Vers une nouvelle géographie du commerce de l’énergie : les cas de l’Australie et du Chili

Suite des Nouveaux marchands de soleil et de De l’énergie pour quoi faire ?.

Jusqu’au XX^e siècle et la grande percée du pétrole dans les bouquets énergétiques, le commerce international de l’énergie était peu intense et les approvisionnements, surtout locaux. Cela tenait à la faible densité en énergie des combustibles dominants de l’époque, y compris du charbon, au regard de l’efficacité énergétique des modes de transport d’alors. En outre, les pays pionniers de la révolution industrielle étaient bien dotés en charbon. Cette heureuse proximité géographique entre ressources et besoins s’est depuis beaucoup raréfiée.

La rupture intervient avec l’essor du pétrole. Bien que les États-Unis commencent à en exporter dès la fin du XIX^e siècle, notamment vers l’Europe et l’Asie, cette source d’énergie reste, jusqu’au milieu du XX^e siècle, minoritaire dans la consommation totale. Il faudra la mise en exploitation au Moyen-Orient de vastes réserves aux coûts d’extraction très bas, le développement de modes de transport (navires-citernes, oléoducs) plus efficaces que les fameux barils, et enfin, la victoire du moteur à combustion sur ses concurrents électriques et à vapeur pour que l’usage et le commerce du pétrole se généralisent à l’échelle planétaire.

À la demande nouvelle de carburant créée par la diffusion des automobiles et les débuts de l’aviation civile s’ajoute, dans le chauffage ou la production d’électricité, un phénomène de substitution du charbon par du pétrole bon marché. Après les chocs pétroliers des années 1970, ce mouvement s’arrête, mais pas la croissance de la consommation de pétrole, principalement tirée par le secteur du transport et pour lequel il n’existe toujours pas aujourd’hui d’alternative compétitive en termes économiques.

En outre, parce que les réserves exploitables de pétrole sont distribuées de façon plus inégale que ne l’étaient celles du charbon à son apogée, notamment à l’avantage des pays du Moyen-Orient, cette ressource est la plus échangée sur la planète et représente, en tenant compte à la fois de la matière brute et raffinée, près de 5 % du commerce mondial en valeur¹.

L’industrie du gaz naturel, quant à elle, a décollé suivant une trajectoire similaire mais dont le point d’origine remonte plutôt aux années 1980. Après une première phase d’échanges essentiellement régionaux en raison des limitations propres au transport par gazoduc, la baisse des coûts de liquéfaction et de regazéification, et donc de transport par navire méthanier, ainsi que la meilleure maîtrise des techniques d’extraction dans les roches schisteuses ont amené depuis les années 2000 le marché mondial du gaz à ressembler de plus en plus à celui du pétrole. Il compte désormais plus de participants et est plus globalisé tout en étant moins encadré par des contrats et des infrastructures de long terme. Cette convergence est également renforcée par le fait que, comme le montrent les cartes ci-dessus, les pays les mieux dotés en réserves de gaz naturel sont dans une large mesure les mêmes que les grands producteurs pétroliers.

Parmi les bénéficiaires de l’abandon programmé des énergies fossiles au profit de l’électricité d’origine renouvelable et de son vecteur hydrogène, on peut citer au moins deux pays : l’Australie et le Chili.

L’Australie

Déjà grand fournisseur de charbon – elle représente à elle seule un tiers des exportations mondiales – et premier exportateur de gaz naturel liquéfié (GNL), l’Australie bénéficie en même temps d’une excellente exposition au rayonnement solaire comme au vent. Elle possède également beaucoup d’espace disponible puisque son territoire de 7,7 millions de km², grand comme quatorze fois la France, ne compte que 26 millions d’habitants concentrés dans les régions côtières.

Avec de telles conditions, il n’est pas étonnant que ce pays ambitionne de devenir pour le reste de la planète un fournisseur d’énergie encore plus important qu’aujourd’hui, notamment d’énergie décarbonée. Bien que les autorités australiennes n’aient pas publié à ce sujet de document stratégique qui recouvrirait tous les volets concernés, nous pouvons identifier trois piliers qui fondent les ambitions de Canberra.

Le premier a trait à la génération d’électricité. En valeur absolue, la production australienne est et restera sans doute loin derrière les géants chinois, américain et européen, mais du fait de besoins locaux comparativement limités, le surplus potentiel serait malgré tout conséquent et pourrait donc être exporté. En 2020, la capacité de production d’électricité renouvelable s’élevait à près de 36 GW, dont un peu de plus de 9 GW d’éoliennes terrestres et marines, 18 GW de panneaux solaires et 8 GW de barrages hydroélectriques². En outre, elle augmente de plus de 20 % par an depuis 2017 et possède encore un vaste potentiel de croissance. Du point de vue de la consommation, l’électricité d’origine renouvelable représente déjà aujourd’hui près d’un tiers du total utilisé, soit un doublement en cinq ans³.

Le deuxième pilier vise le transport d’électricité en tant que telle. L’Australie, en dépit de son caractère insulaire et de son relatif isolement géographique, pourrait en effet exporter son électricité aux économies très dynamiques des pays d’Asie du Sud-est au travers de longs câbles sous-marins. Le projet phare en la matière est le Sun Cable qui relierait Darwin, situé au nord de l’île, à la riche cité-État de Singapour distante de plus de 3 000 kilomètres vers le nord-ouest. Comprenant également 12 000 hectares de panneaux solaires, 20 GW de capacité de production et le double de stockage, le projet Sun Cable pourrait couvrir jusqu’à 15 % des besoins en électricité de la petite Singapour. Sous réserve de l’obtention des autorisations et des fonds nécessaires – plus de 20 milliards d’euros –, les travaux sont prévus pour débuter en 2024 et conduire à une mise en service en 2027.

Néanmoins, compte tenu du défi technique que représente cette liaison par câble, les producteurs australiens d’électricité misent davantage sur la livraison d’hydrogène⁴ pour pouvoir, selon la formule d’un haut conseiller scientifique au gouvernement fédéral de Canberra, « expédier du soleil »⁵.

À la proximité de sources renouvelables d’énergie électrique s’ajoute ici une autre condition, l’accès à des ressources en eau, puisque la production d’un kilogramme d’hydrogène par le procédé d’électrolyse utilise au minimum 9 kilogrammes d’eau⁶. Certes, cette eau ne disparaît pas et se reforme au moment de la combustion des molécules de H₂, mais l’on comprend que si le kilogramme d’hydrogène produit en Australie est consommé dans une autre région du monde, le volume d’eau correspondant ne reviendra pas vers son « pays d’origine », de sorte qu’exporter de l’hydrogène équivaut à exporter de l’eau en même temps. Néanmoins, au-delà de la question de la disponibilité locale des ressources en eau, à l’échelle d’un grand pays maritime comme l’Australie, l’eau ne devrait pas constituer un facteur limitant pour la production d’hydrogène dans la mesure où les besoins en volume resteront dans tous les cas insignifiants en comparaison de la consommation d’autres secteurs comme l’agriculture. Des apports supplémentaires « artificiels » sont par ailleurs possibles au travers du dessalement de l’eau de mer.

En croisant ces deux critères de proximité des ressources en eau et des sources renouvelables d’énergie, l’organisme public Geoscience Australia estime que 3 % du territoire national est « très adapté à la production d’hydrogène par utilisation d’électricité venant de sources renouvelables », et ces 262 000 km² – presque autant que la moitié de la France métropolitaine, tout de même – sont essentiellement situés près des côtes⁷. Les autorités ne se sont pas avancées à traduire la totalité de ce potentiel en volume d’hydrogène, mais tablent sur des exportations en millions de tonnes pour un chiffre d’affaires en milliards d’euros⁸.

Comme le gaz naturel, l’hydrogène peut être acheminé sous forme gazeuse dans des tubes, les pipelines, ou bien à l’état liquide à bord de navires. Dans le cas de l’Australie, la difficulté technique que représenterait la pose de milliers de kilomètres de tubes au fond des océans vers les marchés d’Asie du Sud-est a logiquement conduit à privilégier le transport par bateau. De fait, le premier navire au monde conçu pour la livraison d’hydrogène liquide, le Suiso Frontier, a été mis à la mer en 2019 au Japon, et à l’issue de nombreux essais, il y a ramené en février 2022 sa toute première cargaison… en provenance d’Australie. Cependant, il ne s’agissait pas d’hydrogène « vert » produit à partir d’électricité d’origine renouvelable, mais d’hydrogène « brun » fabriqué par gazéification du charbon.

Que ce projet pionnier de « chaîne d’approvisionnement en énergie hydrogène » (HESC) lie l’Australie et le Japon n’est pas une coïncidence. Les atouts naturels de l’Australie pour la production d’hydrogène répondent en effet aux besoins particuliers du Japon, archipel très peuplé – plus de 120 millions d’habitants –, fortement industrialisé, avec peu d’espace disponible et pratiquement dépourvu de gisements d’hydrocarbures et de charbon. En raison de ces contraintes, le Japon est à la fois très dépendant des énergies fossiles, plus faciles à importer et exploiter, et des importations en tant que telles avec un taux de dépendance proche de 90 %⁹. Par ailleurs, le pays a des relations difficiles avec ses principaux voisins immédiats que sont la Russie, la Corée du Sud et la Chine, de sorte qu’il doit chercher des fournisseurs plus lointains et moins susceptibles de politiser les livraisons d’énergie.

À ce titre, l’Australie est un partenaire de choix, d’autant que les deux États insulaires partagent un ferme ancrage occidental à la fois en termes de valeurs avec l’attachement à la démocratie libérale et en termes d’orientation stratégique. Sans être formellement alliés l’un de l’autre, ils sont chacun de leur côté liés aux États-Unis par un pacte de défense mutuelle, et de façon bilatérale, les gouvernements de Canberra et de Tokyo ont signé en janvier 2022 un accord de coopération militaire d’une profondeur inédite. L’Australie et le Japon sont enfin membres du Quad, ce « Dialogue quadrilatéral pour la sécurité » qui rassemble également les États-Unis et l’Inde dans le but de défendre un espace indopacifique « libre et ouvert »¹⁰ face à une Chine implicitement désignée comme une menace.

L’importance des affinités politico-stratégiques est particulièrement visible dans le cas de la Chine, dont on aurait pu croire que sa position d’énorme consommateur de matières premières et de premier partenaire commercial de l’Australie en ferait un pays choyé par Canberra. En réalité, si les autorités australiennes s’étaient bien efforcées dans les années 2000 et 2010 de développer avec Pékin un « partenariat stratégique complet » qui dépasserait les seuls sujets commerciaux, le renforcement contesté de la présence militaire chinoise en mer de Chine méridionale, des « interférences » dans la vie politique australienne¹¹ et des investissements sensibles sur le plan sécuritaire ont rendu les Australiens défiants, d’autant que l’amorce du « pivot » américain vers l’Asie les a contraint de plus en plus à devoir choisir leur camp entre Washington et Pékin.

Dans un tel contexte déjà très dégradé, la demande exprimée par Canberra en 2020 d’ouvrir une enquête indépendante sur les origines du virus SARS-CoV-2 et de la pandémie de COVID-19 a été perçue par le régime chinois comme une mise en cause de sa responsabilité. En représailles, il a entravé les importations de certains produits australiens et déchaîné contre l’Australie son appareil diplomatique et de propagande¹². Les autorités fédérales australiennes ont pour leur part confirmé leur alignement sur la politique américaine d’endiguement de la Chine en concluant avec Washington et Londres le « partenariat de sécurité trilatéral renforcé » AUKUS et en affirmant leur volonté de diversifier les relations commerciales du pays, aussi bien pour ses exportations que pour ses approvisionnements en terres rares dont la Chine assure 85 % de la production mondiale.

Ainsi, la Chine n’est pas explicitement mentionnée parmi les destinations possibles de l’hydrogène vert fabriqué en Australie, au contraire de pays comme le Japon, la Corée du Sud, voire d’acheteurs plus distants comme l’Allemagne, plus grand consommateur d’énergie dans l’Union européenne et confronté au double impératif de réduire ses émissions de gaz à effet de serre et ses importations d’hydrocarbures russes. Enfin, il est probable que l’Australie ne se contente pas du rôle de fournisseur d’énergie politiquement fiable et qu’elle cherchera pas à profiter de sa manne pour pouvoir également exporter des produits intermédiaires à plus forte valeur ajoutée.

Le Chili

Dans le même hémisphère sud, de l’autre côté de l’océan Pacifique, à près de 12 000 kilomètres vers l’est, le Chili bénéficie lui aussi d’un remarquable potentiel de production d’électricité d’origine renouvelable. Au nord, le désert de l’Atacama est à la fois le plus aride du globe et celui où le rayonnement solaire est le plus puissant. Cet avantage permet au Chili de générer une électricité parmi les moins chères du monde et donc d’être extrêmement compétitif dans la production d’hydrogène vert. Au sud du pays, la région des Magallanes offre quant à elle des conditions très favorables pour l’installation d’éoliennes. La capacité totale installée est encore modeste – 8 GW en 2021 – mais a été multipliée par quatre en six ans et représente déjà environ 20 % de la production d’électricité (près de 40 % si l’on compte les barrages hydroélectriques).

D’après des études citées par les autorités chiliennes dans leur stratégie de développement de l’hydrogène vert¹³, le pays pourrait accueillir l’équivalent de plus de 1 800 GW de capacité de génération d’énergie d’origine renouvelable et produire 160 millions de tonnes d’hydrogène vert par an, soit très au-dessus des besoins d’une population qui dénombre moins de 20 millions d’habitants. La majeure partie de cet hydrogène serait donc destinée à l’export, notamment à destination de l’Europe, du Japon et de la Corée du Sud.

Qu’en est-il de l’accès aux ressources en eau ? Bien que le désert de l’Atacama soit mal pourvu en la matière, la géographie générale du Chili, territoire côtier et relativement étroit dont la largeur moyenne n’est que de 200 kilomètres, est très tournée vers la mer. Cela favorise à la fois le transport maritime, déjà vecteur de 95 % du commerce extérieur du Chili, et le captage d’eau de mer à des fins de dessalement, en partie pour la population mais surtout pour la puissante industrie minière¹⁴. La plupart des projets de production d’hydrogène prévoient eux aussi de recourir au dessalement d’eau de mer.

Une autre singularité de la stratégie chilienne dans le domaine de l’hydrogène vert est qu’elle situe les acheteurs potentiels en Europe et en Asie de l’Est plutôt qu’en Amérique latine, pourtant bien plus proche géographiquement. Un premier élément d’explication est qu’à court et moyen terme, il n’est pas prévu que cette région représente un marché majeur pour le commerce de l’hydrogène vert : les besoins industriels y sont relativement plus faibles, le bouquet énergétique est déjà plus décarboné que la moyenne grâce aux abondantes ressources hydroélectriques et au large emploi des biocarburants, et enfin, la demande locale en hydrogène pourrait être satisfaite sans grand recours aux importations.

Un second facteur est que sur le plan géographique, politique et économique, le Chili regarde davantage vers le Pacifique et le grand large que vers ses voisins immédiats, dont il est séparé par la très longue chaîne de montagnes de la cordillère des Andes. Plus développé et plus libéral que la plupart des autres États d’Amérique latine, il est ainsi membre du « club » des pays les plus prospères de la planète, l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE), et ses principaux partenaires commerciaux sont dans l’ordre la Chine, les États-Unis, le Japon, la Corée du sud et le Brésil. Le Chili ne participe pleinement pas au Mercosur, format d’intégration économique régionale le plus avancé en Amérique du Sud, mais il a signé en 2018 le Partenariat transpacifique global et progressiste (CPTPP en anglais) qui rassemble également l’Australie, Brunei, le Canada, le Japon, la Malaisie, le Mexique, la Nouvelle-Zélande, le Pérou, Singapour et le Viêt Nam.

Malgré ces points communs avec Canberra, une différence significative demeure. Actuellement, le Chili est importateur net d’énergie et ses exportations sont très peu variées puisqu’elles se composent pour l’essentiel de produits faiblement transformés comme le cuivre, le poisson, la pâte à papier, les cerises et le vin. En particulier, le Chili dispose à la fois de la première production mondiale et des plus grandes réserves de cuivre, matériau très utilisé dans les systèmes électriques et électroniques et donc appelé à devenir encore plus recherché pour accompagner l’électrification des approvisionnements en énergie et le développement des usages du numérique. L’émergence d’une industrie de l’hydrogène doit donc permettre au Chili à la fois de diversifier son économie, de réduire sa dépendance aux importations d’énergie, mais aussi d’améliorer la valeur ajoutée de sa production de cuivre et de réduire les émissions associées de gaz à effet de serre en assurant sur place la purification du minerai au moyen de l’hydrogène^15,16 et d’une électricité décarbonée générée localement.