Cela fait plus de 40 ans que l’on nous raconte la même histoire de la fin imminente des énergies phares de la révolution industrielle, le pétrole et le charbon, l’une par épuisement de la ressource, l’autre par condamnation vox populi. Cela fait 20 ans que les colloques débitent le récit de la désintoxication obligée des zones industrialo-portuaires, shootées depuis des décennies à ces trafics souvent assimilés à des rentes. Cela fait dix ans que l’on nous prépare psychologiquement à l’idée que les qualités de ces énergies, qui ont fait le job grâce à leur abondance, leur disponibilité et leur prix, ne correspondent plus aux compétences recherchées pour le profil de poste des années à venir. Trop noires Soulages pour une planète dont il faut retrouver le vert et le bleu.
Mais il y a toujours un événement géopolitique ou deux pour leur proroger leur AOT de quelques années quand bien même il y a conflit d’intérêt avec la transition énergétique et certaines décisions politiques. Les deux dernières années ont encore offert une éclatante illustration de ces contradictions permanentes. Quel destin en effet, le charbon et le pétrole qui n’en finissent plus de mourir.
Épidémie et guerre en Ukraine, éléments suffisants pour rallumer les chaudières
Bien avant la guerre en Ukraine, l’épidémie, qui a complétement déstructuré l’approvisionnement mondial et désorganisé les marchés de matières premières, a engendré une flambée du coût de production de l’électricité et poussé de nombreux États à relancer leur production à partir du charbon. Le combustible fossile et le gaz naturel restent les deux principales sources pour produire de l'électricité, l’un prévalant sur l’autre en fonction de leurs coûts relatifs.
Si le charbon avait été le grand gagnant fossile de l’année 2021, grâce notamment aux cours élevés du gaz sur les marchés mondiaux, il est devenu, depuis le bannissement de l’origine russe, une denrée rare. En la matière, les rapports de force sont assez rapidement établis : peu de fournisseurs en mesure d’approvisionner en grande quantité et des acheteurs en volume en dépit du profil peu vertueux de l’énergie du XIXe siècle. La Chine et l’Inde sont les deux premiers consommateurs et importateurs de charbon au monde. La Russie est le sixième plus grand producteur mondial et le détenteur de la deuxième plus grande réserve mondiale.
Contrairement à l’effet recherché par les sanctions internationales, non seulement l’Inde et la Chine se sont jetés sur le charbon russe à prix décoté. Mais encore en Europe, les pays ont rallumé « temporairement » les chaudières et les turbines ou décalé les mises à l’arrêt.
Selon le courtier Banchero Costa, entre janvier et juin, le Vieux-Continent a représenté 10,4 % des expéditions mondiales de charbon par voie maritime (+ 30,3 % en un an pour atteindre 87,1 Mt). Et leurs importations ont encore augmenté de 49,6 % par rapport au premier semestre 2021 pour atteindre 57,6 Mt.
L’appétence mondiale pour le charbon a été telle qu’elle a créé une file d’attente de 111 vraquiers aux abords des ports indonésiens, premier exportateur mondial de charbon. Et entre le 9 mai et le 29 juin, le temps d’attente moyen des vraquiers à Rotterdam, un des premiers terminaux d'importation de charbon en Europe, est passé de 48 à 186 heures.
Déclin du charbon, vraiment ?
« Il nous en reste », convient David Lefranc, directeur de l’aménagement et de l’environnement du port de Dunkerque, qui intervenait dans l’une des huit tables rondes organisées par le Cerema dans le cadre des Assises Port du Futur, dont la 12e édition s’est tenue les 4 et 5 octobre à Lorient. « Il nous reste encore le flux du charbon à coke et ce n'est pas demain qu’on l’arrêtera si on veut maintenir notre industrie sidérurgique, même si une décroissance est probable dans les années qui viennent », assure le représentant du port souvent présenté comme le premier en France pour les minerais et de charbon, dissociant bien le charbon thermique, qui sert à produire de l’électricité, du charbon sidérurgique, ingrédient essentiel avec le minerai à la fabrication de l’acier. « À Dunkerque, nous avons encore une industrie lourde – acier, aluminium, manganèse –, et elle consomme du minerai et du charbon. On espère qu'on aura encore des trafics importants de minerais tout en accompagnant la décarbonation de ces sites ».
En revanche, le charbon thermique a bien dévissé. « Dans les années 2000, nous étions sur un niveau d’importation de l’ordre de 8 Mt de charbon. Il est désormais entre 2 et 2,5 Mt et devrait être à l'horizon 2030 autour de 1,5 Mt. Le déclin est le reflet de la fermeture progressive des centrales thermiques en France, à l’exception de deux qui vont faire de la résistance cet hiver à titre exceptionnel. Quoi qu’il en soit, cela quelques années que, compte tenu du stock conséquent, on n'avait plus ces flux ». Le port des hauts-de-France alimentait jusqu’en 2017 (date à partir de laquelle les flux sont entrés par Rotterdam) celle de Saint-Avold, exploitée par GazelEnergie, qui va rempiler jusqu’au 31 mars sur décision gouvernementale en date du 22 juillet, pour éviter le black-out cet hiver. 500 000 t de charbon seront nécessaires.
« Quand nous nous sommes implantés en France, dans les années 2000, le charbon représentait une part importante de notre trafic. Quand on regarde dans le rétroviseur, on est à vrai dire surpris du changement d'atmosphère », rebondit Nils Beneton, le directeur général de Sea Invest, le manutentionnaire portuaire belge (25 ports dans le monde, 100 Mt de fret traités par an). « Vers 2007, nous traitions des volumes de quelque 20 Mt. En 2010, il n’était plus que de 12 Mt, tombé à 8 Mt en 2021 et très probablement autour de 3 Mt d’ici sept à huit ans ».
Fin du règne du tout-pétrole, vraiment ?
« Le déclin est aussi continu sur les volumes pétroliers, ajoute Marc Dunet, directeur régional Bretagne de TotalEnergies. Après le premier choc pétrolier, ils s’établissaient à 240 Mt. En 2019, ils atteignaient 120 Mt. Le repli des trafics va s'accélérer dans la mesure où un cadre législatif interdit la vente de véhicules thermiques à partir de 2035. Si les délais sont tenus, c'est un manque à gagner pour les ports de 34 Mt ». Avec l'arrêt de la vente de chaudières au fioul en 2022, égrène le dirigeant, ce sont 4 Mt supplémentaires qui vont s’évaporer.
« Mais ce n’est pas une rupture, insiste-t-il. Les flux sont d’ores et déjà remplacés par d’autres. Le GNL en fait partie. En 2019, nous étions sur un tonnage importé de 20 Mt en France. L’année 2022 sera incontestablement une année record, proche des 28 Mt. Au 10 septembre, nous étions déjà sur le niveau de 2019 ».
Transformation des outils de raffinage
Les flux s’adaptent car les outils de raffinage se transforment. TotalEnergies « a fait sa part de boulot en France puisque deux unités sont en passe de devenir des bioraffineries ». La raffinerie de Grandpuits, en Seine-et-Marne, est en cours de conversion pour produire d’ici 2025 des biocarburants et bioplastiques à partir de nouvelles molécules, tandis que celle de la Mède (Marseille Fos) a opéré sa mue pour produire du diesel renouvelable. « Là, on a substitué au pétrole de la biomasse et cela génère d’autres flux pour les intrants »
Pour Marc Dunet, l’évolution du mix énergétique génère des opportunités pour d’autres trafics en amont et en aval. « Le pellet de bois en France, par exemple, est une nouvelle énergie qui vient remplacer peu à peu le chauffage domestique. Un marché de 2,5 Mt s'est créé en France mais on est déficitaire dans la production d’un million, donc on est obligé d'importer. Il manque d’ailleurs des points d’import sur toutes les façades maritimes du pays pour ce business appelé à se développer », parle en connaisseur le dirigeant qui a travaillé dans ce secteur.
TotalEnergies vient d’inaugurer sur le site portuaire de Sea-Invest de Grand-Couronne à Rouen une unité de stockage de vrac et d’ensachage de pellets importés d’une capacité initiale de 25 000 t/an, un flux d'import qui arrive dans des navires 4 à 50 000 tpl depuis l’Europe du Nord et qui est en passe de doubler d’ici 2025. « Je suis conscient que par rapport à un super tanker de 300 000 t, cela ne fait pas le poids mais c’est une énergie nouvelle et qui va s’ancrer dans la durée ».
Mue des plateformes pétrochimiques
« Pour accompagner ces nouvelles énergies, les grandes plateformes pétrochimiques ne vont pas disparaître mais vont se transformer », est convaincu Marc Dunet, pour lequel, à l'horizon 2030, « l’Europe consommera 20 Mt d’hydrogène, dont 10 Mt importés ». L’historique major pétrolière, très engagée dans toute la chaîne de valeur du GNL est aussi proactive dans l’hydrogène. Elle a signé avec le groupe français gazier Engie un accord en vue de produire à La Mède de l’hydrogène pour les besoins de la bioraffinerie de Total. L'électrolyseur de 40 MW sera alimenté par des fermes solaires d'une capacité globale de plus de 100 MW.
« L’hydrogène servira dans un premier temps à décarboner nos activités. Mais demain il pourra servir à produire du e-carburant [électro-carburants, NDLR], carburants de synthèse produits sans pétrole ni biomasse, mais à partir de CO2 et d’électricité bas-carbone ». Les e-carburants s’inscrivent dans une approche circulaire dans laquelle le CO2 émis lors de la combustion à un rôle à jouer.
CO2 et hydrogène, le duo énergétique des feuilles de route portuaires
« Le CO2 comme l’hydrogène sont déterminants dans notre feuille de route portuaire car ce sont des éléments clés de la décarbonation, assure David Lefranc. On mise sur le CO2 résiduel, celui qu'on n'aura pas réussi à abattre à la source dans nos industries. L’idée est donc le capter pour l'utiliser à des fins de production de e-carburant. Nous avons un projet avec un partenaire américain. L’idée est aussi de le liquéfier et, au cas par cas, permettre aux entreprises de la région de bénéficier de la technologie du puits carbone [capture et stockage du carbone sur les grands sites d'émission, ou directement dans l'air (Direct Air Capture, DAC), NDLR] »
Jusqu’à présent, le transport de CO2 est réservé à quelques niches de marché, notamment pour le compte d’industriels. Mais les progrès technologiques ont fait émerger de nouvelles demandes et les navires s’adaptent déjà en s’allongeant. Les projets se sont multipliés ces derniers mois pour répondre à ces nouveaux marchés.
« Le trafic de CO2 est déjà une réalité », intervient Marc Dunet. « TotalEnergies pratique l’enfouissement du CO2 depuis 2010 dans les anciens champs gaziers de Lacq. Le développement de cette technologie représentera effectivement des dizaines de millions de tonnes de flux dans les années à venir. On en réutilisera une partie pour faire les fameux e-carburants ». TotalEnergies fait partie d'un consortium engagé dans la coentreprise Northern Light, basée en Norvège, dont le projet vise à séquestrer le CO2 dans les anciens champs gaziers norvégiens en mer du Nord. L’entreprise a commandé en octobre 2021 ses deux premiers transporteurs de CO2 au constructeur chinois Dalian.
Les premiers navires partiront d’Anvers en 2025, acheminant le CO2 capté en Europe jusqu'au terminal norvégien de réception à Øygarden. De là, le CO2 sera transporté par un pipeline jusqu’à son stockage permanent dans un réservoir géologique situé à 2,6 km sous la mer. Le terminal aura la capacité de stocker jusqu'à 1,5 Mt de CO2 par an. Le géant de production d’engrais Yara sera le premier client. « Ce sont dans un premier temps 800 000 t de CO2 qui seront liquéfiés et qui embarqueront pour être enfouis en mer du Nord ».
Sans industries, pas de flux
Nils Beneton ne manifeste pas plus d'inquiétude quant à la décroissance du charbon et il estime qu’il a déjà été remplacé. « J’en veux pour preuve qu’il n'y a pas eu de décroissance des trafics dans nos ports. Dans les centrales thermiques, le charbon a été remplacé par du gaz et de la biomasse, dont une partie importée. Et il y aura d’autres produits et d'autres flux ». Pas d’inquiétude « pour autant que nous soyons efficaces et rapides et que ce ne soit pas d'autres pays qui prennent des parts de marché ».
Encore faut-il qu’il y ait maintien d’une industrie en France, sans quoi, il n’y aura pas de flux, prévient le professionnel. « La question renvoie à celle devenir de la sidérurgie ? Est-ce que nous aurons encore des aciéries et sur quels ports ? Il y a un vrai combat à mener en France pour maintenir l’industrie automobile. Est-ce que nous voulons que cette industrie reste chez nous ou qu'elle soit en Allemagne ou en Angleterre ? ». Le militant pro-industrie appelle un geste politique fort. « Accompagner ces industries dans la transition écologique à laquelle elles doivent faire face alors qu’elles pourraient rencontrer une concurrence déloyale de production d'acier hors Union européenne est capital. »
Recettes industrielles en évolution
Pour autant, la part du charbon à coke est aussi appelée à diminuer de 60 % dans les sept années qui viennent, estime-t-il, en raison de la fermeture de haut-fourneaux. « ArcelorMittal a prévu, sur son site de Dunkerque, de fermer le haut-fourneau 2 et de remplacer le troisième par une aciérie électrique, d'origine nucléaire pour l'essentiel, tandis que l’acier sera fabriqué à partir de ferrailles et la production sera revue avec un process de récupération de CO2. C’est 1 Mt de charbon en moins mais en contrepartie, c’est un trafic de ferraille qui va se substituer et l’émergence d’une économie autour du CO2 », avance le manutentionnaire.
Les recettes industrielles évoluent par ailleurs, note-t-il. Des combustibles alternatifs sont déjà introduits, qui peuvent être générés localement mais aussi importés. Pour le ciment, produit très carboné car constitué d'un mélange de calcaire, d'argile et d'oxydes métalliques et jusqu’à présent gourmand en charbon à coke et en pétrole, la consommation de laitiers est appelée à se développer.
Ainsi à Dunkerque, la société vendéenne Hoffmann Green Cement Technologies va installer une troisième unité de production de son ciment bas carbone, dont le procédé sans calcaire ni combustion repose sur l'activation à froid, grâce à des composants chimiques, d'un mélange d'argile, de gypse et de laitier, c’est-à-dire des déchets de hauts fourneaux de la sidérurgie. Cette unité d'une capacité de 250 000 t par an sera opérationnelle en novembre prochain.
Réaffectation des terminaux
L’émergence des énergies alternatives a déjà un impact sur les terminaux portuaires dont les usages sont réaffectés. La start-up grenobloise Verkor, a choisi le port de Dunkerque pour sa première Gigafactory de batteries électriques, dont la production doit démarrer début 2025, avec une capacité de 16 GWh. La troisième en réalité à voir le jour dans les Hauts-de-France.
« C'est une industrie qui va s'implanter sur 80 ha au sein d’une de nos zones clés en main, susceptible de créer 1 200 emplois directs et 3 000 emplois indirects », avance David Lefranc. Dunkerque-Port, qui a été le premier site portuaire à être labellisé « sites industriels clefs en main », a désormais deux zones agréées : la plateforme Zone Grandes Industries (ZGI, 160 ha) et Dunkerque Logistique internationale (DLI, 160 ha). Ce concept désigne des terrains à vocation industrielle pré-aménagés et dé-risqués, pour lesquels l'État garantit un délai de trois mois pour l'obtention du permis de construire et de neuf mois pour les autorisations environnementales car les procédures administratives ont été anticipées.
« Ces activités vont générer des flux de conteneurs et de vrac mais au-delà, la filière de la batterie offre des opportunités en amont et en aval. Nous avons actuellement des discussions pour sécuriser un certain nombre de minerais rares qui rentrent dans la composition des batteries. En aval, il y a des enjeux sur le recyclage de ces batteries afin de récupérer certains ces minerais rares pour qu'ils restent chez nous et qu'on puisse les réutiliser », espère David Lefranc.
Domanialité à revoir
« Tous ces nouveaux flux interrogent sur la capacité de la domanialité portuaire à évoluer avec la décarbonation, réagit Nils Beneton. Dans le cas de Marseille Fos, il pourrait y avoir 400 000 t de biomasse à traiter d’ici 2023. Mais du fait de sa densité, il faudra multiplier son volume par quatre par rapport au charbon ». Le contenu énergétique des biocombustibles est en effet inférieur à celui du charbon. Il en faut donc plus pour obtenir la même quantité d’énergie. La faible masse volumique de la biomasse complique en outre la manutention, le transport, l’entreposage et la combustion. Y-aura-t-il de l’espace pour…? avertit-il.
Lamia Kerdjoudj va au-delà et pose la question « fondamentale » de la gouvernance. « Quel contrat futur entre les autorités portuaires et les opérateurs portuaires privés qui y investissent », interroge faussement la secrétaire générale de la Feport, l’organisation européenne qui représente les intérêts de quelque 1 225 opérateurs portuaires privés. Aujourd’hui, les contrats portuaires sont assis sur des business models ou produits promis au déclin. « Le port sort de son rôle de jonction entre deux modes, qu’on lui a connu pendant des décennies, avec juste des opérations de chargement et de déchargement pour évoluer vers des écosystèmes industriels à part entière, où l’on va aussi produire sur place des énergies alternatives, de l'hydrogène, du méthanol, de l’électricité verte ».
Gouvernance problématique
La Feport est très engagée dans les discussions en cours à Bruxelles sur l’arsenal législatif européen en vue de l’adoption du paquet Fit for 55 qui concerne à la fois le transport maritime et les ports dont il est attendu qu’ils fournissent des énergies alternatives.
« Cela va assez vite mais on ne peut pas faire l’économie d’un débat sur la claire répartition des rôles. En France, l'infrastructure est gérée par les autorités portuaires, qui ont une délégation des États au niveau local. C'est le cas dans un certain nombre de pays. Les investissements à réaliser pour la mise en place d’une offre de fuel doivent respecter ce schéma », évacue la porte-parole des manutentionnaires. En clair, non, il ne revient pas aux opérateurs de terminaux d’investir en lieu et place des établissements portuaires. « L'opérateur privé, lui, est là pour offrir le service. Les investisseurs privés ont énormément investi dans les ports ces dernières années et ont apporté en termes d’attractivité et de compétitivité ».
Avoir voix au chapitre est une vieille et constante revendication des opérateurs portuaires, qui ont souvent la désagréable impression d’être considérés comme des tiroirs-caisses sans droit de regard sur les orientations stratégiques actées.
« La gouvernance est problématique en France », abonde Niels Beneton, qui pointe les niveaux de tutelle dans les ports et le lent processus de décision, tous deux incompatibles avec la réactivité qu’exige aujourd’hui le temps économique. Pour réindustrialiser la France et surtout développer l’industrie de demain – « ce n’est pas une option quand le PIB industriel de la France est à 11 % là où les pays nord-européens sont à 25 % » – il n’y a pas quatre chemins par où passer, signifie-t-il. Les ports sont en effet les rares endroits où il y a encore du foncier. Mais « les directeurs de ports auront-ils la capacité à revoir le cadre législatif, que ce soit dans les règles de domanialité mais aussi dans l’aménagement du foncier. Car il n’y aura pas non plus de transition énergétique sans terrains. »
Adeline Descamps