisions ne sont pas cohérentes (Figure 20 et Annexe 6). Les estimations des institutions internationales commencent avec EIA 5 300 Md m3, Wood Mackenzie 1 370 Md m3 et Advanced Resources International 2 830 Md m3. L’agence polonaise PIG a aussi préparé son rapport24 en prenant en compte seulement le bassin Bałtycko‐Podlasko‐Lubelski (Annexe 4) et pas l’ensemble du territoire polonais. Nous soulignons alors l’importance des forages et la recherche, surtout qu’ils sont indispensables pour bien estimer les ressources et les réserves récupérables. Il nous faut aussi noter qu’il y a des prévisions et des modèles (par exemple l’institut ISE)25 qui montrent que la Pologne peut être toujours un leader dans la production du gaz non conventionnel.
22 FURMAN Tomasz, PISZCZAROWSKA, « Płynie polski gaz z łupków », rp.pl, 28 sierpnia 2013. 23 http://www.gazdlagminy.pl/ 24 Poprawa Pawel, « Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce (Basen Bałtycko‐Podlasko‐Lubelski) », PIG, Warszawa, marzec 2012. 25 SIKORA Andrzej, « Dlaczego wegiel w Polsce bedzie glownym surowcem energetycznym do 2050 ? », Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” – PAN, Warszawa 2014.
Energy Information Administration ‐ EIA (2011)
Advanced Resources International (2009)
EUCERS (2011)
Wood MacKenzie (2009)
Lane Energy (3 Legs, 2011) ‐ Les six concessions de Lane
Rystad Energy (2010)
PIG (estimation max) (2012)
PIG (estimation moyenne) (2012)
USGS (estimation max) (2012)
USGS (estimation moyenne) (2012)
5300
2830
1870
1370
1000
1000
865
346
116
38
24
Master EDDEE – Stage EDF
B. Le développement du secteur de la chaleur
Comme nous l’avons déjà signalé, le secteur de la chaleur se caractérise par une série d'acteurs locaux. Il est difficile d’analyser l’ensemble du secteur, mais nous pouvons donner des propositions d’ordre général pour assurer son développement. La première serait d’augmenter le rendement des centrales au charbon déjà existantes. La seconde tiendrait dans l’amélioration et l’accroissement du réseau de distribution. C. Le développement du secteur du pétrole
Le secteur du pétrole en Pologne peut être comparé avec le secteur gazier. Nous avons déjà dit qu’environ 24 Mt de pétrole brut russe a été importé en Pologne en 2012. Les deux producteurs polonais PKN Orlen SA et Grupa Lotos sont de facto obligés d’utiliser le pétrole russe, car les sites industriels de raffinage du pétrole ont été construits avec la technologie permettant de traiter et de transformer le pétrole russe riche en soufre. De plus, ces deux entreprises ont signé des contrats de long terme avec les Russes. Cependant, le terminal Naftoport à Gdansk pourrait sans problème assurer l’approvisionnement en pétrole. Notons aussi que la construction de six réservoirs de 62 500 m3 chacun (702 000 m3 prévus au total) a commencé le 21 février 2014. La première étape de la construction devrait être finie en 2015. Cet investissement s’inscrit dans la politique polonaise de la diversification d’approvisionnement en source énergétique. Il nous faut aussi parler du projet récent du LOTOS Petrobaltic (Grupa Lotos). La plateforme pétrolière vient de commencer le forage (août 2014) dans le gisement B8. Lotos veut produire environ 250 kt de pétrole par an et les réserves sont estimées à 3,5 kt. En analysant le volume des importations du pétrole russe, on cinstate que 250 kt de pétrole ne représentent que peu. Pourtant, les deux investissements doivent être pris en compte dans l’analyse globale, car et ils pourraient changer la répartition des forces en présence sur le marché. D. Le développement du secteur de l’électricité
Nous avons déjà signalé que selon les informations de l’agence URE et PSE (Figure 4), la capacité installée dans le système KSE était de 38 406 MW en 2013 et qu'elle a augmenté de 360 MW (0,9%) par rapport 2012.
Le système national de l'électricité (KSE) reste dans la gestion de l’opérateur PSE (Figure 22). Il s’agit du système avec 245 lignes avec la longueur totale 13 445 km dont : ‐ 1 ligne de 750 kV d'une longueur de 114 km, ‐ 77 lignes de 400 kV d'une longueur totale de 5 383 km, ‐ 167 lignes de 220 kV d'une longueur totale de 7 948 km, ‐ 101 stations de haute tension ‐ 1 ligne sous‐marine de 450 kV entre la Suède et la Pologne d'une longueur totale de
254 km.
25
Master EDDEE – Stage EDF
Figure 21 ‐ Les interconnexions électriques internationales – Source : PSE‐KSE
Le dernier rapport de l’institution NIK (La Cour des comptes) publié en mars 201426
présente des conclusions plutôt positives sur le fonctionnement et la sécurité du réseau existant. Cette position est néanmoins très critiquable, car déjà en 2011, 80% des lignes de 220 kV, 23% des lignes de 400 kV et 38% des transformateurs avaient plus de 30 ans. Notons aussi que les pertes dans le transfert sont 8,2% environ alors que la moyenne européenne se situe à environ 5,7%27. N’oublions pas qu’il y a des régions en Pologne où les pertes s’élèvent même à 12%. Il est difficile de dire que le bilan est positif. L’amélioration de la qualité du réseau reste et demeure un point très important.
La capacité totale d’interconnexions électriques internationales avec les pays de l'Union européenne va de 2 000 à 3 000 MW (Figure 21). Elle dépend de la configuration du système et reste limitée par le réseau interne faible et peu développé. L’opérateur PSE prévoit dans ses plans plusieurs projets de modernisation et d’investissements dans les interconnexions28 parmi lesquelles des lignes entre l’Allemagne, la République tchèque, la Slovaquie, l’Ukraine et la Lituanie. Cependant, il faut souligner qu’un accord entre la Pologne et la Lituanie a d’ores et déjà été signé le 8 décembre 2006 et que le projet n’est toujours pas finalisé.
26 NIK – Funkcjonowanie i bezpieczeństwo elektroenergetycznych sieci przesyłowych, 31 mars 2014. 27 Le bilan de la Politique Énergétique Polonaise – 2030 28 Le plan des modernisations ‐ http://www.pse‐operator.pl/index.php?dzid=191&did=1805
26
Master EDDEE – Stage EDF
Figure 22 ‐ Le plan du réseau électrique en Pologne – Source : PSE‐KSE
En analysant le plan de liquidation des anciennes centrales d'électricité et les projets
de la nouvelle capacité (la partie analysée ci‐dessous), il est difficile parler du futur du secteur de l’électricité en Pologne. Ce qui reste très important dans le contexte du mix énergétique, c’est l’accident de Fukushima. Cependant, ce récent accident de la centrale nucléaire n’a pas altéré la volonté polonaise de se doter de centrales nucléaires comme c’est le cas par exemple en Italie. Cette volonté a été confirmée au début de l’année par l’adoption, le 28 janvier 2014, du programme d’énergie nucléaire en Pologne – PPEJ – le premier document complet relatif à l'énergie nucléaire en Pologne. La question sera développée plus précisément par la suite dans la Partie II ‐ I. 2. B. Le projet polonais. E. Le développement du secteur du charbon
Nous avons déjà signalé la présence de la stratégie polonaise concernant le charbon. Le Programme d’activité des mines de charbon noir 2007‐2015 a aussi été voté en 2009 et il devrait être actualisé prochainement. Selon les informations obtenues, mais non officielles, la stratégie devrait être votée en 2015. Afin de bien préparer le nouveau programme, mais surtout la politique énergétique, il faut prendre en compte les caractéristiques du système polonais. A) Le développement du secteur du charbon noir
La Pologne dispose 146 gisements dont 51 sont actuellement en exploitation. Comme
nous avons déjà démontré, il y a trois principaux gisements du charbon noir polonais ‐ Gornoslaskie Zagłebie Weglowe (GZW), Lubelskie Zaglebie Weglowe (LZW) et Dolnoslaskie
27
Master EDDEE – Stage EDF
Zaglebie Weglowe (DZW) (Figure 10). L’exploitation du charbon noir a actuellement lieu à GZW et à LZW et elle est finie à DZW depuis 2000. Les ressources disponibles en charbon noir s’élèvent à 51 414 Mt (2013)29, les réserves récupérables s’élèvent à 19 485 Mt. Selon l’agence, les réserves récupérables dans les mines actuelles s’élèvent à 3 839,63 Mt et, par rapport 2012, elles ont diminué de 370,96 Mt généralement à cause de la production. En analysant l'exploitation actuelle du charbon noir (Figure 12), nous constatons rapidement qu’avec les réserves récupérables dans les mines actuelles, la production peut être assurée pendant environ 40 ans. Si la Pologne arrive à exploiter le total des réserves récupérables, la production peut même être assurée pendant un siècle.
Le potentiel du charbon noir parait évident, mais depuis quelques temps nous constatons que la part du charbon noir polonais a été remplacée par le charbon importé. Les importations se sont élevées à 12,7 Mt en 2011, un véritable record. En 2013, elles ont diminué, mais la part était toujours importante (10,8 Mt). La plupart du charbon noir importé vient de Russie (6,6 Mt)30, de République tchèque (1,6 Mt) et d'Ukraine (1 Mt).
Figure 23 ‐ Les importations et les exportations du charbon noir en Pologne 2003‐2012 – Source : PIG
Les exportations dans les années 70 du XX siècle se sont élevées à 40 Mt. Avec la
transformation et certaines obligations de la Banque Mondiale (immersion obligatoire des mines), peu d’investissements ont été consacrés au secteur du charbon noir. Les exportations se sont élevées à 7,07 Mt en 2011 et elles ont augmenté à 10,6 Mt en 2013. La destination principale du charbon noir polonais est l’Allemagne (3,5 Mt), la République tchèque (1,6 Mt), l’Autriche (0,7 Mt) puis la Grande‐Bretagne (0,6 Mt).
Figure 24 ‐ Le coût moyen annuel de production du charbon noir en Pologne et le prix moyen annuel du charbon noir sur
la bourse de Rotterdam [PLN/t] – Source : MG
29 PIG ‐ "The balance of mineral resources deposits in Poland as of 31.12.2013". 30 Selon Eurostat ‐ Jusqu’à avril 2014, la Pologne a déjà importé 2,5 Mt
28
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En analysant le coût moyen annuel de la production de charbon noir en Pologne et le prix moyen annuel du charbon noir sur la bourse de Rotterdam (Figure 24), nous comprenons rapidement le problème du secteur polonais. La crise économique mondiale, mais aussi la révolution du gaz de schiste en Amérique du Nord ont fait diminuer les prix du charbon partout dans le monde. L’industrie minière polonaise n’a pas réussi à se transformer rapidement pour améliorer l’exploitation et diminuer le prix de production. Il ne faut pas oublier existence des conditions d'exploitation difficiles. Les gisements de charbon noir sont placés à une profondeur considérable ce qui, naturellement, augmente les coûts de production. Le secteur est toujours en retard et doit être profondément réorganisé et restructuré. Depuis l’avril 2014, les représentants du Ministère de l’Économie et du gouvernement sont en négociation avec les représentants des syndicats et les dirigeants des mines afin de trouver des solutions possibles. Ils sont en même temps en train de négocier le nouveau Programme d’activité des mines de charbon noir pour la période 2015‐2020 (avec comme horizon 2024). Sans entrer dans les détails des négociations, il faut souligner que la réorganisation du secteur est nécessaire. Le Ministère de l’Économie doit aussi envisager la question de fermetures de mines non rentables économiquement et la privatisation d’une partie du secteur. Elles restent évidemment socialement critiquables, mais comme le montre les exemples de mines privées Bogdanka ou PG Silesia, l’industrie peut être rentable et les prix du charbon noir polonais peuvent être toujours concurrentiels sur le marché. B) Le développement du secteur du lignite
La Pologne dispose de 90 gisements de lignite dont seulement 12 sont actuellement en exploitation. Les gisements se trouvent dans la partie ouest et la partie centrale de la Pologne couvrant 22% du territoire polonais (Figure 13). Les ressources disponibles de lignite s’élèvent à 22 683,98 Mt (2013)31. Elles sont considérées comme des réserves certaines par l’agence PIG. Selon l’agence, les réserves récupérables dans les cinq mines actuelles sont estimées à 1 164,67 Mt (2013)32. En analysant l'exploitation du lignite (Figure 15), nous constatons rapidement que ces réserves prouvées, pourraient assurer statistiquement la production pendant environ 250 ans33 à raison d’une production de 60Mt/an (production actuelle). De même, les réserves récupérables, pourraient assurer la production pendant 20 ans en tenant compte de la production actuelle sachant que la seule mine de Belchatow assure aujourd’hui environ 62% de la production nationale.
Les ressources en lignite sont perçues comme des opportunités et le Ministère de l’Économie, dans son projet de la Politique Énergétique Polonaise – 2050, estime qu’elles seront le garant de la sécurité énergétique à long terme. Il est difficile de nier le potentiel de ressources du lignite, mais il nous faut nous concentrer sur le fait que le lignite exploité actuellement dans les mines en fonctionnement n’est pas éternel (Figure 25).
Les différentes sources donnent les différentes dates, mais en général, elles se mettent d’accord sur le fait que la production diminuera visiblement en 2030 sauf en cas d’investissements dans les nouveaux gisements. Nous ne pouvons pas analyser tous les gisements, mais il suffit d’analyser bien la carte de la Pologne (Figure 13) pour constater que le potentiel est énorme. Nous pouvons donner l’exemple du gisement Zloczew pour KWB
31 PIG ‐ "The balance of mineral resources deposits in Poland as of 31.12.2013". 32 Ibid. 33 Le projet de la PEP 2050 parle même de 350 ans
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Belchatow qui pourrait prolonger la production jusqu’à 2055 ou le projet de PGE GiEK avec la mine à Gubin avec les ressources estimées à 1 600 Mt.
La mine La fin de la production
KWB Belchatow 2037*
KWB Turow 2039
KWB Konin 2025*
KWB Adamow 2023*
KWB Sieniawa Pas d’information Figure 25 ‐ L’épuisement des gisements du lignite – Source : AGH‐ISE *sauf les investissements
Les nouvelles mines sont donc indispensables pour que le lignite reste présent dans le mix énergétique polonais. Les décisions devraient être prises rapidement, car la procédure d’attribution d’une concession est assez longue dans la loi polonaise. N’oublions pas qu’il s’agit ici de mines à ciel ouvert dont l'impact environnemental est considérable et les questions concernant l’expropriation évidentes. Le lignite reste aujourd’hui une source concurrentielle très intéressante, car les prix des émissions de CO2 ne sont pas élevés. Avec l’augmentation du prix des émissions de CO2 ou plus précisément avec l’incertitude quant aux régulations des émissions de CO2, les investissements futurs dans le lignite restent, pour certains, problématiques et discutables. En finissant l’analyse et en comparant le secteur du lignite avec le secteur du charbon noir, il nous faut noter que la fusion des mines avec les producteurs d’électricité permet à la Pologne de ne pas dépendre des prix internationaux ou des importations. II. 2. Le plan de liquidation des anciennes centrales d'électricité et les projets de la nouvelle capacité
Le système électrique polonais est âgé et vétuste. Le rendement des centrales actuelles (Annexe 7) s’élève en moyenne à 32%34. Le Ministère de l’Économie informe dans le projet de la Politique Énergétique Polonaise – 2050 qu’environ 45% des centrales électriques en Pologne ont déjà 30 ans et 77% plus de 20 ans. En prenant en compte l’état actuel des centrales et la durée de la vie des blocs au charbon (40/45 ans) la Pologne devrait reconstruire entre 13 GW à 18GW de sa capacité. A. Le plan de liquidation des anciennes centrales d'électricité et la nouvelle capacité prévue
Afin d’analyser le plan de liquidation il faut rappeler que le 24 novembre 2010, le Parlement européen et le Conseil de l’Europe ont voté la Directive 2010/75/UE relative aux émissions industrielles (prévention et réduction intégrée de la pollution) – IED. L’entrée en vigueur a eu lieu le 6 janvier 2011 et les États membres ont eu comme délai de transposition jusqu’au 7 janvier 2013. Sans entrer dans les détails, les normes strictes prévues par la Directive IED doivent être respectées par des installations de combustion existantes et nouvelles à partir du 1er janvier 2016. Cependant, la directive prévoit des exemptions au niveau du plan national de transition (Transitional National Plan) qui permettent de déplacer le début d’application en 2020. La Commission a validé le Plan polonais (Przejsciowy Plan Krajowy) le 17 février 2014 qui énumère 73 installations. Le Président de la Pologne,
34 L’analyse AGH‐ISE (Le document confidentiel)
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Bronislaw Komorowski a signé la loi modifiant et actualisant La loi de la protection de l'environnement concernant IED, le 4 aout 2014. En vertu des obligations européennes rapidement présentées, nous pouvons analyser le plan de liquidation. L’analyse AGH‐ISE35 estime l’écart à environ 12 GW. Les prévisions du Ministère de l’Économie faite en 2012 par EM&CA36 estiment un écart allant de 12,3 GW à 14,3 GW jusqu’à 2030. Cette analyse explique que jusqu’à 2030 : ‐ 7,3 GW des installations au charbon noir vont être fermés ; ‐ 1,9 GW des installations au lignite vont être fermés ; ‐ 2,5 GW des installations (elektrocieplownia) au charbon noir vont être fermées. Ces estimations des fermetures des installations allant de 12,3 GW à 14,3 GW jusqu’en 2030 signifient que sans les modernisations et le renouvèlement du parc, le niveau de capacité installée de 38,4 GW (Figure 4) peut être diminué à 23,7‐25,8 GW.
Centrales 2015 2015‐20
2020‐25
2025‐30
2030‐35
2035‐40
2040‐45
2045‐50
Le lignite (centrales électriques) 400 793 0 940 5285 0 0 0
Le charbon noir (centrales électriques)
0 3523 0 2975 6802 1845 0 0
Le charbon noir (elektrocieplownia)
8 759 200 956 1743 400 904 0
Le gaz naturel (elektrocieplownia)
0 0 0 101 489 316 0 0
Le vent 0 0 0 0 1800 0 0 0
La biomasse (elektrocieplownia) 0 0 0 0 0 325 0 0
Le biogaz (elektrocieplownia) 0 0 0 0 0 102 0 0
Autres 72 38 100 100 100 100 0 0Figure 26 ‐ La fermeture des centrales [MW] jusqu’à 2050 – Source : KAPE et WISE
L’analyse la plus récente faite par l’agence KAPE et l’institut WISE37 pour le projet de la
Politique Énergétique Polonaise – 2050 estime que 6 GW de la capacité existante seront retirés du système jusqu’à 2020 et encore (environ) 5 GW dans la prochaine décennie (Figure 26). La plupart des unités de puissance en fonction aujourd'hui vont disparaître dans les années 2030‐2040. L’agence KAPE et l’institut WISE estiment aussi que seulement 5GW de la capacité existante actuellement fonctionnera en 2050, principalement dans l’hydroélectrique (Figure 27).
35 Ibid. 36 Le rapport sur la sécurité de l'approvisionnement en électricité – 2013 37 L’analyse KAPE‐WISE (Le document confidentiel)
31
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Figure 27 ‐ Le fonctionnement de la capacité existante de production 2011 ‐ 2050, GW – Source : KAPE et WISE
Autres ; Le biogaz (centrales électriques) ; La biomasse (centrales électriques); L’hydraulique ; Le vent ; Le gaz naturel (elektrocieplownia) ; Le charbon noir (elektrocieplownia) ; Le charbon noir (centrales électriques) ;
Le lignite (centrales électriques) ;
En analysant les différentes données, nous constatons que la Directive IED pose certains problèmes à la Pologne et au parc électrique polonais. Nous voyons aussi beaucoup de difficultés à bien estimer les écarts finaux. Rappelons rapidement que la demande polonaise moyenne était de 21 884 MW et la pointe de consommation électrique était de 24 761 MW en 2013 ce qui signifie que les investissements dans la nouvelle capacité sont indispensables. B. Les différents projets dans le secteur électrique en Pologne
Neuf centrales au charbon noir et au lignite seront modernisées d’ici 2016 et la puissance installée augmentera d’environ 152 MW (Annexe 8) ce qui relativement insignificiant. En ce qui concerne les nouveaux investissements en Pologne, nous trouvons plusieurs analyses, parmi lesquelles la riche étude produite par AGH – ISE qui présente plusieurs projets prévus dans les unités au gaz et au charbon (Annexe 9 et Annexe 10) et le rapport du Ministère de l’Économie (avec des prévisions EM&CA)38 selon lequel la Pologne devrait investir dans les nouvelles centrales (environ 28,31 GW) entre 2012‐2030 dont : ‐ 7 ,65 GW des installations au charbon noir (avec elektrocieplownia) ; ‐ 1,31 GW des installations au lignite ; ‐ 3,47 GW des installations au gaz ; ‐ 9,88 GW d’ENR ; ‐ 6,0 GW du nucléaire
De son côté, l’analyse la plus récente de l’agence KAPE et de l’institut WISE a pris en compte les hypothèses de puissance déterminée, c'est‐à‐dire les centrales qui ont déjà investi dans des plans d'investissement ou qui résultent de l'état des documents stratégiques dont les nouvelles centrales (elektrocieplownia), les centrales électriques au charbon, les centrales à gaz ainsi que les nouvelles centrales nucléaires qui, conformément aux plans, auront la puissance de 6 GW pendant la période 2024‐2035 (Figure 28).
38 Le rapport sur la sécurité de l'approvisionnement en électricité – 2013
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Centrales 2015 2015‐20 2020‐25 2025‐30 2030‐35
Le lignite (centrales électriques) 0 450 0 0 0
Le charbon noir (centrales électriques) 0 3000 0 0 0
Le charbon noir (elektrocieplownia) 0 100 0 0 0
Le gaz naturel (elektrocieplownia) 558 1420 0 0 0
Les centrales nucléaires 0 0 1500 1500 3000
Total 558 4520 1500 1500 3000 Figure 28 ‐ La nouvelle capacité [MW] jusqu’à 2035 – Source : KAPE et WISE
Comme nous venons de dire, 6,4 GW de la capacité existante seront retirés du système d’ici 2020. Il reste réaliste de penser qu’environ 4 GW de la puissance seront construits dans l’avenir proche (jusqu'à 2017) et dans le scénario le plus optimiste environ 6,5 GW (jusqu'à 2019). Les investissements les plus grands sont actuellement en cours à Jaworzno, Opole et Kozienice. Ils sont réalisés par les sociétés énergétiques Tauron, PGE et Enea. Nous constatons aussi la construction de deux centrales nucléaires. En analysant l’étude d’AGH – ISE, nous remarquons plusieurs projets intéressants. Ce qui reste applicable à tous les projets, c’est la longue période de construction, les difficultés de financement des projets et parfois la construction incertaine. La période d’application de la Directive IED approche et avec elle la décision d’arrêter une bonne partie des blocs. De ce fait, il est légitime de se demander si la Pologne n’est pas déjà en retard dans les investissements dans les nouvelles centrales ? III. Le bilan de la situation et les conclusions sur le secteur énergétique actuel
L’évaluation reste souvent marquée par l'individualisme et le subjectivisme. Le contexte nous oblige de rester le plus objectif possible dans le bilan de la politique énergétique actuelle en Pologne. III. 1. Les priorités de la politique énergétique polonaise (selon le Ministère de l’Économie)
La doctrine de la politique énergétique polonaise actuelle et future est parfaitement expliquée dans la figure 29. Elle se traduit par une vraie collaboration entre les trois facteurs ou les variables le plus importantes dans le monde d’aujourd’hui. Il nous faut noter tout de suite que les mêmes objectifs sont stables et sont repris dans le projet de la Politique Énergétique Polonaise – 2050. Il s’agit d’un mix entre la sécurité énergétique, la compétitivité de l’économie et la protection de l’environnement. Ces trois facteurs deviennent les priorités les plus absolues pour la Pologne et restent en connexion directe avec les objectifs de l’Union européenne.
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Figure 29 ‐ La doctrine de la politique énergétique polonaise actuelle et future – Source : MG
En plus de ces trois facteurs, le bilan officiel de la Politique Énergétique Polonaise –
2030 énumère six priorités dont : ‐ L’amélioration de l’efficacité énergétique ; ‐ L’augmentation de la sécurité d’approvisionnement en matière première et en énergie ; ‐ La diversification de la structure de la production d’électricité par l'introduction de
l'énergie nucléaire ; ‐ Le développement des sources d'énergie renouvelables, notamment les biocarburants ; ‐ Le développement du marché de l'énergie compétitive ; ‐ La réduction de l'impact de l'énergie sur l'environnement.
Nous constatons que la Pologne comprend bien l’importance de l’amélioration
d’efficacité énergétique et la réduction de l'impact de l'énergie sur l'environnement. La Directive IED sera appliquée et les anciennes centrales seront arrêtées.
Nous avons démontré que l’augmentation de la sécurité d’approvisionnement de matière première et de l’énergie est un point essentiel pour la Pologne. Les différents secteurs nationaux puissent être développés et la production améliorée. Cale concerne aussi la diversification de la structure de la production de l’électricité par l'introduction de l'énergie nucléaire. L’accident de Fukushima n’a pas altéré la volonté polonaise de se doter de centrales nucléaires. La Pologne veut toujours construire ses centrales et développer le secteur de l’atome. Il nous faut critiquer le développement des sources d'énergie renouvelables. En analysant les informations, nous constatons que la Pologne se tourne vers le secteur des biocarburants, dont la biomasse et le biogaz, en mettant à côté le développement des parcs éoliens. Cependant, nous devons défendre ici la Pologne. Comme nous l’avons déjà souligné, la puissance installée d’ENR à la fin de 2013 s’est élevée à 5725 MW (sur 38GW) ce qui donne 15% de la capacité installée. La production d’électricité à base d’ENR s’élève à 5,3% en 2013 seulement39. Le principe est simple, sur 1 000 MW des énergies renouvelables, il faut compter environ 800 MW d’énergies conventionnelles (cas d’intermittence), puisque dans les conditions géographiques de la Pologne, les éoliennes ne produisent de l'électricité que 15 à 25% du temps pendant l’année et l’énergie solaire que 10 à 15% du temps40. Ce type d’énergie reste donc économiquement contestable en Pologne.
39 KASZTELEWICZ Zbigniew, « Doktryna energetyczna Polski na I połowę XXI wieku », AGH – Cracovie, août 2014. 40 Ibid.
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III. 2. Le résultat de la situation énergétique actuelle en Pologne
La situation énergétique actuelle de la Pologne se présente de manière positive et stable. D’après les informations présentées, la sécurité énergétique est assurée. Même si la Pologne ne dispose pas de ressources en gaz et en pétrole considérables, elle a réussi à diversifier la sécurité d’approvisionnement de ses matières premières. Nous voyons aussi les nouveaux projets et les opportunités de la recherche du gaz de schiste comme une solution à long terme. Les ressources concernant le charbon dont le lignite et le charbon noir sont significatives et pourraient garantir la production d’électricité pendant longtemps. Pourtant, la Pologne comprend et accepte lentement les questions environnementales et le besoin de développer l'énergie nucléaire.
Il est indéniable que le secteur de l'électricité polonaise est actuellement confronté à de sérieux défis41 comme le renouvèlement du parc et le choix des technologies de long terme. De plus, il ne faut pas ignorer le fait que la qualité de la production d'électricité, la qualité de l'infrastructure de transmission et les obligations dans le domaine de la protection du climat, etc. sont des éléments prépondérants. Ajoutons dans ce contexte le dernier 24th Economic Forum (2014) à Krynica (2‐4 septembre 2014) où les experts ont souligné que « le charbon était, est et restera un élément important du mix énergétique polonais. Le charbon sera important pendant longtemps pour l'industrie polonaise de l'énergie. La question est de savoir si nous utilisons le charbon polonais ou le charbon importé ? »42. De son coté, WISE a publié un rapport en mai 2014 sur L'intérêt polonais. Comment utiliser la politique énergétique et climatique de l'UE pour soutenir le développement de la Pologne jusqu'en 2030? qui s’inscrit dans la conception du projet ‐ Low‐Emission Poland 2050. Dans ce dernier, les auteurs observent aussi que le secteur de l'énergie polonais est en attente d’une profonde vague de modernisation. L’étude remarque que le coût de l'évolution de la composition du mix énergétique d’une émission inférieure ne sera pas significativement plus cher que de maintenir le rôle dominant du charbon. Toutes les options du mix énergétique seront très semblables les unes aux autres. Soit la Pologne décide d’investir dans les technologies à forte intensité capitalistique qui exigent moins de carburant, soit elle se concentre sur les technologies moins chères, mais qui exigent plus de carburant. Quel que soit le choix polonais, les coûts de l'énergie seront plus ou moins les mêmes. Les coûts devraient même augmenter à cause des investissements et du prix du carburant (comprenant les émissions de CO2).
41 dont Tomasz Popławski, Andrzej Sikora, Paweł Poprawa etc. 42 http://www.cire.pl/item,98294,1,0,0,0,0,0,eksperci‐wegiel‐waznym‐elementem‐polskiego‐miksu‐energetycznego.html
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IIe Partie – La technologie nucléaire
L’énergie primaire consommée dans le monde est actuellement d’environ 12,7 milliards de TEP ce qui permet de produire d’environ 8,7 milliards de TEP43 d’énergie secondaire dont 20% d’électricité. I. L’électronucléaire aujourd’hui
Nous essayerons dans un premier temps de faire un bilan rapide sur l’état actuel de l’industrie nucléaire. Puis dans un second temps, nous nous concentrerons sur les projets nucléaires dans le monde et sur le projet polonais en particulier. I. 1. L’état actuel ‐ L'industrie mondiale de la construction nucléaire
D’après l’AIEA, la capacité de production d’énergie d’origine nucléaire dans le monde s’élève à 377,1 GW en 2014 avec 437 réacteurs en exploitation44 (Figure 30). Plus de 80% de la capacité est installée dans les pays de l'OCDE, 11% en Europe de l'Est et en Eurasie, et 8% dans les pays en développement45. « Trois nouveaux réacteurs ont été raccordés au réseau, et deux réacteurs qui avaient été mis « à l’arrêt à long terme » ont été redémarrés. Trois réacteurs seulement ont été mis à l’arrêt définitivement en 2012, contre 13 en 2011 »46. 131 réacteurs sont en exploitation dans les 14 États membres de l’Union européenne47 et presque la moitié de l’électricité nucléaire est produite en France, cette dernière possédant 58 réacteurs répartis sur 19 sites. La capacité installée dans l’UE s’élève à 122 GW.
Figure 30 ‐ La répartition régionale des centrales nucléaires (2014) – Source : AIEA
L’AIE prévoit une forte hausse de l’utilisation de l’énergie nucléaire dans le monde ‐
entre 23 % et 100 % d’ici à 203048. La figure 31 montre l’évolution de la capacité installée, qui passe de 372 GW en 2012 à 578 GW en 2035.
43 World Energy Outlook 2012, IEA. 44 https://pris.iaea.org/pris/ 45 World Energy Outlook 2012, IEA. 46 AIEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2013, 31 juillet 2013 47 WNA ‐ New Nuclear in Europe 2030 Outlook 48 IAEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2013, 31 juillet 2013
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Cependant un événement vient bouleverser cet ordre. En effet, le 11 mars 2011, un séisme et un tsunami ravagent le site nucléaire de Fukushima Daiichi. Les réacteurs 1, 2 et 3 ainsi que la piscine de désactivation du réacteur n°4 de la centrale nucléaire ont été impliqués dans cette catastrophe. En vertu de l'échelle internationale permettant le classement des événements nucléaires, il s'agit d'un accident nucléaire majeur classé au niveau 7 (le plus élevé). Nous parlons donc d’un accident de même ampleur que la catastrophe de Tchernobyl en 1986.
Figure 31 ‐ La capacité nucléaire installée par région dans les nouveaux scénarios – Source : WEO 2013
I. 2. Les projets ‐ Nuclear power plants (NPP) – dans le monde A. Les projets nucléaires dans le monde (en bref)
Les accidents dans la centrale de Three Mile Island (États‐Unis) en 1979, de
Tchernobyl (Ukraine) en 1986 et de Fukushima en 2011 s’inscrivent dans l’histoire noire de l’atome civil.
Figure 32 ‐ Croissance historique de l’industrie électronucléaire (1965‐2002) – Source : AIEA
Le graphique de l'Agence internationale de l'énergie atomique (Figure 32) montre que les années 1990 avaient été marquées par un fort ralentissement du nombre de projets nucléaires. En effet, pendant dix ans, seulement 17 réacteurs ont été construits dans le monde.
En analysant les données, nous pouvons constater que l’accident japonais n’a pas eu un effet de ralentissement énorme des constructions (sauf par exemple en Italie) puisque 72
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nouveaux réacteurs étaient en chantier dans le monde en 201349. Au contraire, les différentes études parlent plutôt d’une renaissance de l’énergie nucléaire dans le monde. Selon World Nuclear Association50 « l'énergie nucléaire est sérieusement envisagée dans plus de 45 pays qui ne la détiennent pas encore ». Plus de 34% du marché mondial est détenu par la Chine où nous constatons (Figure 30) la plus forte augmentation de la capacité nucléaire. Concernant les technologies, 28% du marché international est dominé par les technologies occidentales c’est‐à‐dire les réacteurs de génération III (AP1000, EPR, ABW). La technologie coréenne PWR représente 9% des centrales nucléaires. Les Russes quant à eux gardent 21% du marché grâce à leurs unités Rosatom dont 9 réacteurs sont en construction sur son territoire. La Nuclear Power Corporation of India (NCPIL) reste en Inde, mais conserve 7% du marché. En janvier 2013, nous avions 247 réacteurs de recherche en exploitation51. L’augmentation de la consommation d’électricité pousse les nouveaux États comme l’Arabie Saoudite à lancer un appel d’offres estimé entre 70 et 100 milliards de dollars et portant sur la construction d’un parc de 16 réacteurs d’une puissance totale de 18 GW52. La Pologne quant à elle, avec son programme d’énergie nucléaire, prévoit la construction d’un parc de 6 GW jusqu’à 2035. Le Brésil et l’Argentine sont pour leur part, des exemples de pays ayant annoncé un plan de réactivation du nucléaire. B. Le projet nucléaire polonais A) L’histoire du secteur nucléaire polonais
L’histoire de l’énergie nucléaire polonaise commence avec le réacteur de recherche
EWA (2 MW et puis 10MW) en exploitation entre 1958‐1995 à Otwock‐Swierk. Son le processus de démantèlement du réacteur a commencé en 1997 et a été achevé en 2002. Il est maintenant placé dans une installation de stockage de combustible nucléaire usé dans ZUOP. Le second réacteur de recherche MARIA (30 MW) est exploité depuis 1974 à Otwock‐Swierk et est toujours en fonction aujourd’hui. La recherche a été suivie par une prise de décision le 12 août 1970 amenant à la construction de la première centrale nucléaire polonaise. La localisation de l’EJ Żarnowiec a été choisie le 19 décembre 1972. Le permis de construire a été délivré le 20 mars 1982 et les premiers travaux ont commencé le 31 mars 1982. Le projet prévoyait la construction d’une centrale avec 4 réacteurs de type WWER‐440 représentant une puissance totale de 1 860 MW (4x 465 MW). L’accident du 26 avril 1986 à Tchernobyl (Ukraine) a été le point décisif dans la poursuite du projet. Les protestations contre les travaux se sont multipliées et le financement du projet a été bloqué le 13 juillet 1989. Le 22 décembre 1989, le Conseil des ministres a pris la décision d’arrêter la construction de la centrale et la liquidation a été décidée le 31 décembre 1992.
49 IAEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2013, 31 juillet 2013. 50 http://www.world‐nuclear.org/info/Country‐Profiles/Others/Emerging‐Nuclear‐Energy‐Countries/ 51 Ibid. 52 Un parc nucléaire de 18 GW d’ici 2030 ‐ https://www.lenergieenquestions.fr/tag/arabie‐saoudite/
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Figure 33 ‐ La construction et l'état actuel du site ‐ Source : http://www.atom.edu.pl
Le gouvernement de Tadeusz Mazowiecki a demandé une analyse financière d’investissements de la société belge ‐ Belgatom / Tractebel. L’avancement du projet a été estimé à 37% et le coût total de l’investissement a été estimé à 2,08 Md de dollars (le prix de 1990) ce qui nous donne environ 770 M de dollars (environ 600 M d’euro actuels)53. L’accident de Tchernobyl, mais surtout le processus de détachement de la Pologne vis‐à‐vis de la Russie en juin 1989 a rendu compliqué les relations entre ces deux pays. Ce contexte particulier a joué une part non négligeable dans la décision finale concernant l’abandon du projet EJ Żarnowiec. Le 13 avril 2012, le Ministre du Trésor a officiellement admis que la décision d’arrêter la construction de la centrale nucléaire Żarnowiec avait été une erreur fondamentale54. B) Le programme nucléaire polonais
Comme nous l’avons déjà signalé, c’est la Politique Énergétique Polonaise 203055 qui a remis sur la table l’idée de la construction de la première centrale nucléaire. Par la décision du 12 mai 2009, le Gouvernement polonais a créé la fonction de Représentant du Gouvernement polonais pour l'énergie nucléaire. Le 15 mai 2009, Madame Hanna Trojanowska a été nommée par le Premier Ministre Donald Tusk. Le 11 avril 2014, elle a démissionné de son poste en soulignant qu’elle avait accompli les tâches qui lui avaient été confiées. Jusqu’à présent (01.05.2014) le poste demeure vacant. Selon les informations non officielles du Ministre de l’Économie, c’est directement Janusz Piechociński, le Ministre de l'Économie dans le gouvernement de Donald Tusk et le Vice‐président du Conseil des ministres qui s’occupe de cette fonction. Pour autant, Hanna Trojanowska a été la personne en charge de la préparation du PPEJ – Le programme d’énergie nucléaire en Pologne qui a été voté le 28 janvier 201456. Le PPEJ doit être considéré comme un programme de développement et sa préparation par le Ministère de l'Économie (MG) est l'accomplissement d'une obligation imposée par l'article 108a alinéa 1
53 http://www.atom.edu.pl/index.php/ej‐w‐polsce/wczoraj/ej‐zarnowiec.html 54 http://energetyka.wnp.pl/budzanowski‐zatrzymanie‐zarnowca‐bylo‐fundamentalnym‐bledem,167522_1_0_0.html 55 La Politique Énergétique Polonaise – 2030 a été voté le 10 novembre 2009 par le Conseil des Ministres 56 La version anglaise ‐ http://www.mg.gov.pl/files/upload/10960/PPEJ%20eng.2014.docx
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de la loi sur l’énergie atomique ‐ Loi atomique57. C’est aussi le premier document complet relatif à l'énergie nucléaire en Pologne. Il présente la portée et la structure des mesures à prendre en compte pour mettre en œuvre l'énergie nucléaire, pour assurer un fonctionnement sûr et efficace des installations nucléaires, pour protéger le démantèlement et la fin de vie de la centrale et pour garantir la sécurité du combustible usé et des déchets radioactifs. Le document reste en vigueur pendant la période 2014‐2024, mais il contient aussi des actions prévues pour 2030. Il devrait être actualisé tous les 4 ans. Le PPEJ prévoit le choix de la localisation et la conclusion d'un contrat de fourniture de la technologie pour la première centrale à la fin de 2016. Le programme précise que la Pologne est intéressée seulement par la 3ème génération de réacteurs nucléaires. La construction devrait donc commencer en 2019. Le PPEJ envisage le lancement du premier bloc de la première centrale nucléaire d'ici la fin de l’année 2024. Il s’agit de quatre étapes : I Étape – 01.01.2014 – 31.12.2016 – le choix de la localisation et de la technologie ; II Étape – 01.01.2017 – 31.12.2018 – le projet technique et les décisions/opinions ; III Étape – 01.01.2019 – 31.12.2024 – le permis de construire et la construction ; IV Étape – 01.01.2025 – 31.12.2030 – la fin de la construction (le début de la construction d’une seconde centrale).
PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. via sa filiale PGE EJ1 est désignée comme la société responsable de la construction de la première centrale nucléaire. En juillet 2014, la société anglaise AMEC a été choisie comme l’ingénieur du contrat (owner’s engineer) afin de conseiller, de soutenir et d’aider le pays dans le choix de la technologie. Parmi les emplacements figurant sur la courte liste des localisations, deux communes Żarnowiec et Choczewo en Poméranie sont considérées comme sérieuses. La société WorleyParsons a été choisie en janvier 2014 afin de vérifier et contrôler des localisations et pour effectuer les études environnementales. De plus, le 3 septembre 2014, trois entreprises énergétiques polonaises Tauron, Enea et KGHM ont signé l’accord avec PGE EJ1 pour acquérir 30% des actions dans le projet nucléaire polonais. La condition préalable de cette acquisition était l’autorisation de l’institution UOKiK qui a été attribuée le 9 octobre 201458. 70% des actions restent dans la gestion de PGE EJ1 qui cherchera un investisseur étranger.
57 Ustawa z dnia 6 grudnia 2006 r. o zasadach prowadzenia polityki rozwoju (Dz. U. z 2009 r. Nr 84, poz. 712, z poźn. zm.) 58 http://cire.pl/item,100083,1,0,0,0,0,0,zgoda‐uokik‐na‐jadrowa‐spolke.html
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Figure 34 ‐ Les centrales nucléaires en Europe et les projets européens – Source : http://www.nuclear‐transparency‐
watch.eu
Selon le nouveau sondage fait par l’institut PISM59 et publié en septembre 2014
environ 64% personnes se déclarent d’accord pour la production d’électricité à la base d’énergie nucléaire.
Nous constatons que le programme nucléaire polonais est bien avancé et l’actuel projet pourrait se traduire par un succès. En analysant la carte d’Europe, nous voyons qu’à moins de 300km des frontières de la Pologne il existe aujourd’hui 8 centrales nucléaires avec 23 réacteurs. La Pologne pourrait bientôt rejoindre ce groupe.
II. L'essentiel sur les réacteurs nucléaires60
L’électricité « nucléaire » est considérée comme complexe, mais dans son principe elle ne diffère pas de l’électricité au « charbon ». Il s’agit seulement d’une autre source de chaleur. Les centrales thermiques classiques brulent le charbon qui chauffe l’eau. Elle se transforme en vapeur qui entraîne la turbine. Dans les centrales nucléaires, durant la réaction de fission, le neutron divise l'atome d'uranium en libérant les nouveaux neutrons qui peuvent à leur tour engendrer une division d'autres atomes (la réaction en chaîne)61. Cette réaction produit beaucoup de chaleur qui est récupérée par l’eau jouant aussi le rôle de modérateur). En chauffant l’eau, elle se transforme en vapeur qui entraîne la turbine couplée à un alternateur qui transforme cette chaleur en électricité (le modérateur est constitué d'eau et le fluide caloporteur d'eau pressurisée).
59http://www.pap.pl/palio/html.run?_Instance=cms_www.pap.pl&_PageID=1&s=infopakiet&dz=gospodarka&idNewsComp=&filename=&idnews=176621&data=&status=biezace&_CheckSum=353489190 60 La partie rédigée selon les informations publiée officiellement par CEA 61 Selon la CEA ‐ Dans un réacteur, le contrôle permanent de la réaction en chaîne est assuré grâce à des “barres de commande”, également appelées “barres de contrôle”, absorbantes de neutrons qui sont, par exemple, à base de bore.
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II. 1. Les réacteurs nucléaires
Le premier réacteur nucléaire a été construit par Enrico Fermi aux États‐Unis en 1942. Il est connu sous le nom de « pile de Fermi » et était doté d’une puissance de 0,5 watt. En France, Le premier réacteur nucléaire appelée « pile Zoé » a été construit par le CEA au centre d’études de Fontenay‐aux‐Roses en 1948. Il était quant à lui doté d’une puissance de 150kW. A. L'essentiel sur les filières de réacteurs nucléaires
Le CEA explique que la notion de « filière » est « distincte de celle de « génération » qui correspond à des progrès majeurs en termes de sûreté de fonctionnement, de sécurité et d’économie du combustible ou encore de compétitivité »62. Les filières se différencient par des choix d’options technologiques, principalement en termes de type de combustible, de fluide caloporteur ou de modérateur. Elles restent aussi connectées avec le progrès dans les technologies, car l’avancement des travaux dans l’enrichissement de l’uranium a permis l’évolution de nouvelles filières fonctionnant à l’uranium enrichi. Filière Combustible Modérateur Caloporteur
RBMK Uranium faiblement enrichi Graphite Eau
UNGG Uranium naturel Graphite Gaz
Candu Uranium naturel Eau lourde Eau lourde ou légère
REP et REB
Uranium enrichi Eau légère Eau légère sous pression ou bouillante
RNR Uranium enrichi, naturel, de recyclage, plutonium
Aucun Métal ou gaz
Figure 35 ‐ Les filières de réacteurs actuellement en service dans le monde et leurs critères de classement – Source : CEA
La Figure 35 reprend les filières de réacteurs actuellement en service dans le monde63.
Nous avons donc la filière de réacteurs RBMK (Reactor Bolchoie Molchnastie Kipiachié) modérés au graphite et refroidis à l’eau. La filière de réacteurs UNGG (Uranium naturel graphite gaz) qui sont modérés au graphite et refroidis au gaz. La filière de réacteurs Candu (CANada Deuterium Uranium) qui est aujourd’hui la seule filière de réacteurs de 1ère génération qui continue à être commercialisée. Notons aussi la filière de réacteurs à neutrons rapides (RNR) dont leur cœur ne doit pas être modéré, filière à eau bouillante (REB) et à eau sous pression (REP) qui représente 85 % de la puissance installée à travers le monde. La nouvelle technologie de réacteur français EPR pour European Pressurized Reactor fait aussi partie de cette filière de réacteur à eau sous pression. B. L'essentiel sur les générations de réacteurs nucléaires
Comme nous venons de le souligner, le secteur nucléaire fait la distinction entre la notion de « génération » et la notion « filières technologiques ». Pour simplifier, il nous faut
62 http://www.cea.fr/ 63 http://www.cea.fr/jeunes/themes/l‐energie‐nucleaire/l‐essentiel‐sur‐les‐filieres‐de‐reacteurs‐nuc
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dire que la génération comprend les différentes technologies de réacteurs qui se traduisent par des critères d’exigences spécifiques pour chaque période.
Figure 36 ‐ Les générations de réacteurs nucléaires – Source : CEA
Les générations dépendent en général de la période de construction. La Figure 36 faite par le CEA propose un schéma chronologique. Nous avons donc tout d’abord les réacteurs de la 1ère génération dont nous mettons les prototypes et les premiers réacteurs industriels. Il s’agit en général de réacteurs mis au point dans les années 1950 et 1960 et entrés en service avant les années 1970 parmi Magnox (Grande‐Bretagne), UNGG, HWGCR, Chooz A (France). Les réacteurs qui ont été construits à partir des années 1970 concernent les réacteurs nucléaires de 2ème génération. « La majorité des réacteurs actuellement en exploitation dans le monde sont des réacteurs de génération 2. En France, il s’agit principalement de filière à eau sous pression, une technologie américaine adaptée par EDF »64. Le retour d'expérience des précédentes générations et surtout les accidents de la centrale de Three Mile Island (États‐Unis) en 1979 et de la centrale de Tchernobyl (Ukraine) en 1986, mais aussi des attentats du 11 septembre 2001 ont été pris en considération dans les schémas des nouveaux réacteurs. Grâce à leurs niveaux de sûreté et de sécurité supérieurs, ils sont appelés réacteurs nucléaires de 3ème génération. Les projets actuels considèrent également le retour d'expérience après l'accident de Fukushima en 2011. Les réacteurs dits de 3ème génération sont l’EPR (European Pressurized Reactor) français, l’AP1000 (Advanced Pressurized de 1 000 MW) américano‐japonais et l’AES 2006, dernier modèle de 1 200 MW du VVER russe. En ce qui concerne la 4ème génération, elle comprend les réacteurs actuellement en phase de la conception qui pourraient être construits à l’horizon 2040‐2050. L’État français a mandaté le CEA afin d’étudier la conception d’un réacteur de 4ème génération en 200665.
64 http://www.cea.fr/jeunes/themes/l‐energie‐nucleaire/l‐essentiel‐sur‐les‐generations‐de‐reacteurs‐nu dont AGR : Réacteur avancé au gaz, RBMK : Réacteur à eau bouillante, modéré au graphite, de conception soviétique, REB : Réacteur à eau bouillante, PHWR : Réacteur à eau lourde pressurisée, REP ou PWR : Réacteur à eau pressurisée (REP), WWER : Réacteur à eau pressurisée de conception soviétique, CANDU : Réacteur nucléaire à l’uranium naturel à eau lourde conçu au Canada 65 Ibid.
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II. 2. EPR ‐ Les aspects techniques de la sûreté et la protection de l’environnement renforcée
Le nouveau réacteur EPR a été développé en France par EDF, en partenariat avec d’autres industriels (Areva, Simens) en 1990. Nous concentrerons sur les aspects techniques de la sûreté et la protection de l’environnement renforcée du réacteur EPR.
Le réacteur EPR est présenté comme une des technologies assurant un très haut niveau de sûreté. Selon Areva66, « le réacteur EPR comprend 4 sous‐systèmes de sûreté distincts, appelés « trains de sureté » et situés dans 4 divisions différentes » (Figure 37). Dans les cas de panne dus à des causes extérieures (cas de Fukushima en 2011) le réacteur EPR est capable à fonctionner de façon autonome. Cela est assuré par le système d’alimentation d’urgence sur site et plus précisément par quatre générateurs diesel qui peuvent alimenter chacune des divisions de sûreté pendant 72 heures. De plus, le système d’urgence est complété par un système d’alimentation distinct de deux générateurs de secours capable de fournir de l’électricité pendant 24 heures. Areva souligne aussi le fait que, « la piscine à combustible est située à l’extérieur du bâtiment réacteur, dans une structure séparée, protégée par une double coque de béton ».
Figure 37 ‐ Le réacteur EPR – Source : EDF ‐ Note d'information EPR 2013
EDF, de son côté67, insiste sur la protection de l’environnement renforcée parce que l’énergie nucléaire permet de produire de l’électricité non émettrice de gaz à effet de serre (indirectement). Cette 3e génération produit 30 % de déchets radioactifs, car elle permet de réduire de 17% la consommation de combustible, par rapport aux réacteurs de 1 300 MW. EDF le présente comme le réacteur le plus puissant au monde (1 650 MW, contre 1 500 MW pour les plus récents). Son rendement a été amélioré et la production annuelle d'électricité augmentera de 36 % par rapport aux réacteurs actuels. Le réacteur français est prévu pour la durée de fonctionnement d’environ 60 ans avec un taux de disponibilité de 91 %. Le rendement énergétique global annoncé par Areva est de 37% (contre 33% pour les réacteurs de génération précédente).
66 http://www.areva.com/FR/activites‐1733/reacteur‐epr‐certification‐et‐projets‐en‐cours.html 67 EDF ‐ Note d'information EPR 2013
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Actuellement, quatre réacteurs de type EPR sont en cours de construction dans le monde68 : ‐ Le producteur d’électricité finlandais Teollisuuden Voima Oyj (TVO) a signé un contrat clé
en main avec le consortium AREVA‐Siemens69 (futur exploitant : TVO) ; ‐ La construction par EDF en France sur le site de Flamanville70 (futur exploitant : EDF) ; ‐ Le China Guangdong Nuclear Power Group a signé un contrat pour la fourniture de deux
EPR sur le nouveau site de Taishan en Chine71 (futur exploitant : China Guangdong Nuclear Power Corp). EDF détient 30% de la société propriétaire‐exploitant. Areva est chargé de la fourniture de l’îlot nucléaire
La technologie nucléaire est aujourd’hui majeure et garantit des conditions de sécurité
et de sûreté optimales. Les chiffres actuels, 437 réacteurs en exploitation, 72 en chantier dans le monde en 201372 et 45 pays intéressés l'énergie nucléaire73, doivent être considérés comme un bilan positif du secteur.
68 http://www.areva.com/FR/activites‐1733/reacteur‐epr‐certification‐et‐projets‐en‐cours.html 69 L’autorisation de construction a été obtenue en février 2005 70 L’autorisation de construction a été accordée le 10 avril 2007 71 L’autorisation de construction a été délivrée en août 2009 72 IAEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2013, 31 juillet 2013. 73 http://www.world‐nuclear.org/info/Country‐Profiles/Others/Emerging‐Nuclear‐Energy‐Countries/
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IIIe Partie – Le choix de la solution optimale du mix énergétique polonais à l’horizon 2030 (perspective 2050)
Les prévisions sont toujours incertaines en particulier celles de long terme qui sont les plus discutables et les plus critiquables, car elles ne reflètent pas souvent une réalité pratique. En analysant le sujet du rapport et les documents existants et en délimitant la période des prévisions, nous avons voulu suivre le programme national le plus actuel (le PPEJ) ce qui est aussi, l’objectif du stage. De plus nous n’avons pas prévu que le Ministère de l’Économie serait en cours de préparation de son bilan de la Politique Énergétique Polonaise – 2030, l’analyse KAPE ‐ Les prévisions de la demande de carburant et d'énergie en 2050 (confidentiel) et surtout le projet de la Politique Énergétique Polonaise – 2050, pendant mon stage. La publication inattendue et rapide de ces nouveaux documents le 14 août 2014 a permis tout d’abord, de clarifier la situation des prévisions du mix énergétique polonais, mais aussi de confirmer le choix de 2030 comme étant la période de prévision optimale. En même temps, il est indispensable de prendre en compte les prévisions et les stratégies officielles de la Pologne. C’est la raison pour laquelle et en respectant l’art 15 de la loi ‐ Loi atomique polonaise (la période minimum d’analyse étant de 20 ans), nous analysons le mix énergétique à l’horizon 2050.
I. Les circonstances pour le développement du secteur de l'énergie
La problématique du mix énergétique en Pologne a été récemment et profondément analysée dans les différents rapports et études. I. 1. Le contexte de prévisions A. La base d’études et de rapports
En analysant le sujet, nous avons pris en comptes plusieurs documents importants parmi ceux qui ont été utilisés par le Ministère de l’Économie dans ses analyses. Tout d’abord, considérons le rapport fait par KPRM, le bureau des analyses de la Chancellerie du Président du Conseil des ministres, sur le Modèle optimal pour le mix énergétique polonais à l’horizon 2060 du 12 novembre 2013. Nous avons regardé l’étude riche d’AGH – ISE sur Le charbon polonais pour l’énergie dans la perspective de 2050 ‐ l'analyse de scénarios qui comprend analyse des 16 scénarios possibles et qui a été profondément étudiée par le Ministère de l’Économie. Nous avons analysé L’actualisation des prévisions de la demande de l’énergie jusqu’en 2030 qui a été faite par ARE en 2013 et qui a été utilisée dans le Programme PPEJ. Nous avons également considérer les analyses de l’Institut WISE, L'intérêt polonais. Comment utiliser la politique énergétique et climatique de l'UE pour soutenir le développement de la Pologne jusqu'en 2030? qui s’inscrit dans le projet Low‐Emission Poland 2050. Comme nous l’avons déjà souligné, la base des documents a été récemment enrichie par le Ministère de l’Économie dans son bilan de la Politique Énergétique Polonaise – 2030 et le projet de la Politique Énergétique Polonaise – 2050, mais surtout par l’analyse KAPE (commandée par le Ministère de l’Économie) sur les prévisions de la demande de carburant et d'énergie en 2050 (confidentiel). Le dernier document en date est une étude d’Ernst &
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Young Polska sur Le mix énergétique polonais potentiel en 2030 à la lumière des conditions internes et externes. Le rapport a été publié en septembre 2014 et ses analyses constituaient précisément l’objet du stage. B. Les résultats de ces analyses et les hypothèses
Toutes les études et tous les rapports analysés durant la période du stage oscillent autour
d’hypothèses similaires et d’objectifs comparables. Cependant, nous préférons prendre en compte plusieurs hypothèses de nature stratégique qui ont été proposées dans les analyses faites par KAPE, car selon les documents présentés par le Ministère de l’Économie le 14 août 2014, les analyses KAPE construiront la base de la nouvelle politique énergétique polonaise.
La pression internationale pour réduire les émissions de gaz à effet de serre sera maintenue et la politique climatique européenne sera poursuivie, y compris par le maintien de l’UE ETS et de l'augmentation progressive du prix des quotas d'émission de CO2 ;
Les sources d’énergie renouvelables seront présentes dans le bilan énergétique du pays et les objectifs ENR de 2020 seront maintenus jusqu’à 2050 ;
La politique visant à améliorer l'efficacité énergétique de l'économie sera poursuivie permettant ainsi de réduire l’intensité énergétique ;
Le développement des marchés européens de l'énergie et de l'infrastructure de transmission pour assurer la stabilité de l'approvisionnement et la diversification (particulier le gaz naturel) sera assuré ;
Il n'y aura pas des changements importants dans la structure de taxation de l'énergie. Le programme nucléaire polonais (PPEJ) sera réalisé (6GW), avec la possibilité de poursuivre le développement de l'énergie nucléaire après 2035 (si la construction de nouvelles centrales reste juridiquement et économique rentable) ;
Les réglementations environnementales actuelles seront mises en œuvre, en particulier celles concernant la limitation des émissions de SOx, de NOx et des poussières respirables dans le secteur de l'énergie.
Nous pourrions ajouter aussi d’autres hypothèses comme :
La disponibilité du charbon noir, du pétrole, du gaz naturel et du combustible nucléaire sur les marchés mondiaux permettant d’assurer la demande de ces carburants grâce aux importations ;
Les retardements dans les analyses des gisements du gaz de schiste pouvant limiter sa production sur la période analysée.
I. 2. Les perspectives énergétiques du secteur énergétique en Pologne A. Plusieurs hypothèses socio‐économiques
25 ans après le début de la transformation polonaise et dans un contexte de croissance économique, la société polonaise a commencé aujourd’hui à vieillir. La crise démographique européenne s’implante aussi en Pologne. Les rapports reprennent à l'unanimité les analyses de l’agence GUS ou d’Eurostat concernant la population en Pologne
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jusqu’à 2030. L’étude KAPE se réfère aussi à l’agence GUS et Eurostat en appliquant le modèle de l’Institut WISE pour estimer la population en à l’horizon 2050 (Figure 38).
An 2010 2020 2030 2040 2050
La population, M 38,3 38,4 37,8 36,4 34,9Figure 38 ‐ La population en Pologne en à l’horizon 2050 – Source : KAPE (2014)
Nous constatons la diminution systématique de la population polonaise à 37,8 M en 2030 et à 34,9 M en 2050. En même temps, le Ministre des Finances et l’étude KAPE estiment l’augmentation stable de la croissance économique et le PKB au niveau 3,1% pour la période 2010‐2030 (Figure 39) et 2,4% pour la période 2010‐2050.
2010‐15 2016‐20 2020‐30 2030‐40 2040‐50 2010‐30 2010‐50
PKB 2,8% 4,0% 2,9% 2,5% 1,0% 3,1% 2,4%
PKB per capita 2,9% 3,9% 3,0% 2,9% 1,4% 3,2% 2,7% Figure 39 ‐ PKB, PKB per capita – Source : MF (2013) et KAPE (2014)
B. Les hypothèses sur les prix des matières premières et les prix des émissions de CO2
Comme nous l’avons démontré, la matière première la plus importante pour le secteur de l’énergie polonaise est bien sûr le charbon et plus précisément le charbon noir. Le prix moyen de la vente du charbon noir en 2014 est au niveau 270,7 PLN/t et le coût de la production en 2013 de 319,7 PLN/t74 (Figure 24). Comme la plupart des matières premières sont importées, il nous faut regarder les prévisions de leurs prix (Figure 40).
L’unité 2010 2015 2020 2030 2040 2050
Le charbon noir USD’10/t 107 97 100 104 104 104
USD’10/GJ 3,6 3,3 3,4 3,5 3,5 3,5
Le gaz USD’10/1000m3 365 348 331 342 364 388
USD’10/GJ 10,4 9,9 9,4 9,7 10,4 11,1
Le combustible nucléaire USD’10/GJ 0,6 0,6 0,7 0,7 0,8 1,1
Le pétrole USD’10/boe75 83 105 106 114 128 143 Figure 40 ‐ Les prix des matières premières importés en Pologne – Source : KAPE (2014)
L’étude KAPE précise que le coût de la production du lignite à partir des nouvelles mines sera d’environ 7 PLN/GJ et la production de la biomasse à 25 PL/GJ. Le rapport envisage que le prix du charbon noir et du pétrole sera comparable avec le prix moyen prévu dans l’étude de l’OCDE New Policies Scenario76. En ce qui concerne le combustible nucléaire, les auteurs prennent en compte l’augmentation probable de la demande mondiale. Malgré cette augmentation, les prévisions des prix du nucléaire restent raisonnables et acceptables. Le point décisif pour la Pologne est évidemment les prix des émissions de CO2. L’analyse globale des tous les scénarios présentés dans tous les rapports et études montre qu’il est une variable cruciale pour les prévisions. Son augmentation met toute de suite en question les projets des installations polluantes, dont le lignite et le charbon noir.
74 Selon l’agence GUS et le Ministère de l’Économie – 2014 75 Barrel of oil equivalent 76 WEO 2013
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L’unité 2010 2015 2020 2030 2040 2050
Le prix EUR’10/tCO2 14,6 8,5 12,5 25 35 45 Figure 41 ‐ Les prix des émissions de CO2 – Source : KAPE (2014)
L’étude KAPE (Figure 41) envisage l’augmentation progressive des prix des émissions de CO2, même si ce dernier reste peu onéreux. Son niveau commence à augmenter de manière significative à partir de 2030 seulement. Nous pouvons donc dire que les prévisions suivent les tendances actuellement présentes sur le marché. L’étude AGH‐ISE (Figure 42) est encore plus sceptique dans son scénario de référence. Elle envisage environ 21 EUR’11/tCO2 en 2050 et elle compare ses résultats avec l’étude KPRM et son scénario CO2 élevé où les prix augmentent de manière plus agressive, 51,21 EUR’11/tCO2.
Le scénario 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
EUR’11/tCO2 Référence 10 15,12 15,12 17,07 18,04 18,02 20 21,21
EUR’11/tCO2 CO2 élevé 10 15,12 23,17 32,19 40,24 49,26 50,24 51,21 Figure 42 ‐ Les prix des émissions de CO2 – Source : AGH‐ISE (2013) et KPRM (2013)
« Nous constatons rapidement que le premier défi du secteur polonais de l’énergie, c’est la politique climatique européenne qui, par son intensification, peut affecter directement la position des matières premières et l'énergie ‐ y compris le charbon comme le combustible principal utilisé dans la production d'électricité et, par conséquent, l'ensemble de l'économie polonaise »77. C. La disponibilité des matières premières polonaises
Les perspectives du secteur de l'énergie polonais ont été profondément analysées dans la Partie I du rapport section II. Le bilan reste positif et la Pologne dispose de ressources et de réserves importantes de charbon, dont le lignite et le charbon noir. Comme nous l’avons précisé, l’ensemble du secteur minier attend la réorganisation intense promise pour faire face à la diminution du prix du charbon importé. De plus, les experts soulignent l’importance d’effectuer la vérification des gisements du point vu économique, car aucune étude de ce type n’a été faite. Les négociations entre le gouvernement et les syndicats miniers sont continuellement en cours et nous ne pouvons pas analyser de nouvelles idées concernant la restructuration.
Les secteurs du gaz naturel et du pétrole se portent également bien. Les investissements actuellement en cours permettent de diversifier les importations des matières premières. En même temps, le Président de la Commission de Régulation de l'Energie en Pologne (URE) a validé le 7 septembre 201478 le plan d’investissements de l’opérateur PSE pour la période 2014‐2023 concernant le développent du réseau du gaz en Pologne. L’opérateur PSE construira environ 2000km de nouveaux gazoducs afin d’augmenter la flexibilité de transfert du gaz. De son côté, le développement du secteur du gaz non conventionnel devrait être critiqué. Le nombre de forages et la recherche sont insuffisants pour au minimum vérifier l’état et le lieu des gisements. La politique nationale n’arrive pas à attirer et à solliciter de potentiels investisseurs.
77 SIKORA Andrzej, « Dlaczego wegiel w Polsce bedzie glownym surowcem energetycznym do 2050 ? », Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” – PAN, Warszawa 2014. 78 http://www.wnp.pl/wiadomosci/inwestycje‐ktorych‐nie‐widac,233408.html
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Nous devons ici signaler les considérations relatives aux réserves d’uranium en Pologne. La recherche a commencé en 194879 et des ressources ont été retrouvées dans le gisement Rajsk dans les années 1967‐1976. Elles ont été estimées à 5 320 tonnes80. Cependant, en l’absence de documents récents, il est difficile de confirmer cette hypothèse d’autant que d’après l’étude des données géologiques en 2009‐2010, la Pologne ne disposerait pas de ressources qui pourraient être exploitées dans les conditions de marché actuelles81. L’explication est logique, l’état actuel du marché permet d’importer l’uranium au prix concurrentiel. Il nous faut noter que les rapports soulignent à l'unanimité que les changements sur le marché et la volonté politique poussent la production nationale d’uranium.
L’étude KAPE précise le potentiel national a été évaluée en se basant sur le rapport AGH‐ISE (Figure 43).
L’unité 2010 2015 2020 2030 2040 2050
Le charbon noir (mines existantes) Mt 76 78 78 62 53 30
Mtep 60 62 62 50 43 25
Le lignite (mines existantes) Mt 62 62 62 62 62 62
Mtep 13 13 13 12 3 1
Le gaz naturel Md m3 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5
Mtep 4 4 4 4 4 4
Le pétrole Mtep 0,0 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6
Le charbon noir (mines nouvelles) Mt 8 9 23 24 23
Mtep 6 6 16 17 17
Le lignite (mines nouvelles) Mt 0 4 28 46 46
Mtep 0 1 6 10 10
Figure 43 ‐ Le potentiel national des matières premières – Source : AGH‐ISE (2013) et KAPE (2013) Il est à noter que l’étude KAPE conditionne d’une part, le lancement de la nouvelle mine à ciel ouvert prévue et dotée d’une nouvelle capacité de production à base de lignite, et d’autre part, le développement des nouvelles mines de charbon noir ouvertes uniquement en l'absence de couverture de la demande nationale par des infrastructures minières actuelles. Elle ne prend pas en compte le pétrole non conventionnel et le gaz non conventionnel. Nous constatons aussi que l’étude n’envisage pas des problèmes dans les importations des matières premières. La disponibilité des matières premières en Pologne ne pose pas de problèmes du point vu de la sécurité. Dans le cas d’une situation normale et stable sur les marchés mondiaux, les approvisionnements en gaz et en pétrole peuvent être assurés. Le point important est le charbon. Les gisements actuellement en fonctionnement devront être exploités ce qui permettra de réduire la production de charbon dans le temps. La question qui se pose
79 IAEA ‐ Uranium: Resources, Production and Demand (The Red Book) – 2014 80 Ibid. 81 Ibid.
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concerne ainsi la stratégie nationale et le choix politique de construire ou pas de nouvelles mines. D. Le plan de liquidation des anciennes centrales d'électricité et la nouvelle capacité prévue
Nous rappelons que l’analyse AGH‐ISE82 estime l’écart à environ 12 GW entre les anciennes et les nouvelles centrales électrique. Les prévisions du Ministère de l’Économie faites en 2012 par EM&CA83 estiment l’écart entre 12,3 GW à 14,3 GW jusqu’à 2030. L’analyse de KAPE et l’institut WISE estime que 6 GW de la capacité existante seront retirés du système jusqu’à 2020 et encore (environ) 5 GW dans la prochaine 10 ans (Figure 26). Il faut noter que la plupart des unités de puissance en fonction aujourd'hui vont disparaître dans les années 2030‐2040 (Figure 27). En comparant ces différents scénarios de liquidation, nous constatons que plusieurs hypothèses sont toujours envisageables. Une situation similaire concerne la construction de la nouvelle capacité. Nous préférons se référer à l’étude Ernst & Young Polska selon laquelle, l'échelle des arrêts des centrales planifiés actuellement en exploitation et la progression relativement faible dans la construction des nouvelles capacités dans le système entraînera un risque de déficit estimé à environ 8 GW.
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050Le lignite (centrales
existantes) 8750 9350 7557 7557 6617 1332 1332 1332 1332
Le lignite (nouvelle centrales)
0 0 450 450 450 450 450 450 450
Le charbon noir (centrales existantes)
159111 159111 12388 12388 9431 2611 766 766 766
Le charbon noir (nouvelle centrales)
0 0 3000 3000 4000 4500 125000 125000 125000
La cogénération (centrales
existantes)
5282 5274 4565 4365 3409 1666 1266 362 362
La cogénération (nouvelle centrales)
0 0 923 1360 3029 5402 5760 7197 6783
Le gaz (actuel) 0 0 0 0 0 3000 6500 6500 6500Le gaz (elektrocieplownia) 906 1464 2988 3007 3301 3395 2663 3994 2952
L’énergie nucléaire 0 0 0 1500 3000 6000 6000 6000 6000L’hydraulique (grande) 1696 1696 1696 1696 1696 1696 1696 1696 1696L’hydraulique (petite) 650 670 700 725 750 775 800 800 800
La biomasse 325 530 530 530 530 530 205 0 0Le biogaz 102 140 360 800 1400 1500 1600 1700 1800L’éolien 1800 3050 7050 9800 13500 18000 19000 20000 21000
PV 1 25 175 600 2426 4213 7149 10723 15830Autres 582 582 472 372 272 172 72 72 72Total 36005 37692 42854 48151 54293 63242 67759 74092 78843Figure 44 ‐ La puissance installée de production d'électricité par la technologie [MW] – Source : KAPE
Comparons ces estimations avec les résultats de la puissance installée de production
d'électricité par la technologie présentée par l’agence KAPE (Figure 44). Nous constatons toute de suite l’impact du nouveau 4GW dans les centrales au charbon noir et l’augmentation
82 Ibid. 83 Le rapport sur la sécurité de l'approvisionnement en électricité – 2013
51
Master EDDEE – Stage EDF
énorme et peu probable des parcs éoliens (13,5GW) en 2030. Les résultats en 2050 se présentent comme impossibles à réaliser et peuvent être considérés seulement comme un résultat purement théorique. En utilisant ces données (Figure 44), nous essayons de démontrer ci‐après les difficultés qui attendent les autorités polonaises, mais surtout le système énergétique polonais sous ces hypothèses. E. La politique climatique UE
L'UE est sur la bonne voie pour atteindre ses objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre prévus par le Protocole de Kyoto et à l'horizon 202084. De plus, la Commission européenne a publié son premier Rapport sur les progrès des énergies renouvelables dans le cadre de la directive de 2009 sur les énergies renouvelables le 27 mars 2013. « Les chiffres de 2010 indiquent que l'UE dans son ensemble est sur la bonne voie en ce qui concerne les objectifs en matière d'énergie renouvelable fixés pour 2020 et que les énergies renouvelables représentent déjà 12,7% »85. En analysant les informations (Figure 45 et Figure 46), nous constatons que la Pologne est elle aussi sur la bonne voie.
Figure 45 ‐ 2020 GES objectifs de réduction des émissions dans les non‐EU ETS secteurs – Source : E&Y (2014)
84 EC Report of 9 October 2013, Progress Towards Achieving the Kyoto and EU 2020 Objectives, COM(2013) 698 final 85 http://ec.europa.eu/energy/renewables/reports/reports_fr.htm
52
Master EDDEE – Stage EDF
Figure 46 ‐ Les objectifs de la part des ENR dans la consommation d'énergie dans l'UE‐28 – Source : E&Y
Le contexte de la politique climatique de l’Union européenne est actuellement en
cours de négociation. La Commission européenne a présenté le 22 janvier 2014 le nouveau paquet « énergie climat » à l’horizon 203086. Ce paquet prévoit la réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% par rapport aux émissions de 1990 (43% /2005 pour les secteurs ETS ; 30% /2005 pour les secteurs non ETS) avec un objectif contraignant pour l’ensemble de l’Union (et non plus par Etats) d’atteindre au minimum 27% d’énergies renouvelables dans le mix énergétique. L’étude Ernst & Young Polska rappelle que l’analyse CCPA87 publiée par le Ministère de l'Économie en mai 2014 montre que le nouveau paquet n'affecte pas tous les États membres de manière égale et son exécution sera plus difficile pour les Etats dont l'économie est plus dynamique avec la part importante du secteur de l'énergie et les industries à forte intensité énergétique. Selon euractiv, « la France et l’Allemagne ont insisté en marge du Conseil européen du 30 août pour qu’Herman van Rampuy, le président en exercice du Conseil, s’engage pour que la position européenne sur le Paquet climat 2030 soit fixée lors du prochain conseil européen, les 23 et 24 octobre prochain à Bruxelles »88. Les États membres s’attendent à des négociations difficiles, mais il est probable que les objectifs présentés en janvier 2014 seront modifiés. I. 3. Les technologies prises en compte dans le rapport
En vertu de l’ensemble des rapports et études, nous observons la concordance entre les différents auteurs. Ils ont décidé de ne pas analyser les technologies industriellement non utilisables pour l’instant. La technologie CCS est sans doute intéressante, mais elle reste toujours en phase de test et n’a pas vu jusqu’à présent d’application industrielle concrète. Pour la même raison, les études n’ont pas pris en compte la technologie SMR. Comme nous l’avons déjà souligné, la technologie nucléaire autre que la génération 3 n’est pas envisagée
86 Communication from the European Commission of 22 January 2014: A policy framework for climate and energy in the period from 2020 to 2030, COM(2014) 15 final 87 Economic effects of the proposed 2030 climate and energy policy framework on Poland and other EU regions. Results based on the PLACE global CGE model., Center for Climate Policy Analysis, Warsaw April 2014 88 http://www.euractiv.fr/sections/developpement‐durable/la‐nomination‐de‐donald‐tusk‐fragilise‐la‐position‐climat‐de‐lue
53
Master EDDEE – Stage EDF
par le PPEJ. Les différents auteurs soulignent aussi l’importance des ressources en gaz de schistes, mais ils restent d’accord sur le fait que l’état actuel de la recherche en Pologne ne permet pas d’envisager sa production. Nous profitons de ce paragraphe pour présenter la liste complète des paramètres techniques et économiques des technologies concernent les installations de production d'électricité qui ont été utilisés dans les analyses KAPE (Figure 47).
La durée de la vie
Les dépenses d'investissement
Taux de croissance annuel composé
Les charges d'exploitation constante
Les charges d'exploitation
variables
Le rendement
Le temps de production
An millePLN’10 /MW CAGR 2010‐2050
millePLN’10 /MW PLN’10 /MW % h/an
Lignite ‐ PL 45 7000 ‐0,2% 124 12 46 7884
Ch. noir ‐ PC 40 6200 ‐0,2% 113 10 46 7884
Ch. noir ‐ IGCC 45 7750 ‐0,2% 113 10 49 7884
Ch. noir ‐ CHP 40 8900 0,0% 159 12 44 3942
Gaz ‐ TG 30 3000 0,0% 87 6 44 7008
Gaz ‐ GTCC 30 4000 0,0% 87 6 58 7008
Gaz – GTCC/CHP
30 4000 0,0% 159 6 58 3942
Nucléaire 60 18450 0,0% 287 4 36 7884
Éolienne 20 5500 ‐0,4% 200 0 100 2409
Éolienne offshore
20 12300 ‐1,1% 600 0 100 3679
PV 20 5945 ‐1,8% 115 0 100 876
PV locale 20 7585 ‐1,8% 70 0 100 876
L’hydraulique (petite)
80 18000 0,0% 650 12 100 3942
Le biogaz 30 15000 ‐1,7% 800 8 48 7446
La biomasse ‐ CHP
30 10000 ‐0,2% 159 12 36 7446
Figure 47 – Les paramètres des nouvelles unités de production inclus dans les prévisions de KAPE 2014 (PLN’10)89
I. 4. La taille et la structure de la demande d'énergie primaire, finale et électrique
L’agence KAPE a été chargée directement par le Ministre de l’Économie pour évaluer la structure de la demande d’énergie à l’horizon 2050. A. La demande d'énergie primaire
Selon les résultats présentés par l’agence KAPE (Figure 48) la demande d’énergie primaire jusqu’en 2030 va se maintenir à un niveau de oscillant entre 102‐103 Mtep par an. Cependant, nous allons observer la probable diminution de la demande jusqu’en 2050 où elle devrait atteindre 87,9 Mtep. Nous comprenons ainsi que la variable cruciale prise en compte dans les prévisions est l’augmentation d’efficacité énergétique surtout dans le secteur du bâtiment ou du transport. Il nous faut souligner qu’en matière d'efficacité énergétique, la Pologne s'est fixé un objectif indicatif national de stabilisation de sa consommation d'énergie primaire au niveau de 96 Mtep en 2020. Pourtant, les prévisions de l’agence KAPE l’estiment environ 102,5 Mtep.
89 Modele POESSIA, WISE (2013), DECC (2012), DAS KPRM (2013), GIPH (2013), IEO (2013), MAE (2010), MAE (2012), McKinsey (2009)
54
Master EDDEE – Stage EDF
An 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Le charbon noir 43,0 36,9 35,5 32,8 31,3 30,1 29,9 27,1 24,4
Le lignite 11,6 14,3 13,0 11,9 9,1 2,5 2,6 2,2 2,1
Le pétrole 26,5 25,4 27,2 27,5 26,9 25,1 23,4 22,3 21 ,5
Le gaz 12,8 14,1 15,2 15,3 15,2 16,1 16,1 15,8 15,5
ENR 7,3 9,2 12,0 12,6 14,0 14,6 14,1 13,8 137
Le nucléaire 0,0 0,0 0,0 2,8 5,6 10,8 10,9 10,6 10,3
Autres 0,6 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4
Totale 101,8 100,2 103,2 103,2 102,5 99,5 97,3 92,2 87,9 Figure 48 ‐ La demande d’énergie primaire jusqu’à 2050 [Mtep] – Source : KAPE (2014)
Ce qui changera le plus, c’est bien la structure de la demande d'énergie primaire (Figure 49). La part du charbon noir va progressivement diminuer, son rôle dans la satisfaction de la demande d'énergie primaire diminuant de 42% en 2010 à 28% en 2050. Avec l'épuisement des gisements déjà exploités de lignite et avec la baisse de la rentabilité relative des centrales à base de lignite, son rôle dans le mix énergétique polonais va lui aussi diminuer. Nous voyons rapidement que cette solution laisse envisager une augmentation du prix des émissions de CO2 et méconnait aussi le potentiel du charbon noir et du lignite polonais. Nous constatons qu’une partie de la place du charbon sera prise directement par les sources d'énergie renouvelable, mais aussi par le nucléaire qui sera le résultat du développement du programme nucléaire. L’agence KAPE envisage aussi que la part du gaz augmentera passant de 13% actuellement à 18% en 2050.
An 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Le charbon noir 42 37 34 32 31 30 31 29 28
Le lignite 11 14 13 12 9 3 3 2 2
Le pétrole 26 25 26 27 26 25 24 24 24
Le gaz 13 14 15 15 15 16 17 17 18
ENR 7 9 12 12 14 15 14 15 16
Le nucléaire 0 0 0 3 5 11 11 11 12
Autres 0,6 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 Figure 49 – La structure de la demande d’énergie primaire jusqu’à 2050 [%] – Source : KAPE (2014)
B. La demande d'énergie finale
La demande d’énergie finale changera aussi et la structure de la demande d’énergie finale selon les types restera en parfaite cohérence avec les prévisions estimant l’augmentation stable de la croissance économique et le PKB au niveau 3,1% pour la période 2010‐2030 (Figure 39) et 2,4% pour la période 2010‐2050. Nous observerons sans doute l’augmentation de la demande jusqu’en 2030 suivi d’un phénomène de saturation de la demande (Figure 50). L’agence KAPE prévoit que la Pologne restera un pays possédant un secteur industriel bien développé en 2050.
An 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
L’électricité 10,1 10,6 11,9 12,6 13,8 14,6 15,0 15,1 14,8
Le transport (carburant) 17,1 18,6 20,9 22,0 22,5 22,5 22,2 21,8 21,5
La chaleur et le froid 39,2 38,0 38,7 37,7 35,9 33,3 31,0 28,8 26,5
Totale 66,5 67,2 71,6 72,3 72,3 70,4 68,2 65,7 62,7 Figure 50 ‐ La structure de la demande d’énergie finale selon les types jusqu’à 2050 [Mtep] – Source : KAPE (2014)
55
Master EDDEE – Stage EDF
En conséquence, nous constatons des changements dans la structure de la demande d’énergie finale selon les sources. La structure de la demande augmentera pendant la période de développement et commencera à diminuer systématiquement (Figure 51). Un tel effet peut se aussi traduire par l’augmentation d’efficacité énergétique et le développement de technologies plus efficaces.
An 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Le charbon 13,4 12,2 11,9 11,2 10,5 9,9 9,4 8,6 7,8
Les produits pétroliers
20,6 21,5 21,7 21,4 20,8 19,3 17,9 17,0 16,3
Le gaz 9,4 9,3 9,5 9,4 9,1 8,9 8,7 8,3 7,7
L’électricité 10,2 10,6 11,9 12,6 13,8 14,6 15,0 15,1 14,8
La chaleur 7,0 7,2 7,7 7,7² 7,6 7,3 7,0 6,7 6,3
ENR 5,2 5,9 8,4 9,4 9, 9,7 9,5 9,3 9,1
Autres 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7
Totale 66,5 97,2 71,6 72,3 72,3 70,4 68,2 65,7 62,7 Figure 51 ‐ La structure de la demande d’énergie finale selon les sources jusqu’à 2050 [Mtep] – Source : KAPE (2014)
C. La demande d'énergie d’électrique
La demande d’électricité est le point qui nous intéresse le plus. Comme nous l’avons déjà signalé, la production d'électricité en 2013 était de 162 501 GWh et est en augmentation (+1,7% par rapport 2012). La surproduction d’électricité sur la consommation était d’environ 4 521 GWh en 2013 la consommation d’électricité en 2013 s’est élevée à 157 980 GWh.
An 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
La demande d'électricité (TWh) 158 159 178 187 207 221 230 229 223Figure 52 ‐ La demande d'électricité [TWh] – Source : KAPE (2014)
L’étude Ernst & Young Polska a repris les plus importantes analyses réalisées en la matière (Figure 54). Les différents auteurs envisagent tous que la demande d’électricité augmentera jusqu’en 2030. L’agence KAPE estime aussi le changement important dans la demande d’électricité. Nous observons que la demande d’électricité s’élève à 207 TWh en 2030 (Figure 52). En comparant les résultats avec les autres études, l’agence KAPE ne reste pas très cohérente. Notons que les prévisions du Ministère de l’Économie faites en 2012 par EM&CA90 sont moins positives estimant une demande oscillant entre 160 – 170 TWh. L’étude AGH‐ISE envisage trois scénarios (Figure 53) de la demande. Les estimations restent comparables pour 2030 (Le scénario de référence et Le scénario haut).
An 2015 2020 2030 2040 2050
Le scénario bas 124 135 149 167 179
Le scénario de référence 127 140 162 186 204
Le scénario haut 128 144 171 2020 225 Figure 53 ‐ La demande d'électricité [TWh] – Source: AGH‐ISE
Cependant, l’agence KAPE détermine 223 TWh en 2050 ce qui devient une estimation peu probable. Il s’agit de l’augmentation énorme de la demande d’environ 40% et cela reste
90 Le rapport sur la sécurité de l'approvisionnement en électricité – 2013
56
Master EDDEE – Stage EDF
aujourd’hui critiquable. L’étude AGH‐ISE envisage même 225 TWh, mais dans le « Le scénario haut ».
Figure 54 ‐ La demande d'électricité [GWh] – Source : E&Y
Pour prendre en compte telle demande, l’agence KAPE envisage fortement l’hypothèse du développement de l’industrie en Pologne et son développement économique. Cependant, il faut noter que nous avons constaté la diminution systématique de la population polonaise à 37,8 M en 2030 et à 34,9 M en 2050. I. 5. La puissance installée
Selon les informations de l’agence URE et PSE (Figure 4), la capacité installée dans le système KSE s’est élevée 38 406 MW en 2013 a augmenté de 360 MW (0,9%) par rapport à 2012. La demande moyenne s’est élevée 21 884 MW et la pointe de consommation électrique était de 24 761 MW.
En vertu de l’ensemble des rapports et études, nous observons que les prévisions de la capacité installée en 2030 sont comprises entre 46 et 54 GW. De son côté, l’analyse la plus récente de l’agence KAPE envisage 54 GW en 2030 et 78 GW en 2050 (Figure 44). 54 GW entrent dans les estimations comparables avec l’ensemble des documents. Cependant, comme nous l’avons déjà signalé, les résultats de 2050 se présentent comme impossibles à réaliser et peuvent être considérés seulement comme un résultat purement mathématique. Par conséquent, nous devons souligner l’augmentation de la puissance du pic de 29 GW actuelle à 42 GW après 2040 (Figure 55). C’est la conséquence logique de l’augmentation la demande d’électricité.
57
Master EDDEE – Stage EDF
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
La demande de puissance moyenne (GW)
18 18 20 21 24 25 26 26 25
La demande maximale ‐ pic (GW) 26 26 29 31 34 37 38 38 37
La demande de puissance (pic) en tenant compte de la réserve (GW)
29 29 32 34 38 40 42 42 41
Figure 55 ‐ La demande de puissance [GW] – Source : KAPE
La proposition de capacité installée de l’agence KAPE (Figure 44) doit être tout de
suite comparée avec la production d’électricité selon la matière première (Figure 56). Nous constatons rapidement que les principaux producteurs d'électricité tout au long de la période de prévisions restent les centrales au charbon ce qui obligera la Pologne à investir dans de nouvelles installations au charbon pour remplacer blocs construits dans des années soixante et soixante‐dix, blocs qui seront fermés bientôt.
An 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Le charbon noir 87,9 72,5 76,9 75,9 79,0 84,4 88,8 82,3 74,5
Le lignite 48,6 58,4 53,8 49,6 38,1 11,1 11,3 10,7 10,3
Le gaz 6,8 5,8 11,8 11,9 13,0 18,4 17,5 23,3 20,4
ENR 11,6 20,6 34,0 36,9 51,9 61,1 65 ,1 67,5 73,2
L’énergie nucléaire 0 0 0 11,8 23,3 45,1 45,4 44,2 43,3
Autres 2,6 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4
Totale 157,7 158,8 177,9 187,5 206,8 221,4 229,7 229,5 222,9 Figure 56 ‐ La production d’électricité selon la matière première, [TWh] – Source : KAPE
En même temps, la demande d'électricité augmentera d'environ 40% et les ressources de charbon dans les mines existantes diminueront. L’ouverture de nouvelles mines pour cette ressource sera économiquement justifiée dans la situation où le prix des émissions de CO2 n’augmentera pas de manière significative. L’agence KAPE prévoit le développement des ENR dont l'énergie solaire photovoltaïque et l’éolien à un haut niveau ce qui reste très contestable vis‐à‐vis des conditions géographiques de la Pologne. Les éoliennes ne produisent de l'électricité que 15 à 25% du temps pendant l’année et l’énergie solaire entre 10 à 15%91. Nous soulignons que la réalisation du programme nucléaire a été prévue sans aucun retard, ce qui est optimiste.
II. Les scénarios pour le développement du secteur de l'énergie Dans les premiers temps de notre analyse, nous avons essayé d’expliquer la
problématique du système polonais afin de mieux comprendre les enjeux politiques et économiques du futur mix énergétique polonais. Par la suite, nous nous concentrons sur les choix du scénario optimal II. 1. Les fondements d’analyse pris en compte dans le rapport
En analysant les scénarios, nous devons prendre en compte les estimations de la fermeture des installations entre 12,3 GW à 14,3 GW jusqu’à 2030. Cela signifie qu’une partie
91 KASZTELEWICZ Zbigniew, « Doktryna energetyczna Polski na I połowę XXI wieku », AGH – Cracovie, août 2014.
58
Master EDDEE – Stage EDF
du parc énergétique doit être reconstruit et modernisé. Il nous faut aussi prendre en compte l’augmentation de la demande d’énergie ainsi que certaines prévisions, telles que celles de EM&CA, ARE, PEP 2030, PRIMES92 pour montrer la complexité des estimations.
Le scénario EM&CA – 53,7 GW en 2030
Le scénario ARE – 46,6 GW en 2030
92 Source: EY, based on data from the Report on results of energy supply security monitoring in the period from 1 January 2012 to 31 December 2012, prepared by the Ministry of Economy in 2013, Ministry of Economy 2013 (the document contains EM&CA forecasts); Poland’s Energy Policy, Ministry of Economy 2009; Update of the fuel and energy requirements up until 2030, ARE 2011; EU Energy, transport and GHG emissions trends to 2050, Reference Scenario 2013, European Commission 2013 (PRIMES model). * Pumped storage sources were classified as solid fuel‐fired generating capacity.
57%
0%8%
11%
24%
Les combustibles solides ‐ 57,2%(30,7 GW)
Le pétrole ‐ 0% (0 GW)
Le gaz ‐ 7,5% (4 GW)
Le nucléaire ‐ 11,2% (6 GW)
ENR ‐ 24,1% (12,9 GW)
52%
0%13%
10%
25%
Les combustibles solides ‐ 52,4%(24,3 GW)
Le pétrole ‐ 0% (0 GW)
Le gaz ‐ 12,6% (5,8 GW)
Le nucléaire ‐ 9,7% (4,5 GW)
ENR ‐ 25,4% (11,7 GW)
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Master EDDEE – Stage EDF
Le scénario PEP 2030 – 51,4 GW en 2030
Le scénario PRIMES 2030 – 48,8 GW en 2030
Il faut noter que ces scénarios ont été préparés avant les nouvelles prévisions de la
demande en carburant et en énergie à l’horizon 2050 par l’agence KAPE. Cependant, le point commun à souligner dans ces scénarios est la diminution de la part des combustibles solides dont le charbon. La part du charbon diminue, mais reste toujours présent dans les scénarios. Nous remarquons aussi qu’en baissant la part du charbon, la puissance ne doit pas se réduire. Sa part peut donc bien être remplacée. II. 2. Les scénarios possibles de la nouvelle politique énergétique polonaise A. Les prévisions d’Ernst & Young Polska et EDF France
Une partie du travail durant le stage était concentrée sur l’étude Ernst & Young Polska
et EDF France et les prévisions du mix énergétique en Pologne à l’horizon 2030. Le rapport a estimé l’écart (le gap) de la puissance à 8GW et ce qui a permis de préparer les quatre scénarios pour remplacer le manque de puissance. L’étude a envisagé tout de suite trois scénarios alternatifs, dont le scénario charbonnier, le scénario du gaz de schiste, le scénario ENR et un scénario diversifié considéré comme le scénario final.
61%
0%7%
9%
23%
Les combustibles solides ‐ 60,8%(31,2 GW)
Le pétrole ‐ 0% (0 GW)
Le gaz ‐ 7,2% (3,7 GW)
Le nucléaire ‐ 9,3% (4,8 GW)
ENR ‐ 22,7% (11,7 GW)
42%
0%20%
13%
25%
Les combustibles solides ‐ 41,9%(20,4 GW)
Le pétrole ‐ 0,2% (0,4 GW)
Le gaz ‐ 19,8% (9,6 GW)
Le nucléaire ‐ 13,0% (6,3 GW)
ENR ‐ 24,9% (12,1 GW)
60
Master EDDEE – Stage EDF
Nous analyserons seulement le scénario diversifié, car il est seul qui prend en compte la réalisation du programme nucléaire polonais qui a été confirmé par les derniers documents du Ministère de l’Économie.
Le scénario diversifié Ernst & Young – 50 GW en 2030
Nous observons tout de suite qu’Ernst & Young envisage environ 50 GW de puissance installée. Le charbon noir et le lignite restent toujours présents dans le mix énergétique pourtant sa part diminue de 50%. La raison principale est la réalisation des objectifs du Plan climat‐énergie, dont 20 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique d’ici à 2020. Nous notons que les sources renouvelables ont été définies à 23%, car le nouveau paquet climat‐énergie est en négociation et les objectifs proposés envisagent un objectif contraignant pour l’ensemble de l’Union (et non plus par États) d’atteindre au minimum 27% d’énergies renouvelables dans le mix énergétique. L’étude Ernst & Young envisage aussi l’augmentation de la part du gaz dans le mix qui se traduit par l’obligation d’adapter le système électrique pour gérer l'intermittence de la production éolienne et solaire. Le charbon diminue aussi, car le scénario envisage la réalisation de la première partie du programme nucléaire polonais avec la construction de la première centrale nucléaire. L’énergie nucléaire remplace une partie (4,5 GW) d’écart (le gap). Cependant nous observons que l’autre partie (3,5 GW) est assurée par le charbon noir ce qui porte donc la part du charbon à 57%. Il nous faut souligner que la technologie et le projet de la première centrale nucléaire n’a pas été encore choisi. De ce fait, la puissance totale pourrait être de 3 GW si nous parlons de deux unités EPR. Cela permettrait d’augmenter la part du charbon noir ou du lignite et de se tourner vers les réserves nationales riches puisque le nucléaire est une énergie non directement émettrice de CO2. Évidemment, la variable déterminante est le prix des émissions de CO2 et le nouveau paquet climat‐énergie. B. Les prévisions de l’agence KAPE et WISE
Comme nous l’avons souligné, la situation a changé durant la période de stage et nous ne prévoyions pas que le Ministère de l’Économie était en cours de préparation la nouvelle Politique Énergétique Polonaise – 2050 et l’analyse KAPE ‐ Les prévisions de la demande de carburant et d'énergie en 2050. Il nous faut donc prendre en compte ces nouveaux scénarios
Le scénario KAPE et WISE à l’horizon 2030 envisage 54 GW de la puissance installée. Nous observons la diminution de la part du charbon à 57%, mais le charbon noir et le lignite
35%
16%10%
23%
9%7%
Le charbon noir ‐ 34% (17 GW)
Le lignite ‐ 16% (8 GW)
Le gaz ‐ 10% (5 GW)
ENR ‐ 23% (12 GW)
Gap ‐ Le nucléaire ‐ 9% (4,5 GW)
Gap ‐ Le charbon noir ‐ 7% (3,5 GW)
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restent toujours présents dans le mix énergétique polonais. De plus, ce scénario envisage aussi la réalisation de la première partie du programme nucléaire polonais avec une centrale de 3 GW.
Le scénario KAPE et WISE – 54 GW en 2030
Nous pouvons dire que jusqu’à présent, le scénario KAPE et WISE et le scénario diversifié d’Ernst & Young restent cohérents. La part du gaz est moindre d’environ 2GW, mais ce qui diffère dans les estimations c’est la part des énergies renouvelables dans le mix : 37% du mix énergétique avec 20 GW pour les énergies renouvelables reste un chiffre très critiquable et contestable. Il est difficile de voir la contribution d’énergies renouvelables si importante dans les conditions géographiques de la Pologne. La situation est encore plus difficile dans le scénario KAPE et WISE à l’horizon 2050 où l’agence a prévu 78 GW avec presque 50% (38,6 GW) d’énergies renouvelables. La technologie actuelle ne permettra pas de garantir leur disponibilité en permanence. La disponibilité varie fortement sans possibilité de contrôle et sans possibilité de stockage effectif. De plus la base du système devrait être assurée par le charbon ‐ 28,2% (22,1 GW) et par l’énergie nucléaire 7,6% (6 GW) et semble être trop petite pour assurer la stabilité du système.
Le scénario KAPE et WISE – 78 GW en 2050
38%
13%6%
37%
6%
Le charbon noir ‐ 38% (20 GW)
Le lignite ‐ 13% (7 GW)
Le gaz ‐ 6% (3 GW)
ENR ‐ 37% (20 GW)
Le nucléaire ‐ 6% (3 GW)
26%
2%
12%49%
8%
2%1% 0%Le charbon noir ‐ 26% (20,4 GW)
Le lignite ‐ 2,2% (1,7 GW)
Le gaz ‐ 12% (9,4 GW)
ENR (dont la biomasse) ‐ 49% (38,6 GW)
Le nucléaire ‐ 7,6% (6 GW)
L'hydraulique (grande) ‐ 2% (1,6 GW)
L'hydraulique (petite) ‐ 1% (0,8 GW)
Autres 0,1% (0,1 GW)
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Le scénario diversifié Ernst & Young –2030 et le scénario KAPE et WISE en 2030 semblent être réalisables dans de bonnes conditions politiques, mais il faut tout de suite rejeter les prévisions à l’horizon 2050. C. Les prévisions de la Politique Énergétique Polonaise – 2050
Les analyses de l’agence KAPE et WISE ont été utilisées par le Ministère de l’Économie dans son projet de Politique Énergétique Polonaise – 2050. Le Ministère de l’Économie a préparé trois scénarios dont un scénario de base – le scénario équilibré qui suppose « la poursuite des tendances actuelles et la réalisation des décisions prises dans le développement du secteur énergétique polonais » ‐ et deux scénarios auxiliaires ayant le caractère des « variantes » – le scénario nucléaire avec le rôle dominant de l'énergie nucléaire dans le mix énergétique polonais et le scénario gaz + ENR qui envisage comme l’hypothèse, l’exploitation à grande échelle du gaz naturel à partir de source non conventionnelle en Pologne et le développement de la technologie de la production d'énergie à partir de sources renouvelables. Comme nous pouvons lire dans le projet, « conformément à la doctrine mise en œuvre, la politique énergétique de la Pologne va poursuivre jusqu’à 2050 le scénario équilibré. Il se distingue par la plus grande probabilité d’accomplissement ainsi que par un faible risque de frais supplémentaires en cas de mauvaises décisions ». C’est la raison directe pour laquelle nous analysons le scénario équilibré. Il nous faut noter rapidement que le scénario équilibré prévoit qu'en 2050, le mix énergétique polonais sera proche du mix qui sera formé en Pologne vers 2035 et il résultera des décisions prises et la poursuite des tendances actuelles dans le mix. Le projet PEP 2050 confirme la réalisation du programme nucléaire polonais avec la construction de 6 GW de puissance. Nous constatons que le Ministère de l’Économie se tourne vers le mix énergétique diversifié et en observant la structure du mix nous notons que la part des différentes sources sera comprise entre 10% à 15% à l'exception des combustibles solides (le charbon) dont la part continuera à être dominante. Nous avons donc : ‐ l’énergie nucléaire – 15% ; ‐ les sources d’énergies renouvelables – 15–20% ; ‐ le gaz – 15–20% ; ‐ le charbon noir et le lignite – le reste donc environ 50%. Le projet souligne que dans le scénario équilibré « le charbon noir et le lignite continueront à être la base de la sécurité énergétique ». Le charbon reste la principale matière première pour la production d'électricité et de chaleur, même si sa part diminue. La diminution progressive de la part du charbon dans le bilan énergétique obligera l’État à poursuivre la restructuration du secteur de l'exploitation minière. Sans ces changements, la Pologne devrait réduire la production du charbon noir national, car il serait remplacé par le charbon importé moins cher. Ce qui reste très intéressant, c’est le fait que le Ministère de l’Économie n’envisage pas d’augmenter la part des sources d’énergies renouvelables après les négociations du nouveau Paquet climat 2030. N’oublions pas que c’est toujours un projet qui pourrait être modifié.
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D. Le choix d’un scénario optimal La publication du projet de la Politique Énergétique Polonaise – 2050 par le Ministère
de l’Économie a rendu le choix un peu plus facile, car d’une part « la politique énergétique de la Pologne va poursuivre jusqu’en 2050 le scénario équilibré » et d’autre part nous pouvons utiliser les variables données et précisées dans le projet. Nous rappelons aussi que le mix énergétique polonais en 2050 sera proche du mix qui sera formé en Pologne vers 2035.
Le scénario optimal – 55 GW en 2035
En prenant en compte les estimations de l’agence KAPE et WISE et l’étude Ernst & Young Polska et EDF France nous estimons la puissance installée à 55 GW en 2035. Il faut rappeler aussi que c’est la date limite du programme nucléaire polonais (PPEJ). Cela nous permet d’envisager 6 GW d’énergie nucléaire dans le système énergétique. Nous ne cachons pas notre scepticisme concernant les négociations du Paquet climat 2030. Cependant, en nous référant à la politique européenne actuellement en vigueur nous restons optimistes et nous envisageons que la Pologne respecterait l’objectif de 20 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique d'ici à 2020. Selon les informations déjà démontrées, la part de 20% d’énergies renouvelables semble être parfaitement réalisable par la Pologne. Afin de répondre aux problèmes de l'intermittence de la production éolienne et solaire et pour moduler le système électrique, nous estimons environ 10% du gaz dans le mix. Nous notons que la part est moins importante que celle prévue dans le projet de la PEP 2050. Le projet souligne que dans le scénario équilibré « le charbon noir et le lignite continueront à être la base de la sécurité énergétique ». Nous sommes d’accord que le charbon constituera la principale matière première dans la production d'électricité. C’est la raison pour laquelle, nous envisageons sa proportion à environ 55%. Elle est toutefois moindre que dans le scénario d’Ernst & Young Polska (57%). De plus, n’oublions pas que sa part actuelle est d’environ 85% (Figure 18). Comme nous l’avons souligné, les réserves du charbon en Pologne sont importantes donc la variable décisive est le prix de CO2. Le lignite émet plus des émissions que le charbon noir donc sa part sera moins importante dans le cas de prix de CO2 plus haut.
Nous soulignons que notre prévision et le choix optimal du mix restent ouverts. Il s’agit ici de simples simulations et analyses en vertu des données présentées ci‐dessus. Le nucléaire peut être très bien développé après 2035 et grâce à de nouveaux projets sa part pourrait augmenter rapidement. Nous nous permettons de conclure que la variation du prix de CO2 jouera le rôle le plus important puisqu’il influencera le choix final du mix énergétique
40%
15%10%
20%
15%
Le charbon noir ‐ 40% (25 GW)
Le lignite ‐ 15% (8 GW)
Le gaz ‐ 10% (5,5 GW)
ENR ‐ 20% (10,5 GW)
Le nucléaire ‐ 15% (6 GW)
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en Pologne. Comme souligne le Ministère de l’Économie « le scénario équilibré se distingue par la plus grande probabilité d’accomplissement ainsi que par un faible risque de frais supplémentaires en cas de mauvaises décisions ».
III. 3. Les aspects économiques
Nous avons décidé d’analyser les aspects économiques en fin de rapport, car nous avons préféré expliquer la complexité de la problématique énergétique en Pologne en amont. Comme nous l’avons déjà souligné, le prix moyen annuel d’électricité a diminué significativement en 2013 ‐ 181,55 PLN/MWh (Figure 6). En ce qui concerne les coûts moyens actuels de la production de l’électricité en Pologne, nous avons rencontré beaucoup de difficultés pour trouver des données actuelles. Les producteurs protègent ces informations de manière très effective. Nous avons trouvé les données de 2011 (Annexe 11), mais nous avons rapidement constaté que le marché a depuis changé. Néanmoins, nous savons que le coût de la production d’électricité à base du charbon noir en Pologne était en 2013 de 199,3 PLN/MWh93 (environ 50€). La production d’électricité à base du lignite est généralement moins chère et la production à base du gaz est plus significative, car elle dépend de prix du gaz importé. Il ne faut pas oublier que la Pologne se trouve dans une période où l'électricité est moins chère, car le capital utilisé pour construire le parc actuel a été payé par Gomulka, Gierek, Jaruzelski (l’ancien régime). Les constructions des nouvelles centrales ou même les modernisations du parc vont influencer le prix de l'électricité, les tirants vers le haut.
Cependant, il nous faut nous concentrer sur le futur et les installations électriques prévues dans notre mix énergétique. Le Ministère de l’Économie dans le Programme PPEJ (Figure 57 et Annexe 12 et 13) présente le coût moyen actualisé de l'électricité pour les installations électriques prévues en 2025. Nous constatons rapidement que le coût de la production de l’électricité est le moins cher que dans la centrale nucléaire. C’est l’un des arguments les plus importants expliquant l’importance de la construction des centrales nucléaires en Pologne. En même temps, nous voyons que la production d’électricité à base de lignite et de charbon noir est aussi intéressante. Nous constatons rapidement que le coût de production de l’électricité est le moins cher dans la centrale nucléaire. C’est l’un des arguments expliquant l’importance de la construction des centrales nucléaires en Pologne. En même temps, nous voyons que la production de l’électricité à base de lignite et de charbon noir est aussi intéressante.
La technologie €/MWh
PV 189,1
Le gaz 123,6
La biomasse 131
Éolien off‐shore 119
Éolien 96
Le charbon noir 93,4
Le lignite 92,1
L’énergie nucléaire 81,9Figure 57 ‐ Le coût moyen actualisé de l'électricité (LCOE) pour les installations électriques prévues en 2025
[€2012/MWh] – Source : MG, PPEJ, 2014
93 GABRYS Herbert Leopold « Power industry in Poland in 2014 From the results of the year 2013 and not only – strongly authorial judgments », Energetyka, czerwiec 2014.
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Nous rappelons les estimations de l’augmentation des prix des émissions de CO2 prévus par l’étude KAPE (Figure 41) et les rapports AGH‐ISE (2013) et KPRM (2013) (Figure 42). La barrière qui devient l’obstacle le plus décisif est le prix de CO2. Avec 25 euros/ tonne de CO2 – 30 euros/ tonne de CO2 le charbon perd sa compétitivité dans la production d’électricité. L'étude WISE94 souligne qu'avec un prix de 25 euros/ tonne de CO2, le charbon perd de sa compétitivité au profit de l'énergie nucléaire et de l'éolien terrestre. Le rapport AGH‐ISE confirme ce problème.
La technologie L’investissement L’exploitation / La maintenance Le carburant
L’énergie nucléaire 75% 15% 9% Le charbon noir 42% 8% 23%
Le gaz 16% 5% 67% Figure 58 ‐ La comparaison des composantes totales des coûts de production d'électricité (LCOE) dans les pays de l'OCDE
[% du coût total] – Source : Projected Costs of generating Electricity, IEA, 201095
Une autre question se présente dans la comparaison des composantes totales des coûts de production d'électricité (Figure 58). En comparant les facteurs donnés, nous constatons les coûts élevés de la construction d’une centrale, mais il s’agit d’une installation avec la durée de fonctionnement d’environ 60 ans et avec un taux de disponibilité de 91%.Les coûts d’exploitation, de maintenance où même le carburant restent mois important à long terme. En analysant les centrales au charbon ou au gaz, nous avons des coûts d’investissement moins élevés. Cependant, la durée de la vie est d’environ 30 ans pour les centrales au gaz et d’environ 45 ans pour les centrales au charbon et le carburant joue un rôle plus important dans ces centrales. Comme nous l’avons vu, la Pologne se situe actuellement dans une phase de transition et certaines décisions économiques doivent être prises rapidement. Le choix du mix énergétique est strictement connecté avec les coûts d'investissement (CAPEX) futurs. Nous avons déjà donné la liste complète des technologies des installations de production d'électricité utilisées dans les analyses KAPE (Figure 47). Cette liste précise également les coûts d'investissement de chaque technologie envisageable en Pologne. Il nous faut souligner tout de suite que cette liste est similaire à celle‐ci qui a été prise en compte dans l’analyse de la KPRM (Chancellerie du Président du Conseil des ministres) qui a été faite par le département des analyses stratégiques en préparant les scénarios de mix énergétique jusqu’en 2060 (Annexe 14). Nous constatons que les installations au gaz sont les moins chères, mais sans le développement du gaz de schiste au niveau industriel en Pologne son prix dépendra des négociations avec Gazprom. Les sources d’énergie renouvelables et plus précisément les parcs éoliens et l’énergie solaire sont intéressantes du point de vue de l’investissement, mais son temps de production et ses conditions géographiques déjà précisées rendent ces types de projets difficiles à envisager dans le cas du mix polonais. Les centrales à biomasse semblent être les plus intéressantes du point vu de la structure forestière du pays. Cependant, le coût d'investissement reste essentiel, il suffit de prendre l’exemple de la centrale à la biomasse à Polaniec96 (GDF Suez) pour constater la problématique de cette technologie.
94 WISE, L'intérêt polonais. Comment utiliser la politique énergétique et climatique de l'UE pour soutenir le développement de la Pologne jusqu'en 2030?, 2014. 95 * The table presents average values at 10% discount rate for OECD countries. **For nuclear the costs include refurbishment, waste treatment and decommissioning after 60‐year life time. 96 http://www.gdfsuez‐energia.pl/dokument/20130607/30
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Nous soulignons aussi la question de la construction de la première centrale nucléaire. Comme nous le savons tous, il s’agit d’un projet marquant du point de vue des dépenses d'investissement. L’agence KAPE envisage environ 4 612 K EUR/MW (Figure 47). L’étude AGH reste comparable dans ses estimations et parle de 4 625 K EUR/MW et l’analyse de la KPRM prévoit environ 4 000 K EUR/MW.
Powerplant/unit Reactor type Project stage thousand GBP'2011/MW K EUR'2012/MW
Turkey Point 6&7 2*AP1000 Design 2,635 3,069
Bellefonte 3&4 2*AP1000 Design 2,347 2,734
Callaway 1*EPR Design 2,874 3,348
VC Summer 2*AP1000 Design* 2,843 3,311
Lee Plant 2*AP1000 Design 3,226 3,758
Vogtle 3&4 2*AP1000 Design* 3,249 3,784
Calvert Cliffs 3 1*EPR Design 3,606 4,200
Levy Country 1&2 2*AP1000 Design 3,257 3,794
Bell Bend 1*EPR Design 4,351 5,068
Flamanville‐3 1*EPR Construction 3,527 4,108
Olkiluoto‐3 1*EPR Construction 3,131 3,647 Figure 59 ‐ Les dépenses d'investissement de capital (CAPEX) des centrales nucléaires en construction – Source: Cost estimates for nuclear Power in UK, Imperial College Centre for Energy Policy and Technology, UK, August 201297.
De son côté, le programme d’énergie nucléaire en Pologne – PPEJ (Figure 59) a repris plusieurs projets nucléaires pour comparer les différents coûts d'investissement des différentes technologies. En comparant l’ensemble des données, nous pouvons constater que le projet polonais coûtera entre 40 et 60 Md de PLN, car la technologie n’a toujours pas été choisie. Le rapport prouve que le secteur de l'énergie polonais est dans l’attende de modernisation. Le coût de l'évolution de la composition du mix énergétique vers une émission inférieure sera un objectif évident, mais il faut s’attendre au maintien du rôle dominant du charbon à l’horizon 2050. Quel que soit le mix énergétique final en Pologne, elle sera obligée de mobiliser des fonds d'investissement énormes, car environ 100 milliards d'euros seront nécessaires dans les années 2014‐204098.
97 * The construction of these units began in March 2013. 98 WISE, L'intérêt polonais. Comment utiliser la politique énergétique et climatique de l'UE pour soutenir le développement de la Pologne jusqu'en 2030?, 2014.
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Conclusions de la politique de l'énergie polonaise
La Pologne se trouve aujourd’hui face à des décisions importantes à prendre pour l’avenir du secteur énergétique polonais. Le système énergétique actuel est dominé par les centrales électriques ayant environ 30 ans et la plupart de ces dernières en exploitation aujourd'hui disparaîtront dans les années 2030‐2040. Une profonde modernisation est de ce fait nécessaire pour éviter une perte de capacité de production. Pour cette raison, la politique énergétique polonaise doit être décidée rapidement.
Les différents rapports estiment que la demande d’électricité augmentera jusqu’en 2030. Le principal défi de la stratégie énergétique polonaise est donc d’assurer durablement la sécurité d'approvisionnement en quantités suffisantes à un prix acceptable pour le consommateur final. La reconstruction du secteur de l'énergie polonais obligera à mobiliser des fonds pour l'investissement dans l'infrastructure du réseau et dans les nouvelles capacités de production d’électricité. La situation de la Pologne et les idées soulignées dans les différents documents publics précisent que les ressources nationales du charbon devraient être considérées comme garantes de la sécurité énergétique en Pologne. Historiquement, le charbon était présenté en comme l’or noir et de ce fait avait une place prépondérante dans le mix énergétique polonais. Cette place du charbon noir et du lignite sera garantie dans le mix énergétique de la Pologne pendant encore de nombreuses années. Toutefois, afin de maintenir la position concurrentielle du charbon à l’échelle nationale, il faut prendre des mesures permettant la restructuration du secteur et ainsi réduire les coûts de production du charbon. Les bilans de rentabilité économique des gisements et la nouvelle stratégie concernant le secteur minier pour la période 2015‐2020 doivent être préparés immédiatement pour améliorer sa position concurrentielle par rapport au charbon noir importé. Les retards dans la recherche du gaz de schiste doivent être critiqués. Les forages et la recherche sont indispensables pour bien estimer les ressources et les réserves récupérables du gaz non conventionnel. Certaines prévisions et des modèles (par exemple celui de l’institut ISE) montrent que la Pologne peut toujours être un leader dans la production de gaz non conventionnel99. Les projets dans le développement de l’infrastructure des réseaux du gaz mais aussi des réseaux électriques doivent être maintenus et les délais doivent être respectés. L’augmentation de la qualité, de la construction des nouvelles lignes et du renforcement des interconnections est nécessaire pour assurer un système énergétique stable et fiable. Cela concerne évidemment le plan des nouveaux investissements dans les unités au charbon, à la biomasse et au gaz déjà prévus.
Le programme d’énergie nucléaire en Pologne – PPEJ – voté le 28 janvier 2014 doit être poursuivi et concrétisé. L'énergie nucléaire augmentera la sécurité de l'approvisionnement en énergie en fournissant une part de la production nationale à des prix stables. Elle permettra, en outre, de réduire les risques associés à la disponibilité des ressources énergétiques à l’horizon 60‐80 ans. Dans le cas spécifique de la Pologne, l'énergie nucléaire permettra de réaliser des objectifs de la politique énergétique et climatique à long terme.
99 SIKORA Andrzej, « Dlaczego wegiel w Polsce bedzie glownym surowcem energetycznym do 2050 ? », Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” – PAN, Warszawa 2014.
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Le projet nucléaire est un élément important dans la modernisation du secteur de l'énergie nationale et il donnera accès à une nouvelle filière industrielle qui contribuera à la modernisation de l'ensemble de l'économie. Le développement de la technologie devrait être considéré comme le développement d’un nouveau secteur de l’économie. Par ailleurs, le programme d’énergie nucléaire oblige la Pologne à préparer la campagne d'information et d'éducation dans le domaine de l'énergie nucléaire mais aussi les programmes de formation du personnel technique. Dès lors, la préparation de la construction d’une centrale nucléaire en Pologne devrait être faite avec un soutien politique et social stable et fort. Dans une décision récente, la Commission européenne a approuvé les accords entre le Groupe EDF et le Gouvernement britannique pour la construction d’une nouvelle centrale nucléaire à Hinkley Point C dans le Somerset. Après l’examen rigoureux et détaillé des accords, la Commission européenne a validé le nouveau mécanisme de financement, le « contrat pour différence ». Comme nous le lisons dans le communiqué de presse100, il s’agit d’un mécanisme grâce auquel « les consommateurs pourraient bénéficier d’une partie des gains liés à des coûts de construction ou d’un retour sur investissement meilleurs que prévu. La Commission, le Gouvernement du Royaume‐Uni et EDF ont convenu de renforcer ces mécanismes dits « de partage des gains » au bénéfice des consommateurs ». Ce mode financement pourrait être réutilisé par la Pologne dans le cadre de son programme nucléaire.
Beaucoup de scénarios peuvent être envisagés par la Pologne. Cependant, le scénario optimal pour le secteur de l’énergie polonais au cours des prochaines années semble être le scénario de diversification promouvant un développement des différentes sources d'énergie, dont le développement, des sources d'énergie renouvelable, la technologie du charbon propre et la construction de centrales nucléaires. Selon les prévisions, c’est cette dernière énergie qui serait la moins dépendante de la variation du prix des émissions de CO2 qui reste la variable d’étude la plus importante à l’heure actuelle.
Le projet de la Politique Énergétique Polonaise – 2050 publié par le Ministère de l’Économie a préparé trois scénarios dont un scénario de base – le scénario équilibré. « Conformément à la doctrine mise en œuvre, la politique énergétique de la Pologne va poursuivre jusqu’à 2050 le scénario équilibré. Il se distingue par la plus grande probabilité d’accomplissement ainsi que par un faible risque de frais supplémentaires en cas de mauvaises décisions ».
100 http://medias.edf.com/communiques‐de‐presse/tous‐les‐communiques‐de‐presse/2014/approbation‐par‐la‐
commission‐europeenne‐des‐accords‐relatifs‐au‐projet‐de‐centrale‐nucleaire‐hinkley‐point‐c‐292066.html
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Master EDDEE – Stage EDF
Bibliographie 1. SZCZERBOWSKI Radoslaw, « Bezpieczenstwo energetyczne Polski – mix energetyczny i
efektywnosc energetyczna », Polityka energetyczna, Tom 16, Zeszyt 4, 2013. 2. KASZTELEWICZ Zbigniew, « Doktryna energetyczna Polski na I połowę XXI wieku », AGH –
Cracovie, août 2014. 3. SIKORA Andrzej, « Dlaczego wegiel w Polsce bedzie glownym surowcem energetycznym
do 2050 ? », Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” – PAN, Warszawa 2014. 4. FURMAN Tomasz, PISZCZAROWSKA, « Płynie polski gaz z łupków », rp.pl, 28 sierpnia 2013. 5. Poprawa Pawel, « Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w
formacjach łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce (Basen Bałtycko‐Podlasko‐Lubelski) », PIG, Warszawa, marzec 2012.
6. LAJIMI Noura, SIKORA Mateusz, « Contribution du nucléaire » EDDEE ‐ UE6 Economie, Energie, Climat: Économie du changement global.
7. POPLAWSKI Tomasz, « Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową dla Polski do 2040 roku », Rynek Energii – luty 2014.
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mars 2014. 11. L’analyse AGH‐ISE ‐ La méthode d'estimation de liquidation et la modernisation des unités
de puissance dans le KSE 2012 (Le document confidentiel). 12. IAEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2014, 17 juillet 2014. 13. IAEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2013, 31 juillet 2013. 14. IAEA ‐ Uranium: Resources, Production and Demand (The Red Book) – 2014. 15. EDF ‐ Note d'information EPR 2013. 16. Poland: Reference scenario 2013 – la prévision faite en 2013 par National Technical
University of Athens (NTUA) pour la Commission européenne. 17. KPRM ‐ Model optymalnego miksu energetycznego dla Polski do roku 2060, 12 listopada
2013 (Modèle optimal pour le mix énergétique polonais à 2060 du 12 novembre 2013). 18. L’actualisation des prévisions de la demande de l’énergie jusqu’à 2030 faite par ARE en
2013. 19. WISE, W polskim interesie. Jak wykorzystac polityke energetyczno‐klimatyczna UE jako
wsparcie rozwoju Polski do roku 2030? (L'intérêt polonais. Comment utiliser la politique énergétique et climatique de l'UE pour soutenir le développement de la Pologne jusqu'en 2030?), 2014.
20. WISE, Low‐Emission Poland 2050 http://np2050.pl/en 21. EIA ‐ Annual Energy Outlook 2014
(http://www.eia.gov/forecasts/aeo/electricity_generation.cfm) 22. KALISKI M., SZURLEJ A., GRUDZINSKI Z., « Coal and natural gas in power production for
Poland and the EU », POLITYKA ENERGETYCZNA, Tom 15, Zeszyt 4 ‐ 2012. 23. GAWLIK L., KALISKI M., KAMIŃSKI J., SIKORA A., SZURLEJ A. «HARD COAL IN THE FUEL‐MIX
OF POLAND: THe LONG‐TERM PERSPECTIVE ‐ Węgiel kamienny w bilansie paliwowo ‐ energetycznym Polski ‐ perspektywa długoterminowa », AGH, 2014.
24. GABRYS Herbert Leopold « Power industry in Poland in 2014 From the results of the year 2013 and not only – strongly authorial judgments », Energetyka, czerwiec 2014.
70
Master EDDEE – Stage EDF
25. L’étude Ernst & Young Polska « Is any diversification needed? Poland’s potential electricity mix in 2030 in the light of internal and external determinants » (publiée en octobre 2014).
26. GRUDZINSKI Z., LORENZ U., SIKORA A., i inni (praca zbiorowa pod redakcją naukową Lidii Gawlik), 2013 – Węgiel dla polskiej energetyki w perspektywie 2050 roku – analizy scenariuszowe (Le charbon polonais pour l’énergie dans la perspective de 2050 années ‐ l'analyse de scénarios). Praca zrealizowana na zamówienie Górniczej Izby Przemysłowo‐Handlowej w Katowicach. Wyd. Instytutu GSMiE PAN, Kraków, s. 300.
27. Les documents d’IEA : ‐ WEO‐2013 ‐ World Energy Outlook. ‐ Energy Policies of IEA Countries ‐ Poland 2011 Review. 28. Les documents du Ministère de l'Économie – Pologne (Ministerstwo Gospodarki) : ‐ Ocena realizacji Polityki energetycznej Polski do 2030 roku (Le bilan de la Politique
Énergétique Polonaise – 2030) – version publié le 14 août 2014. ‐ Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 (Le projet de la Politique Énergétique
Polonaise – 2050) – version publié le 14 août 2014. ‐ Analiza KAPE ‐ Prognoza zapotrzebowanie na paliwa i energie do 2050 (Confidentiel ‐
KAPE ‐ Les prévisions de la demande de carburant et d'énergie en 2050). ‐ Wydobycie i zużycie gazu w Polsce w liczbach (Le gaz en chiffres) ‐
http://www.mg.gov.pl/node/18029. ‐ Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych w 2013
– version publiée le 26 aout 2014 (Le rapport sur les résultats de la surveillance de la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel).
‐ Informacja o funkcjonowaniu górnictwa węgla kamiennego w okresie styczeń ‐ czerwiec 2014 (Les informations sur le fonctionnement de l'exploitation du charbon noir pendant la période Janvier ‐ Juin 2014) – publiées en juin 2014.
‐ Informacja o funkcjonowaniu górnictwa węgla kamiennego w okresie styczeń ‐ marzec 2014 (Les informations sur le fonctionnement de l'exploitation du charbon noir pendant la période Janvier ‐ Mars 2014) – publiées en mars 2014.
‐ Sprawozdanie w wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej 2013 (Le rapport sur la sécurité de l'approvisionnement en électricité) – publié le 6 aout 2013.
29. Les documents du WNA ‐ WNA ‐ New Nuclear in Europe 2030 Outlook. ‐ WNA ‐ Emerging Nuclear Energy Countries. ‐ WNA ‐ International Standardization of Nuclear Reactor Designs. ‐ WNA ‐ International Harmonization of Nuclear Safety Standards for Reactor Designs. ‐ WNA ‐ Structuring Nuclear Projects for Success An Analytic Framework ‐ August 2008. 30. Les documents du Państwowy Instytut Geologiczny ‐ Polish Geological Institute – National
Research Institute ‐ PIG ‐ "The balance of mineral resources deposits in Poland as of 31.12.2013". ‐ Les statistiques sur le charbon noir (novembre 2013). ‐ Les statistiques sur le lignite (novembre 2013).
71
Master EDDEE – Stage EDF
Site d’internet : ‐ Présentation de la Pologne ‐ http://www.diplomatie.gouv.fr/ ‐ Eurostat ‐ Taux de croissance du PIB réel ‐
http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=fr&pcode=tec00115&plugin=0
‐ GUS ‐ http://stat.gov.pl/cps/rde/xbcr/gus/L_podst_inf_o_rozwoju_dem_pl_do_2013.pdf ‐ www.areva.fr ‐ www.edf.fr ‐ http://www.cea.fr/
72
Master EDDEE – Stage EDF
Annexes Annexe 1 ‐ Le 3e Paquet Energie a été adopté le 13 Juillet 2009, il est composé par 5 textes, dont 2 directives : ‐ Le règlement instituant une agence de coopération des régulateurs de l’énergie
(713/2009) ‐ Le règlement sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers
d’électricité (714/2009) ‐ Le règlement concernant les conditions d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel
(715/2009) et abrogeant le règlement précédent ‐ La 3e Directive Electricité (2009/72/CE) ‐ La 3e Directive Gaz (2009/73/CE) (http://www.gasinfocus.com/focus/le‐3eme‐paquet‐energie/ ‐ Le contexte réglementaire européen du marché intérieur)
73
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 2 ‐ Le stockage et le réseau du gaz naturel en Pologne (Source: PGNiG)
74
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 3 – La structure de la production de la chaleur par la région et par le type du carburant utilisé en 2012 (Source: URE)
75
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 4 – Poland Gas/Oil Basin Structure (Source: EIA)
76
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 5 – Les entités titulaires de concessions pour la recherche du gaz de schiste (1er juin 2014) (Source: PIG)
77
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 6 ‐ Les régions potentielles des gisements du gaz de schiste en Pologne (Source: PIG)
78
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 7 – Le rendement des centrales au charbon en Pologne – 2012 Source: AGH‐ISE)
Le rendement net, %
EL_Adamow 33.68
EL_Belchatow 34.55
EL_Dolna_Odra 34.36
EL_Jaworzno_3 34.36
EC_Poznan_Karolin 58.77
EL_Kozienice 34.36
EL_Lagisza 35.61
EL_Laziska 34.36
EL_Opole 34.36
EL_Ostroleka_B 34.36
EL_Patnow_1 33.68
EL_Patnow_2 41.80
EL_Polaniec 34.36
EL_Rybnik 34.36
EL_Siersza 34.36
EL_Skawina 34.36
EL_Stalowa_Wola 34.36
EL_Turow 33.68
EL_Konin 33.68
EL_Jaworzno_2 34.36
EL_Blachownia 34.36
EL_Halemba 34.36
EC_Ostroleka_A 45.20
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Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 8 – Le plan de modernisation des centrales (Source: E&Y 2014)
80
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 9 – Les nouveaux investissements – les unités au charbon et à la biomasse (Source: AGH – ISE) Status Investor Location Site‐rate
capacity MWe
Technology Fuel Efficiency COD
Under construction
GDF Suez Energia Polska S.A.
Połaniec 190/205 CHP biomass n/a 2012
Planned ENEA Kozienice II 1000 Pulverized Coal hard coal 45 2015
Planned ENERGA Ostrołęka C 800/1000 Pulverized Coal hard coal 45 2017
Planned GDF Suez Energia Polska S.A.
Lublin 800 Pulverized Coal hard coal 45 2018
Planned PGE Turów 460 Pulverized Lignite
lignite 44 2017
Planned PGE/BOT Opole V 900 Pulverized Coal hard coal 45 2017
Planned PGE/BOT Opole VI 900 Pulverized Coal hard coal 45 2018
Planned Tauron/KGHM Blachownia 850 Pulverized Coal or CCGT_CHP
hard coal/natural
gas
n/a 2017
Planned Tauron Jaworzno III
900 Pulverized Coal hard coal 45 2018
Under construction
Tauron Jaworzno III
50 CHP biomass n/a 2012
Under construction
Tauron Bielsko‐Biała
50 CHP hard coal 35/85 2013
Planned Tauron Tychy 50 CHP hard coal 35/85 2015
Under construction
Tauron Tychy 40 CHP biomass n/a 2012
Planned PGNiG Siekierki 105 CHP biomass n/a 2014
Planned Kulczyk / Elektrownia
Północ
Pelplin I 800/1000 Pulverized Coal hard coal 45 2017
Planned Kulczyk / Elektrownia
Północ
Pelplin II 800/1000 Pulverized Coal hard coal 45 2017
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Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 10 ‐ Les nouveaux investissements – les unités au gaz (Source: AGH – ISE)
Power Plant Name
City Capacity (power) MWe
Techno‐logy
DeclaredCOD
Status Current status (ISE)
ISE comments ISE – COD Year
Dolna Odra Nowo Czarnowo
240 CCGT 2018 Planning Planning After 2020, In 2024 most probable 2024
Gorzow Gorzow 135 OCGT 2016 Planning Planning Possible, but 2016‐2017 the earliest (LNG terminal is
necessary)
2017
Grudziadz Grudziadz 874 CCGT 2015 Planning Pending Tender
Possible, but 2016‐2017 the earliest,
Before 2017 the only possible source of natural gas is
additional delivery from Jamal (Gazprom permission
required) After 2020, shale gas could be
also option
2018 or later
Stalowa Wola CC
Stalowa Wola
400 CCGT 2015 Planning Pending Tender
Possible, but 2016 more likely ‐ the most probable project in
our opinion
2016
Wloclawek Anwil
Wloclawek 450 CCGT 2015 Planning Pending Tender
Possible, but 2016‐2017 the earliest
Before 2017 the only possible source of natural gas is
additional delivery from Jamal (Gazprom permission
required) After 2020, shale gas could be
also option
2018 or later
Wloclawek Polaniec
Wloclawek 450 CCGT 2014 Planning Planning Official deadline for 2nd half of 2016,
Before 2017 the only possible source of natural gas is
additional delivery from Jamal (Gazprom permission
required) After 2020, shale gas could be
also option
2018 or later
Wloclawek Polaniec
Wloclawek 450 CCGT 2014 Planning Planning 2018 or later
Zeran Warszawa 450 OCGT 2016 Planning Planning Possible, but 2017‐2018 the earliest (pipeline expansion is
required) After 2020 more likely
2018 or later
Puławy Puławy 800 CCGT 2018 Planning Planning Before 2017 only new gas delivery from Russia could be option ‐ in our opinion quite
unlikely
After 2020 if shale gas is successful
Kędzierzyn Kędzierzyn 130‐360 CCGT 2016 Planning Planning Industrial CHP for fertilizers producer.
Possible, but due to natural gas supplies constraints 130
MW unit more likely
2016 (130 MW)
Bydgoszcz Bydgoszcz 240‐430 CCGT 2017 Planning Planning CHP for Bydgoszcz city Before 2017 the only possible
source of natural gas is additional delivery from Jamal
(Gazprom permission required)
After 2020, shale gas could be also option
2018 or later
Wrocław Wrocław 400 CCGT 2015 Planning Planning 2016 more likely (reserved capacity in Lasow entry point, natural gas delivery from
Germany)
2016
82
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 11 ‐ The individual technical costs of electricity generation in 2011 including the division of particular technologies (Source: KALISKI M., SZURLEJ A., GRUDZINSKI Z., « Coal and natural gas in power production for Poland and the EU », POLITYKA ENERGETYCZNA, Tom 15, Zeszyt 4 _ 2012)
83
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 12 ‐ Averaged unit energy generation costs for sources envisioned for commissioning in 2025 (Source: Updated comparative analysis of the electricity generation costs for nuclear, coal‐fired and gas‐fired power stations and renewable sources of energy, ARE S.A., April 2013.)
26.4 28.9
58.1
8
38.7 40.9
1838.3 46.2
34.3
65.880.3
151.8
9.3 10
14.5
5.4
13.5 14.1
6.1
14.614.9
16.8
20.1
29.8
23.1
33.4 23.494.1
42.7 30.3
64.9
34.9
41.579.9
24.4 29.8
16
3.13.9
11.125.5 36.3
7.9
6,2
7.6
6.5
11.7
2.5
2.5
2.5
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Hard coal (HC)
Lignite+CCS
NPP
Natural gas
HC+C
CS
Lignite+CCS
GTC
C
IGCC_C
IGCC_C
+CCS
Biomass
Wind onshore
Wind offshore PV
Investment cost O&M cost Cost of fuel
Carbon emission cost Carbon transport/storage cost Capacity reservation cost
Power balancing cost
EUR`2012/M
Wh
93.4 92.181.9
123.6
104.397.1 100.2
113.3 111.8
131.0
96.0
119.2
189.1
84
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 13 ‐ Estimated levelized cost of electricity (LCOE) for new generation resources, 2040 – Source: EIA ‐ Annual Energy Outlook 2014
85
Master EDDEE – Stage EDF
86
Master EDDEE – Stage EDF
87
Master EDDEE – Stage EDF
Annexe 14 ‐ Les dépenses d'investissement de capital (CAPEX) selon KPRM ‐ Chancellerie du Président du Conseil des ministres
L’analyse a été faite par le département des analyses stratégiques en préparant les scénarios de mix énergétique jusqu’à 2060.
88
Master EDDEE – Stage EDF
Table des illustrations Figure 1 ‐ L’intensité énergétique de l’économie 2005‐2012 (selon les ARE) – Source : Le bilan de la
PEP 2030 .................................................................................................................................................. 9
Figure 2 ‐ L’intensité électrique de l’économie 2005‐2012 (selon d’ARE) – Source : Le bilan de la PEP
2030 ......................................................................................................................................................... 9
Figure 3 ‐ La structure de la production d'électricité pendant la période 2011‐2013 [GWh] – Source:
URE basé sur les données de PSE .......................................................................................................... 12
Figure 4 ‐ La structure de la capacité installée en Pologne – 31 décembre 2013 – Source: URE basé
sur les données de PSE *2013/2012 où 2012 =100 .............................................................................. 12
Figure 5 ‐ La part des groupes énergétiques dans la production d'électricité en 2013 – Source : URE 12
Figure 6 ‐ Le prix moyen annuel d'électricité sur le marché concurrentiel [PLN / MWh] – Source : URE
............................................................................................................................................................... 13
Figure 7 ‐ La structure de l'approvisionnement en gaz en 2013 – Source : URE *la réduction du stock
............................................................................................................................................................... 13
Figure 8 ‐ La structure de la capacité installée (la chaleur) en Pologne par des sources en 2012 –
Source: URE ........................................................................................................................................... 14
Figure 9 ‐ Structure de l'approvisionnement en pétrole [%] ‐ 2012 – Source: MG ............................... 14
Figure 10 ‐ La localisation des gisements de charbon noir en Pologne – Source : PIG ......................... 15
Figure 11 ‐ Les producteurs de charbon noir en Pologne ..................................................................... 16
Figure 12 ‐ La consommation et l'exploitation du charbon noir 2003‐2012 – Source : PIG ................. 16
Figure 13 ‐ La localisation des gisements de lignite en Pologne – Source : PIG .................................... 17
Figure 14 ‐ Les producteurs du lignite en Pologne ................................................................................ 17
Figure 15 ‐ La consommation et l'exploitation du lignite 2003‐2012 – Source PIG ............................. 18
Figure 16 ‐ La structure d’énergie primaire en Pologne – Source : ARE 2013 ...................................... 19
Figure 17 ‐ La production d'électricité en 2009 – Source : Le bilan de la PEP 2030 .............................. 19
Figure 18 ‐ La production d'électricité en 2012 – Source : Le bilan de la PEP 2030 .............................. 20
Figure 19 ‐ Les régions principales de la présence de gisements du gaz naturel en Pologne – Source :
PIG ......................................................................................................................................................... 21
Figure 20 ‐ Les prévisions du gaz de schiste en Pologne [Md m3] ......................................................... 23
Figure 21 ‐ Les interconnexions électriques internationales – Source : PSE‐KSE ................................. 25
Figure 22 ‐ Le plan du réseau électrique en Pologne – Source : PSE‐KSE ............................................ 26
Figure 23 ‐ Les importations et les exportations du charbon noir en Pologne 2003‐2012 – Source : PIG
............................................................................................................................................................... 27
Figure 24 ‐ Le coût moyen annuel de production du charbon noir en Pologne et le prix moyen annuel
du charbon noir sur la bourse de Rotterdam [PLN/t] – Source : MG .................................................... 27
Figure 25 ‐ L’épuisement des gisements du lignite – Source : AGH‐ISE *sauf les investissements ...... 29
Figure 26 ‐ La fermeture des centrales [MW] jusqu’à 2050 – Source : KAPE et WISE .......................... 30
Figure 27 ‐ Le fonctionnement de la capacité existante de production 2011 ‐ 2050, GW – Source :
KAPE et WISE ......................................................................................................................................... 31
Figure 28 ‐ La nouvelle capacité [MW] jusqu’à 2035 – Source : KAPE et WISE ..................................... 32
Figure 29 ‐ La doctrine de la politique énergétique polonaise actuelle et future – Source : MG ......... 33
Figure 30 ‐ La répartition régionale des centrales nucléaires (2014) – Source : AIEA .......................... 35
Figure 31 ‐ La capacité nucléaire installée par région dans les nouveaux scénarios – Source : WEO
2013 ....................................................................................................................................................... 36
89
Master EDDEE – Stage EDF
Figure 32 ‐ Croissance historique de l’industrie électronucléaire (1965‐2002) – Source : AIEA ........... 36
Figure 33 ‐ La construction et l'état actuel du site ‐ Source : http://www.atom.edu.pl ....................... 38
Figure 34 ‐ Les centrales nucléaires en Europe et les projets européens – Source :
http://www.nuclear‐transparency‐watch.eu ........................................................................................ 40
Figure 35 ‐ Les filières de réacteurs actuellement en service dans le monde et leurs critères de
classement – Source : CEA..................................................................................................................... 41
Figure 36 ‐ Les générations de réacteurs nucléaires – Source : CEA ..................................................... 42
Figure 37 ‐ Le réacteur EPR – Source : EDF ‐ Note d'information EPR 2013 ......................................... 43
Figure 38 ‐ La population en Pologne en à l’horizon 2050 – Source : KAPE (2014) .............................. 47
Figure 39 ‐ PKB, PKB per capita – Source : MF (2013) et KAPE (2014) .................................................. 47
Figure 40 ‐ Les prix des matières premières importés en Pologne – Source : KAPE (2014) ................. 47
Figure 41 ‐ Les prix des émissions de CO2 – Source : KAPE (2014) ........................................................ 48
Figure 42 ‐ Les prix des émissions de CO2 – Source : AGH‐ISE (2013) et KPRM (2013) ......................... 48
Figure 43 ‐ Le potentiel national des matières premières – Source : AGH‐ISE (2013) et KAPE (2013) . 49
Figure 44 ‐ La puissance installée de production d'électricité par la technologie [MW] – Source : KAPE
............................................................................................................................................................... 50
Figure 45 ‐ 2020 GES objectifs de réduction des émissions dans les non‐EU ETS secteurs – Source :
E&Y (2014) ............................................................................................................................................. 51
Figure 46 ‐ Les objectifs de la part des ENR dans la consommation d'énergie dans l'UE‐28 – Source :
E&Y ........................................................................................................................................................ 52
Figure 47 – Les paramètres des nouvelles unités de production inclus dans les prévisions de KAPE
2014 (PLN’10) ........................................................................................................................................ 53
Figure 48 ‐ La demande d’énergie primaire jusqu’à 2050 [Mtep] – Source : KAPE (2014) ................... 54
Figure 49 – La structure de la demande d’énergie primaire jusqu’à 2050 [%] – Source : KAPE (2014)54
Figure 50 ‐ La structure de la demande d’énergie finale selon les types jusqu’à 2050 [Mtep] – Source :
KAPE (2014) ........................................................................................................................................... 54
Figure 51 ‐ La structure de la demande d’énergie finale selon les sources jusqu’à 2050 [Mtep] –
Source : KAPE (2014) ............................................................................................................................. 55
Figure 52 ‐ La demande d'électricité [TWh] – Source : KAPE (2014) .................................................... 55
Figure 53 ‐ La demande d'électricité [TWh] – Source: AGH‐ISE ............................................................ 55
Figure 54 ‐ La demande d'électricité [GWh] – Source : E&Y ................................................................. 56
Figure 55 ‐ La demande de puissance [GW] – Source : KAPE ............................................................... 57
Figure 56 ‐ La production d’électricité selon la matière première, [TWh] – Source : KAPE .................. 57
Figure 57 ‐ Le coût moyen actualisé de l'électricité (LCOE) pour les installations électriques prévues
en 2025 [€2012/MWh] – Source : MG, PPEJ, 2014 ............................................................................... 64
Figure 58 ‐ La comparaison des composantes totales des coûts de production d'électricité (LCOE)
dans les pays de l'OCDE [% du coût total] – Source : Projected Costs of generating Electricity, IEA,
2010 ....................................................................................................................................................... 65
Figure 59 ‐ Les dépenses d'investissement de capital (CAPEX) des centrales nucléaires en construction
– Source: Cost estimates for nuclear Power in UK, Imperial College Centre for Energy Policy and
Technology, UK, August 2012. ............................................................................................................... 66
90
Master EDDEE – Stage EDF
Les abréviations A
ABW Internal Security Agency [Agencja Bezpieczeństwa Wewnętrznego]
AGH AGH University of Science and Technology
AKE Export Credit Agencies [Agencje Kredytów Eksportowych]
ARE Energy Market Agency [Agencja Rynku Energii S.A.]
ASME American Society of Mechanical Engineers
B
BMPP Biomass power plant(s)
BWR Boiling Water Reactor
C
CCS Carbon Capture and Storage
CEZAR Centre for Radiation Emergencies [Centrum do Spraw Zdarzeń Radiacyjnych]
CF Capacity Factor
CHP Combined heat‐and‐power plant
CIP Communal Information Point
CO2 Carbon dioxide
D
DSO Distribution System Operator
E
EC the European Commission
ECURIE European Community Urgent Radiological Information Exchange
EEA European Environment Agency
ENEF European Nuclear Energy Forum
ENSREG European Nuclear Safety Regulators Group
ESA Euratom Supply Agency
ESNII European Sustainable Nuclear Industrial Initiative
EUR European Utility Requirements
EURATOM European Atomic Energy Community
Eurostat European Statistical Office
F
FBR Fast Breeder Reactor
G
GDEP / GDOŚ General Directorate for Environmental Protection (Poland)
GT Gas turbine(s)
GTCC Gas Turbine Combined Cycle
GTRI Global Threat Reduction Initiative
GUS Central Statistical Office of Poland
91
Master EDDEE – Stage EDF
H
HTGR High Temperature Gas‐Cooled Reactor
I
IAEA International Atomic Energy Agency
INCT [IChTJ] Institute of Nuclear Chemistry and Technology [Instytut Chemii i Techniki Jądrowej]
IDC Interest During Construction
IFJ PAN Institute of Nuclear Physics, Polish Academy of Sciences
IFNEC International Framework for Nuclear Energy Cooperation
IGCC_C Coal Integrated Gasification Combined Cycle
IGCC_C + CCS Coal Integrated Gasification Combined Cycle with Carbon Capture and Storage
INIR Integrated Nuclear Infrastructure Review
INPRO International Project on Innovative Nuclear Reactors and Fuel Cycles
IRRS Integrated Regulatory Review Service
ISO International Organisation for Standardisation
K
KWh Kilowatt hour
L
LIC Local Information Centre
LIC Local Information Committee
LWR Nuclear power plants based on light water cooled and moderated reactor technology. ARE S.A.analyses use this acronym for NPPs with Light Water Reactors, incl. third‐generation water reactors.
M
MAE International Energy Agency (OECD)
ME Ministry of Economy (of the Republic of Poland)
MSHE Ministry of Science and Higher Education
MWh Megawatt hour
N
NAEA [PAA] National Atomic Energy Agency
NCBiR National Centre for Research and Development [Narodowe Centrum Badań i Rozwoju]
NCBJ National Centre for Nuclear Research
NCFSVCE National Centre for Support of Vocational Continuous Education[Krajowy Ośrodek Wspierania Edukacji Zawodowej i Ustawicznej]
NCP National Contact Point
NEA Nuclear Energy Agency (OECD)
NEPIO Nuclear Energy Program Implementing Organisation
NFEPWM [NFOŚiGW]
National Fund for Environmental Protection and Water Management
NEPS National Electric Power System
NPF Nuclear Power Facility
NPMRWSNF National plan for the management of radioactive waste and spent nuclear fuel
NPP Nuclear power plant
92
Master EDDEE – Stage EDF
NOx Nitrogen oxides
NRWSF National Radioactive Waste Storage Facility
NSRP Nuclear safety and radiological protection
NTG [KSP] National Transmission Grid
Nuclear IV GEN Nuclear power plants based on fourth‐generation reactor technology
Nuclear LWR (See: LWR)
O
OECD Organisation for Economic Co‐operation and Development
OHSAS Occupational health and safety management systems
OVN Overnight Investment Costs
P
PAN Polish Academy of Sciences
PC Pulverized Coal (PC)‐fired condensation power plants
PC +CCS Power plants using Pulverized Coal with Carbon Capture and Storage
PIG Polish Geological Institute – National Research Institute
PISM Polish Institute of International Affairs
Plenipotentiary Government Plenipotentiary for Polish Nuclear Power
PGE PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.
PKP Polish National Railroads [Polskie Koleje Państwowe]
PL Pulverized Lignite‐fired condensation power plants
PL +CCS Power plants using Pulverized Lignite with Carbon Capture and Storage
PNPP Polish Nuclear Power Programme
PP Power plant
PSE Polish Power Grid ‐ Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
PURL Polish Underground Research Laboratory
PV Photovoltaic power plants
PWR Pressurized Water Reactor
R
RES Renewable Energy Sources
RCCM Règles de Conception et de Construction des matériels Mécaniques des îlots nucléaires REP –Design and Construction Rules for Mechanical Components of PWR nuclear islands
RWDE [ZUOP] Radioactive Waste Disposal Enterprise [Zakład Unieszkodliwiania Odpadów Promieniotwórczych],a State‐owned public benefit corporation
S
SO2 Suplhur dioxide
SDR Special Drawing Rights, an international conventional participation unit
SWOT SWOT (Strengths/Weaknesses/Opportunities/Threats) analysis of a project
T
TSO Transmission System Operator
TWh Terawatt hour
U
93
Master EDDEE – Stage EDF
UDT Technical Supervision Office
EU the European Union
UOKiK The Office of Competition and Consumer Protection
URD Utility Requirements Document (USA)
URE Energy Regulatory Authority
V
V4 the Visegrad Group (Poland, Czech Rep., Slovak Rep., Hungary)
W
WENRA Western European Nuclear Regulators Association
VVER Water‐Water Power Reactor (Russ., Vodo‐Vodyanoi Energetichesky Reaktor), generic name usedfor Russian‐designed PWRs