Les transitions énergétiques se manifestent à travers l’espace et le temps. Alors que les objectifs nécessaires à la décarbonation sont évidents, les changements qui l’accompagnent dans l’organisation spatiale de l’activité économique ne sont peut-être pas aussi bien compris.
La carte interactive permet aux utilisateurs de visualiser la géographie des émissions de carbone résultant des installations dans le cadre du système d’échange de quotas d’émission (ETS) de l’Union européenne en 2019. Ce blog utilise les résultats de la carte, mais le lecteur est encouragé à expérimenter par lui-même.
Figure 1 : Émissions de carbone industrielles : carte interactive
Source : La carte compile les données que les installations industrielles sous l’ETS rapportent, trouvées au Journal des transactions de l’Union européenne. Nous remercions Jan Abrell pour le nettoyage initial et la mise en correspondance de ces données, qu’il met gratuitement à disposition sur https://euets.info/background et que nous utilisons. Les données sur les installations solaires et éoliennes sont tirées du Base de données mondiale sur les centrales électriques. Les données sur les mines de charbon actives dans l’UE sont fournies par le Centre commun de recherche de la Commission européenne. Les données sur les aciéries à faible teneur en carbone sont fournies par le Traqueur en acier vert développé conjointement par le Stockholm Environment Institute (SEI) et le secrétariat de LeadIT
Remarque : Les installations industrielles sous l’ETS sont codées par couleur selon leur type d’activité comme indiqué dans la légende. Les plantes sont représentées par trois cercles de rayons différents selon le CO enregistré2 émissions en 2019 : petites (< 300 000 t) moyennes (300 001 – 1 000 000 t) et grandes (> 1 000 000 t). Les tailles des cercles pour les mines de charbon, les installations solaires et éoliennes sont fixées selon une échelle continue des capacités relatives, respectivement en tonnes de production et en MW de puissance électrique. Les oléoducs sont dimensionnés indépendamment de la capacité.
L’accès à l’énergie a été le facteur déterminant de la localisation de l’activité économique tout au long de l’histoire. Par exemple, le schéma géographique de l’industrialisation dans l’Europe du XIXe siècle « a coïncidé étroitement avec la répartition géologique du charbon sous le sol ». À ce jour, la carte des installations de métaux ferreux reflète encore étroitement celle des mines de charbon en activité (Figure 2) (les exceptions notables sont les installations proches des ports, ou celles du nord de l’Italie qui bénéficient vraisemblablement d’une abondante hydroélectricité).
Figure 2 : Métaux ferreux à proximité des gisements de charbon
La raison en est que le charbon était un combustible relativement coûteux à transporter. Il était plus efficace de produire de l’acier sur des sites de gisements de charbon, puis de transporter l’acier.
L’émergence du pétrole au 20e siècle en tant que combustible plus facilement transférable a permis à l’activité industrielle de s’éloigner des sources d’extraction d’énergie, tout en laissant des contraintes géographiques. Un réseau hybride de transport par pipeline a émergé pour transporter le pétrole brut vers les centres de demande. Avant consommation, le pétrole brut doit être transformé en sous-produits commercialement intéressants (essence, diesel) dans une raffinerie. Ainsi, une carte des installations de raffinage d’énergie centralisées a émergé sur l’Europe, connectées aux nœuds de ce réseau de transport maritime (c’est-à-dire à l’extrémité des pipelines ou des ports). Les grands consommateurs industriels de produits pétroliers bruts, tels que les installations chimiques, se sont développés directement à côté des raffineries et y restent aujourd’hui (figure 3).
Figure 3 : Produits chimiques et production d’hydrogène à proximité des raffineries
Dans les années à venir, les combustibles fossiles joueront un rôle de moins en moins important dans le mix énergétique européen. L’accès à l’énergie sera plutôt largement déterminé par les sources d’électricité renouvelables (solaire, éolienne, hydraulique) et les carburants dérivés de ces intrants (hydrogène, ammoniac). Les sources de captage, de conversion et de distribution de l’énergie vont changer, ce qui fera avancer une nouvelle topographie de l’activité économique, qui n’est plus contrainte par les gisements de carbone. L’importance sociétale de cela est mise en évidence par l’expérience exemplaire du Royaume-Uni en matière de restructuration industrielle dans la seconde moitié du 20e siècle. La désindustrialisation rapide avait un « modèle géographique distinct » et « a restructuré le tissu social de la Grande-Bretagne dans des directions importantes et sélectives », qui persistent à ce jour.
La mesure dans laquelle une délocalisation industrielle importante se produira dépendra d’un mélange de :
- différences spécifiques à l’emplacement dans les coûts de capture d’énergie (propre) ;
- la capacité de transporter à moindre coût cette énergie ;
- les effets « collants » existants par lesquels des couches d’activité économique s’agglomèrent autour du capital initial et des investissements humains.
Les coûts relatifs du captage de l’énergie sont principalement déterminés par des ressources géologiques revalorisées (par exemple, la disponibilité de l’énergie solaire et éolienne, voir la carte interactive pour les tendances de déploiement actuelles). À côté de la géographie naturelle, le coût du capital est un deuxième déterminant clé du déploiement. La part des coûts d’investissement dans la production d’énergies renouvelables est plus élevée que pour l’extraction de combustibles fossiles, où les coûts d’exploitation jouent un rôle important, et on peut donc s’attendre à ce que le coût du capital joue un rôle croissant dans le façonnement de la géographie de la capture et de la conversion de l’énergie. Cela sera particulièrement important lorsque l’on considère la concurrence entre le déploiement à l’intérieur ou à l’extérieur des frontières de l’UE.
La délocalisation ultérieure de l’industrie lourde vers des sources moins chères de captage d’énergie dépendra de la coût du transport de l’énergie. Concrètement, la comparaison des différences de coûts selon l’emplacement et les coûts de transport orientera les arguments économiques pour ou contre la délocalisation.
Sans investissements importants dans les infrastructures, à mesure que la demande d’électricité augmente, la congestion du réseau et les goulets d’étranglement augmenteront. Déjà, des zones du réseau électrique ont du mal à déplacer la production d’énergie renouvelable vers les sources de demande – un excellent exemple est l’Allemagne qui a construit une capacité de production éolienne et solaire importante dans son nord mais ne parvient pas à la connecter aux centres de demande dans le sud. Dans un marché parfait, des écarts de prix se développeraient et encourageraient les délocalisations. Cependant, les choix de conception du marché peuvent atténuer les différences de prix entre les emplacements (par exemple, un prix de gros de l’électricité unique est appliqué en Allemagne, tandis que l’Italie est divisée en six zones tarifaires). L’implication est que l’Allemagne supprime les mouvements naturels des prix et socialise les localisations industrielles inefficaces.
Au-delà de l’électricité, il est plausible que des gaz propres, comme l’hydrogène ou le biométhane, soient transportés. Ces gaz nécessitent des installations de première transformation à partir de l’électricité. Elles peuvent émerger dans une structure centralisée (comme les raffineries de pétrole d’aujourd’hui) ou être plus décentralisées. Cela dépendra des économies d’échelle associées à la transformation et à la construction d’infrastructures pour transporter les gaz verts des points de production centraux vers des centres de demande plus distribués. Dans tous les cas, l’industrie estime que le transport de l’hydrogène peut être relativement bon marché (du même ordre de grandeur que le transport du gaz naturel).
Une question importante sera de savoir s’il est moins cher de transporter des intrants intermédiaires (électricité, hydrogène) ou des produits finis. Par exemple, sera-t-il moins cher de transporter une tonne d’acier du Maroc vers l’Espagne ou de transporter l’hydrogène nécessaire à la production d’une tonne. En supposant 2,5 MWh d’hydrogène / tonne d’acier, les estimations placeraient le coût de transport de l’hydrogène à (2,5 MWh/t * 6 € / MWh) 15 € / t. Une estimation de l’industrie suggère que le transport d’une tonne d’acier par bateau a un coût de transport similaire.
Cependant, les choix de localisation de demain ne sont pas gravés sur une carte vierge. Les sites industriels sont bien établi et il y a des avantages de la colocation par des effets d’agglomération. Massey (1984) met en évidence le concept de « stratification » économique selon lequel de nouvelles industries s’établissent à proximité des emplacements existants en raison d’externalités positives. Pour que les industries conservent leur emplacement actuel, de nouveaux approvisionnements importants en énergie devront être établis. Dans une économie post-combustible fossile, cela dépendra de la construction à faible coût de nouvelles infrastructures énergétiques pour le transport de l’électricité et des carburants alternatifs à faible teneur en carbone.
Jusqu’à présent, les projets pilotes d’acier à faible teneur en carbone ont préféré s’implanter au sein de grappes industrielles (Figure 4). Reste à voir si ce sera le cas pour les économies d’échelle. Il pourrait y avoir des points de basculement où suffisamment d’installations se déplacent de l’endroit où les facteurs d’entrée étaient directement disponibles dans le passé à l’endroit où ils sont le mieux disponibles maintenant, qu’une masse critique arrive dans de nouveaux emplacements, déclenchant de nouveaux avantages d’agglomération. Par exemple, des usines de démonstration d’hydrogène et d’acier ont été déployées à Hambourg à proximité de parcs éoliens sur la côte nord de l’Allemagne.
Figure 4 : Usines d’acier à faible teneur en carbone prévues à côté de la capacité existante
Pour les décideurs politiques, une question clé sera de savoir s’il faut préserver les structures existantes en mettant en œuvre des mesures pour maintenir l’accès/les prix de l’énergie aux emplacements historiques compétitifs, ou adopter une nouvelle géographie économique de l’énergie décarbonée. Les politiques pour défendre la géographie actuelle pourraient être une réglementation des prix et des subventions (telles que la compensation des coûts indirects que seuls certains pays de l’UE offrent à leurs consommateurs industriels), des choix de conception de marché (par exemple sur la différenciation des prix régionaux) ou des investissements dans les infrastructures énergétiques. En Allemagne, par exemple, les consommateurs du nord riche en énergie éolienne ne bénéficient pas de coûts de production inférieurs (les prix de gros étant maintenus uniformes dans toute l’Allemagne) mais doivent contribuer aux lignes de transmission vers les centres de demande historiques du sud.
Il ne s’agira pas seulement de choix nationaux en matière de politique énergétique – la mesure dans laquelle une nouvelle géographie économique peut se développer sera également largement façonnée par la législation de l’Union européenne sur la planification des infrastructures, les aides d’État, la conception du marché de l’énergie et les politiques climatiques. L’économie politique de ce changement sera passionnante : les puissances industrielles en place auront beaucoup de ressources pour défendre les structures existantes tandis que les champions émergents des énergies renouvelables pourraient potentiellement voir une nouvelle chance d’industrialisation.
Citation recommandée :
McWilliams, B. et G. Zachmann (2021) « Une nouvelle géographie économique de la décarbonisation ? », Blogue Bruegel, 8 novembre
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