Énergie en Inde

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Énergie en Inde
centrale indienne à charbon de Satpura.
centrale indienne à charbon de Satpura.
Bilan énergétique (2011)
Offre d'énergie primaire (TPES) 749,4 M tep
(31 377,8 PJ)
par agent énergétique charbon : 43,5 %
pétrole : 22,1 %
gaz naturel : 6,7 %
électricité : 3 %
Énergies renouvelables 1,8 %
Consommation totale (TFC) 452,4 M tep
(18 939,1 PJ)
par habitant 0,6 tep/hab.
par secteur ménages : 39,4 %
industrie : 37,2 %
transports : 12,9 %
services : 3,9 %
agriculture : 4,3 %
Électricité (2011)
Production 1 052,33 TWh
par filière thermique : 79,4 %
hydro : 12,4 %
nucléaire : 3,2 %
biomasse/déchets : 2,7 %
éoliennes : 2,3 %
autres : 0 %
Combustibles (2011)
Production pétrole : 43,2 Mtep
gaz naturel : 38,5 Mtep
charbon : 252,2 Mtep
uranium : 8,7 Mtep
Commerce extérieur (2011)
Importations électricité : 5,6 TWh
pétrole : 175,5 Mtep
gaz naturel : 11,9 Mtep
charbon : 75,6 Mtep
Exportations électricité : 0,13 TWh
charbon : 1,3 Mtep
Sources
IEA[1]

L'Inde est le deuxième pays du monde par sa population : 1 241 millions d'habitants en 2011[K 1]. Son secteur énergétique figure donc parmi les grands : l'Inde se classe au quatrième rang mondial pour la consommation d'énergie après les États-Unis, la Chine et la Russie[EIA 1].

Mais elle a pris également le troisième rang pour les émissions de gaz à effet de serre, en particulier de CO2, avec 1 745 Mt d'émissions en 2011 [K 1], soit 5,6 % du total mondial (31 342 Mt), derrière la Chine : 7 955 Mt et les États-Unis : 5 287 Mt. Néanmoins, ses émissions par habitant étaient en 2011 de 1,41 t CO2[K 2], très inférieures à la moyenne mondiale : 4,50 t CO2/hab, aux émissions de la France : 5,04 t CO2/hab[K 3], a fortiori à celle des États-Unis : 16,94 t CO2/hab[K 4].

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

Dans les classements que publient l'Agence internationale de l'énergie et Observ'ER, l'Inde apparaît parmi les tous premiers pays du monde pour la plupart des indicateurs :

Place de l'Inde dans les classements mondiaux
Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires
Pétrole brut[K 5] Importation nette 4e 2011 172 Mt 8,3 % 1er : États-Unis (500 Mt)
Charbon[K 6] Production 3e 2012 595 Mt 7,6 % 1er : Chine (3549 Mt), 2e : États-Unis (935 Mt)
Importation nette 3e 2012 158 Mt 13,3 % 1er : Chine (278), 2e : Japon (184 Mt)
Hydroélectricité[K 7] Production[O 1] 7e 2012 114,8 TWh 3,1 % 1er : Chine (823 TWh)
Puissance installée 7e 2010 38 GW 3,8 % 1er : Chine (194 GW)
% hydro/élec 8e 2011 12,4  % 1er : Norvège (95,3 %)
Produits pétroliers[K 8] Production 4e 2011 207 Mt 5,3 % 1er : États-Unis (824 Mt)
Exportation nette 3e 2011 47 Mt 9 % 1er : Russie (100 Mt), 2e : États-Unis (61 Mt)
Prod.élec.fossiles**[K 9] Charbon/lignite 3e 2011 715 TWh 7,8 % 1er : Chine (3723), 2e : États-Unis (1875 TWh)
Gaz naturel 10e 2011 109 TWh 2,2 % 1er : États-Unis (1045 TWh)
Électricité[K 10] Production 4e 2011 1052 TWh 4,8 % 1er : Chine (4716 TWh)
Énergie éolienne[O 2] Production 5e 2012 30,0 TWh 5,6 % 1er : États-Unis (140,9 TWh)
* % nucléaire/total production d'électricité
** production d'électricité à partir de combustibles fossiles

Ressources énergétiques[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées récupérables de l'Inde étaient estimées par le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales) à :

  • charbon : 60,6 milliards de tonnes récupérables à fin 2011 (56 Mds tonnes de charbon bitumineux et 4,5 Mds tonnes de lignite), au 5e mondial : 6,8 % du total mondial ; la production 2011 était de 516 Mt, ce qui laissait plus de 100 ans de réserves ; le Ministère du Charbon a publié en avril 2009 une cotation des réserves de charbon bitumineux : 105,8 Mds tonnes de réserves prouvées, 123,5 Mds tonnes de réserves indicatives et 38 Mds tonnes de réserves "déduites" ; les estimations de réserves sont affectées de considérables incertitudes, car il n'est pas précisé si la production passée en a été déduite, et les estimations englobent toutes les réserves jusqu'à 1200 mètres de profondeur, alors que les mines indiennes descendent rarement au-dessous de 300 mètres. Les principaux gisements de charbon sont situées dans l'est, depuis l'État d'Andhra Pradesh, au bord de l'Océan Indien, jusqu'à l'Arunachal Pradesh au nord-est ; les états orientaux de Chhattisgarh, Jharkhand, Orissa et Bengale-Occidental à eux quatre recèlent 77 % des réserves : le lignite se trouve au sud, dans le Tamil Nadu, où il est exploité (32 Mt/an) pour la production d'électricité ; les charbons indiens ont en général un taux élevé de cendres et un bas pouvoir calorifique, ce qui explique la faiblesse des exportations (seulement vers les pays voisins : Bangladesh, Népal et Bhoutan) et l'importance des importations, principalement d'Australie, de Chine, d'Indonésie et d'Afrique du Sud[2].
  • pétrole et GPL : 777 millions de tonnes (5,7 milliards de barils), au 19e rang mondial ; la production 2011 était de 38,2 Mt, ce qui laissait seulement 20 ans de réserves. Environ 53 % des réserves sont situées à terre et 47 % en mer. Le gisement de Digboi dans l'Assam, découvert en 1890, est resté le seul exploité en Inde pendant 60 ans ; il produisait encore en 2009, à un très faible niveau ; depuis 1960, de nombreuses découvertes ont été faites dans l'ouest, l'est et le sud ; les réserves se trouvent surtout à l'ouest : offshore, Gujarat et Rajasthan ; le bassin d'Assam-Arakan au nord-est contient plus de 10 % des réserves ; la principale découverte a été faite en offshore en 1974 : le champ de pétrole et gaz de Mumbai High ; en 2008-09 l'offshore fournissait 66 % de la production nationale ; Cairn Energy a fait 25 découvertes au Rajasthan, au nord-ouest, en particulier à Mangala, dont la production devrait atteindre 125 000 bl/j, et avec les gisements de Bhagyam et Aishwariya la production pourrait atteindre 240 000 bl/j[3].
  • gaz naturel : 1 154 milliards de m³, au 23e rang mondial, et sa production de 46 milliards de m³, ce qui laissait seulement 25 ans de réserves. Les réserves sont principalement situées en mer : les trois quarts de la production proviennent de la zone offshore de Mumbai ; les principaux gisements terrestres sont situés dans le Gujarat, l'Assam et l'Andhra Pradesh ; de quantités plus modestes sont produites dans le Tamil Nadu, le Tripura et le Rajasthan[4].
  • uranium et thorium : 55 000 tonnes de réserves d'uranium raisonnablement assurées au 01/01/2009[WEC 1] plus 25 000 tonnes de réserves présumées, soit 1,3 % des réserves mondiales[WEC 2] ; s'y ajoutent 80 000 tonnes de réserves "pronostiquées" et "spéculatives". L'Inde a produit 250 tonnes d'uranium en 2008, et sa production cumulée jusqu'à fin 2008 atteint 9 153 tonnes[WEC 3]. L'exploration de l'uranium a débuté en 1949, et des gisements ont été localisés dans de nombreuses régions ; l'exploration continue, en particulier dans les états du Rajasthan, Andhra Pradesh, Karnataka et Meghalaya. La mine de Jaduguda dans l'état oriental du Bihar est exploitée depuis 1967 ; trois autres mines participent à la production de 250 t/an dans la même région : Narwapahar, Bhatin et Turamdih. Des ressources non-conventionnelles estimées à 6 600 tonnes sont récupérables dans les résidus miniers de mines de cuivre dans le district de Singhbhum de l'état de Jharkhand. Des usines de traitement de l'uranium (échangeurs d'ions et lessivage acide) sont en construction[WEC 4].
L'Inde recèle également de vastes réserves de thorium, élément dont les perspectives d'exploitation pour la production d'électricité sont prometteuses : son isotope naturel, le thorium 232, peut être utilisé comme combustible dans un réacteur nucléaire. L'exploitation du thorium par des réacteurs nucléaires à sels fondus paraît aujourd'hui être la voie la plus prometteuse ; elle est à l'étude dans plusieurs pays comme l'Inde, la France, les États-Unis, la Chine et le Japon. Selon les estimations 2013 de l' U.S. Geological Survey, l'Inde serait n°3 mondial pour ses réserves de thorium, après les États-Unis et l'Australie, avec 290 000 tonnes sur un total mondial de 1,4 millions de tonnes ; elle aurait donc 21 % des réserves mondiales [5] ; une autre estimation, moins récente (2005) est fournie par l'International Atomic Energy Agency[6] qui attribuait le premier rang à l'Inde : 519 000 tonnes sur un total mondial de 2 810 000 tonnes, soit 21 % ; cependant, l'exploration de ces réserves est encore rudimentaire et limitée à quelques pays. La compagnie Indian Rare Earths Ltd. construit une usine de 10 000 tonnes/an pour le traitement de la monazite, minerai qui associe le thorium avec des terres rares, dans son complexe Orissa Sands du district de Ganjam, avec une mise en service prévue en 2013[7].

Production d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

Production d'énergie primaire de l'Inde en 2009 (Mtep)

L'Inde a produit en 2009 un total de 502,5 Mtep d'énergie primaire, dont 244,2 Mtep de charbon (48,6 %), 165,4 Mtep de biomasse (bois, déchets agricoles, etc : 32,9 %), 38,5 Mtep de pétrole (7,7 %), 38,5 Mtep de gaz naturel (7,7 %), 9,2 Mtep d'hydroélectricité (1,8 %), 4,9 Mtep de nucléaire (1 %) et 1,8 Mtep d'autres renouvelables (0,4 %).

Charbon[modifier | modifier le code]

Mine de charbon à ciel ouvert de Gevra dans le bassin minier de Korba, état de Chhattisgarh.
"Dumpers" de la mine de charbon de Gevra.

L'exploitation du charbon en Inde a commencé en 1774 sur les rives de la rivière Damodar. Mais elle n'a pris son élan qu'avec l'apparition du chemin de fer en 1853, qui lui permit en quelques années de franchir le seuil du million de tonnes par an ; en 1900, elle dépassait déjà 6 Mt, et en 1920 : 18 Mt. Après un creux pendant la grande crise des années 1930, la production reprit son essor et atteignit 30 Mt en 1946.

L'indépendance amena les plans quinquennaux et la National Coal Development Corporation (NCDC) créée par le gouvernement en 1956 à partir des charbonnages des compagnies ferroviaires, ainsi que la Singareni Collieries Company Ltd. (SCCL), nationalisée en 1956 également par le gouvernement d'Andhra Pradesh ; la propriété de la SCCL a été ultérieurement partagée avec le gouvernement central. En 1971, les mines de charbon à coke furent nationalisées et regroupées dans la société Bharat Coking Coal Limited (BCCL), puis en 1973 les autres mines de charbon le furent également, sauf celles des sidérurgistes Tata et Indian Iron & Steel.

Les principaux états producteurs de charbon sont :

Autres zones charbonnières notables :

Le bilan énergétique 2009 du charbon est décrit par les données de l'Agence internationale de l'énergie :

BILAN ÉNERGÉTIQUE CHARBON 2011[1]
RESSOURCES MTEP % EMPLOIS MTEP %
Production d’énergie primaire 252,2 77,4 Consommation branche énergie 240 73,7
Importations 75,6 23,2 Consommation finale 85,7 26,3
Exportations -1,3 -0,4
Variation des stocks -0,7 -0,2
Total ressources 325,8 100 Total emplois 325,8 100
Détail consommation branche énergie Détail consommation finale
Production d'électricité 216,4 66,4 Industrie 77,8 91
Transformation du charbon 10,8 3,3 Ménages 3,1 4
Usage propre branche énergie 1,1 0,3 Tertiaire 3,9 5
Écarts statistiques 11,8 3,6 Non spécifié 0,9 1

En résumé, l'Inde utilise son charbon à 66 % pour la production d'électricité et 26 % pour les usages directs, dont 91 % dans l'industrie.

Production, importation et consommation de charbon de l'Inde, 1980-2010
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)

Voici l'évolution depuis 1980 :

Évolution de la production, des importations nettes et de la consommation de charbon de l'Inde[8]
quadrillion Btu* 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009 2010 % 2010
Production 2,14 3,23 4,16 6,39 6,55 7,78 10,10 10,26 81,5
Importations nettes 0,01 0,04 0,11 0,26 0,58 1,02 1,89 2,32 18,5
Consommation 2,09 3,31 4,17 6,61 7,29 8,61 12,18 12,59 100,0
* quadrillion = 10¹⁵ (= million de milliards) ; Btu = British thermal unit

La production de charbon a été multipliée par 4,8 en 30 ans, et la consommation par 6.

Pétrole[modifier | modifier le code]

Plateforme d'ONGC à Mumbai High, un des principaux sites de production de pétrole.

L'Inde produit environ 950 000 barils par jour (b/j) de pétrole et hydrocarbures liquides associés en 2010, dont 750 000 b/j de pétrole brut ; elle consomme 3,2 millions de b/j[EIA 2].

Le bilan énergétique 2011 du pétrole est décrit par les données de l'Agence internationale de l'énergie :

BILAN ÉNERGÉTIQUE PÉTROLE 2011[1]
RESSOURCES MTEP % EMPLOIS MTEP %
Production d’énergie primaire 43,2 19,8 Transferts et différences statistiques 0,6 0,3
Importations 175,5 80,2 Raffineries 218,0 99,7
Total ressources 218,7 100 Total emplois 201,3 100
BILAN ÉNERGÉTIQUE PRODUITS PÉTROLIERS 2011
Importations 14,4 6 Exportations 63,2 27
Raffineries 213,9 92 Soutes 4,2 2
Transferts 3,5 2 Consommation branche énergie 23,0 10
Consommation finale 141,4 61
Total ressources 231,8 100 Total emplois 231,8 100
Détail consommation branche énergie Détail consommation finale
Production d'électricité 6,2 3 Industrie 23,6 17
Usage propre branche énergie 16,8 7 Transport 54,7 39
Ménages 23,5 17
Tertiaire 1,2 1
Agriculture 7,9 63
Usages non énergétiques 29,8 21

L'Inde importe 80 % de ses besoins en pétrole brut ; cependant, elle dégage un solde exportateur de produits pétroliers qui représente 22 % de ses ressources pétrolières. Sa consommation est dominée par le secteur des transports : 39 %, puis par les usages non énergétiques (chimie) : 21 %, les ménages : 17 % et l'industrie : 17 %.

Production, importation et consommation de pétrole de l'Inde, 1980-2010
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)

Voici l'évolution depuis 1980 :

Évolution de la production, des importations nettes et de la consommation de pétrole de l'Inde[8]
milliers de barils/jour 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009 2010 2011 % 2010*
Production 186 626 682 770 770 820 836 912 934 21,8
Importations nettes nd 263 365 547 1337 1938 3185 3272 nd 78,2
Consommation 643 895 1168 1575 2127 2512 3113 3255 3426 77,8
* % du total production + importation

La consommation augmente rapidement (multipliée par 5 en 30 ans) ; la production progresse moins vite et n'a jamais réussi à satisfaire la demande ; l'Inde est donc obligée d'importer massivement : en 2010, elle a importé 2,2 millions de b/j, soit 70 % de sa consommation. La majorité de ses importations provient du Moyen-Orient en 2010[EIA 3] :

  • Arabie Saoudite : 18 %
  • Iran : 11 %
  • autres pays du Moyen-Orient : 34 %
  • Afrique : 22 %
  • Amérique : 10 %
  • autres : 5 %

Les entreprises publiques dominent le secteur pétrolier, malgré un début de dérégulation récemment. Le principal acteur est Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), qui assure les 3/4 de la production indienne en 2009-2010[EIA 3]. Le rôle du secteur privé s’accroît, le principal acteur étant Reliance Industries, la plus grande compagnie indienne.

Afin d'accroître la production intérieure en encourageant l'exploration, en particulier dans l'offshore profond, le Ministère du Pétrole et du Gaz Naturel a lancé en 2000 la New Exploration License Policy (NELP), qui pour la première fois permet à des compagnies étrangères de détenir 100 % du capital de sociétés de projet dans ce secteur ; malgré cela, le nombre de champs exploités par des compagnies internationales est encore faible.

La majeure partie des réserves pétrolières sont situées en offshore à l'ouest, et à terre au nord-est ; des réserves importantes existent également dans le golfe du Bengale et au Rajasthan. Le plus grand gisement pétrolier de l'Inde est le champ offshore Mumbai High situé au nord-ouest de Mumbai et exploité par ONGC ; le bloc D6 dans le bassin Krishna-Godavari, exploité par Reliance Industries, a démarré la production de pétrole en septembre 2008 ; le 9e tour d'enchères dans le cadre de la NELP, en mars 2011, a suscité 74 offres pour 33 des 34 blocs proposés, la plupart provenant de compagnies indiennes ; les compagnies internationales ont peu participé à cause des incertitudes sur le niveau des réserves. La relative faiblesse des ressources amène l'EIA à prévoir un développement de la production inférieur à 1 % par an d'ici 2035[EIA 4].

Le secteur aval est lui aussi dominé par des entités étatiques, en particulier l'Indian Oil Corporation (IOC) qui gère 8 des 21 raffineries de l'Inde et contrôle les 3/4 du réseau national de transport par oléoducs. Les compagnies publiques Oil marketing companies (OMC’s) jouent un rôle majeur dans la distribution du carburant. Reliance Industries a ouvert en 1999 la première raffinerie privée et a conquis une part de marché considérable dans le secteur pétrolier indien. L'inde disposait au début 2011 de 21 raffineries totalisant une capacité de 4 millions de b/j de brut, soit la 5e capacité de raffinage mondiale. Le complexe de Jamnagar, appartenant à Reliance Industries, est le plus grand complexe de raffinage au monde, avec une capacité de 1,24 million b/j ; il est situé au nord-ouest afin de minimiser les coûts de transport depuis le Moyen-Orient. Le système de prix indien est aligné sur les marchés internationaux, sauf les prix au détail des produits raffinés, qui sont subventionnés. Les OMC's sont obligées de vendre à des prix inférieurs aux prix des marchés internationaux, et les pertes qui en découlent sont supportées pour l'essentiel par les compagnies nationales de production et par le gouvernement central, qui prend en charge plus de 20 milliards US$ par an de subventions ; l'Inde a dérégulé les prix de l'essence en 2010, mais cela n'a guère réduit le poids des subventions, car l'essence ne représente qu'une petite part de la demande de produits pétroliers, l'essentiel des subventions allant au kérosène, au diesel et au GPL, qui sont plus largement utilisés par les classes défavorisées ; en juin 2011, le gouvernement a annoncé des hausses de prix allant de 9 à 20 % pour ces produits ; malgré cette décision courageuse, la demande augmente si vite que le poids des subventions devrait continuer à croître[EIA 4].

L'Inde a décidé de se doter d'une réserve stratégique de pétrole : trois installations de stockage sont en construction près des raffineries de Visakhapatnam, Mangalore et Padur ; elles seront terminées fin 2012 et auront une contenance de 40 millions de barils, soit environ 10 jours de consommation[EIA 5].

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Production, importation et consommation de gaz naturel de l'Inde, 1980-2010
en milliards de pieds cube
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)

L'Inde produit environ 1 800 milliards de pieds cube en 2010 (51 milliards de m³), en augmentation de 63 % par rapport à 2008 ; la majeure partie de cette production provient des zones offshore de l'ouest, surtout du complexe de Mumbai High, bien que les champs gaziers du bassin Krishna-Godavari (KG) soient de plus en plus importants. La consommation de l'Inde en 2010 atteint environ 2 300 milliards de pieds cube (environ 65 milliards de m³), en hausse de 750 milliards de pieds cube (21 Mds m³) en 2 ans. La demande va continuer à croître très rapidement, surtout dans le secteur de la production d'électricité qui, avec celui des engrais, représente près des 3/4 de la consommation de gaz naturel de l'Inde. Malgré la forte croissance de la production nationale, la demande a dépassé l'offre et le pays est devenu importateur net depuis 2004. En 2010, les importations nettes sont estimées à 429 milliards de pieds cube (12 Mds m³)[EIA 5].

Le bilan énergétique 2011 du gaz naturel est décrit par les données de l'Agence internationale de l'énergie :

BILAN ÉNERGÉTIQUE GAZ NATUREL 2011[1]
RESSOURCES MTEP % EMPLOIS MTEP %
Production d’énergie primaire 38,5 76 Consommation branche énergie 24,1 48
Importations 11,9 24 Consommation finale 26,3 52
Total ressources 50,4 100 Total emplois 50,4 100
Détail consommation branche énergie Détail consommation finale
Production d'électricité 18,8 37 Industrie 7,2 27
Usage propre branche énergie 5,3 10 Transport 2,3 9
Ménages+agriculture 1,7 6
Non spécifié 4,8 18
Usages non énergétiques 10,3 39

En 2011, l'Inde importait 24 % de ses besoins en gaz naturel ; 27 % des ressources totales allaient à la production d'électricité ; la consommation finale de gaz était dominée par les usages non énergétiques (chimie, en particulier engrais) : 39 % et par l'industrie : 27 % ; les ménages n'utilisaient que très peu le gaz naturel (6 %).

Voici l'évolution depuis 1980 :

Évolution de la production, des importations nettes et de la consommation de gaz naturel de l'Inde[8]
milliards de pieds cube 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009 2010 2011 % 2011
Production 51 135 399 628 795 1056 1437 1848 1682 74,4
Importations nettes 0 0 0 0 0 213 446 429 579 25,6
Consommation 51 135 399 628 795 1269 1883 2277 2261 100,0

La production a été multipliée par 33 en 31 ans, et la consommation par 44 ; d'où l'envolée des importations.

Les compagnies étatiques jouent un rôle prédominant dans le secteur du gaz naturel, bien que leur part soit moindre que dans le secteur pétrolier. ONGC représentait environ la moitié de la production indienne en 2009-2010. Reliance Industries joue un rôle croissant, du fait d'une découverte de gaz de grande taille en 2002 dans le bassin KG ; en juin 2011, le gouvernement indien a approuvé une joint-venture de 7,2 milliards US$ entre Reliance et BP pour développer l'offshore[EIA 5].

Les prix du gaz naturel sont réglementés par le gouvernement. Les tarifs réglementés du gaz produit par les gisements confiés à ONGC et OIL par le gouvernement ont plus que doublé en mai 2010, de 1,8 $/million de Btu à 4,2 $/mBtu, bien que certains consommateurs reçoivent encore des subventions. Les prix du gaz produit par le privé, qui sont indexés sur le prix du pétrole, sont légèrement plus élevés.

La compagnie publique Gas Authority of India Ltd. (GAIL) détient un monopole de fait des activités de transport et distribution de gaz naturel. Bien que le secteur du transport ait été ouvert aux investissements étrangers en 2006, 80 % du gaz naturel consommé est encore transporté par le réseau de gazoducs de 4 100 miles de GAIL, qui escompte doubler son réseau d'ici 2014. Reliance Industries investit également massivement dans le transport pour acheminer le gaz de son gisement du bassin de KG jusqu'au marché[EIA 6].

Jusqu'à 2008, la majeure partie de la production indienne provenait du champ de Mumbai High ; des découvertes récentes dans le golfe du Bengale ont déplacé le centre de gravité gazier de la production indienne : en avril 2009, la production des champs gaziers de Dhirubhai dans le bassin KG par Reliance Industries a déclenché une expansion massive de la production nationale ; le champ contient des réserves estimées à 11 500 milliards de pieds cube (326 milliards de m³) ; la production initiale de 40 millions de m³/jour allait pour moitié aux centrales électriques, le reste à la production d'engrais, aux usines de GPL et à la distribution urbaine. Après avoir atteint un pic de 80 Mm³/jour fin 2009, la production du champ a été plafonnée par Reliance Industries à 60 Mm³/jour à partir de juillet 2010 du fait de problèmes de maintenance ; le partenariat BP-Reliance devrait résoudre ces problèmes[EIA 6].

L'Inde prévoit de développer, outre ses ressources offshore, celles des gaz non-conventionnels ; elle produit déjà un peu de gaz de houille et une étude sponsorisée par l'EIA sur les ressoucrces mondiales de gaz de schiste attribue à l'Inde 1800 milliards de m³ de réseves techniquement récupérables ; un appel d'offres pour l'attribution des blocs d'exploration est en attente[EIA 6].

Les importations de gaz naturel devraient s'accroître dans l'avenir proche ; plusieurs projets de gazoducs et de terminaux à GNL sont en cours ou prévus[EIA 6] :

  • le gazoduc Iran-Pakistan-Inde (IPI) est en discussion depuis 1994 ; long de 1 700 miles (2735 km) depuis les champs iraniens de Perse du sud (South Pars) jusqu'au Gujarat, il aurait une capacité de 150 Mm³/jour ; de nombreux problèmes politiques, économiques et de sécurité ont retardé ce projet ; le 11è plan quinquennal ne le prend pas en compte ;
  • le gazoduc Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan-Inde (TAP ou Trans-Afghan Pipeline) : 1700 km depuis les champs de Dauletabad au Turkmenistan jusqu'en Inde ; en 2010, l'Inde a signé un accord-cadre qui envisage une capacité de 90 Mm³/jour, mais les travaux n'ont pas commencé ;
  • gazoduc Myanmar-Inde : les gouvernements d'Inde et de Myanmar ont signé un contrat de fourniture de gaz naturel en 2006, mais un désaccord a surgi sur le tracé : traverser le Bangladesh ou passer directement en Inde par le Nord ? En mars 2009, le Myanmar a signé avec la Chine un contrat de fourniture de gaz naturel, sourcé depuis un champ où avaient investi GAIL et ONGC, remettant en question le gazoduc vers l'Inde.
  • l'Inde a commencé à importer du gaz naturel liquéfié en 2004 ; en 2009, elle en importait 12,3 milliards de m³, dont 65 % provenant du Qatar ; elle se classait au 6ème rang mondial des importateurs de GNL (cependant, le World Factbook de la CIA la classe au 20ème rang, avec 12,15 Mds m³ en 2010[9]) ; deux terminaux GNL sont en exploitation :
    • Dahej au Gujarat, où l'Inde a reçu sa première livraison par méthanier en janvier 2004 ; ce terminal, d'une capacité maximale de 6,5 Mt/an (28 Mds m³/an), appartient à Petronet LNG, consortium de compagnies publiques indiennes et d'investisseurs internationaux ;
    • Hazira, également au Gujarat, qui est entré en service en avril 2005 avec une capacité de 3,6 Mt/an (14 Mds m³/an) et appartient à une joint-venture entre Shell et Total ;
    • deux nouveaux terminaux devraient entrer en service en 2012 à Kochi et Dabhol, mais le coût supérieur du GNL par rapport au gaz national en fait une option marginale.

Biomasse[modifier | modifier le code]

La biomasse est la deuxième source d'énergie de l'Inde après le charbon ; sa part dans la production primaire d'énergie est estimée à 33 %.

La plus grande partie de cette production utilise le bois et les déchets urbains, agricoles et industriels.

Sur les 165 Mtep d'énergie produite en 2009 à partir de biomasse, 135,6 Mtep (78 %) étaient consommés par les ménages, 28,5 Mtep (17 %) par l'industrie et 6,3 mtep (4 %) par le tertiaire.

La production de biocarburants a connu un développement rapide : celle de bioéthanol (produit à partir de la mélasse, résidu de l'industrie sucrière) est passée de 3000 b/j en 2000 à 6000 b/j en 2011, et celle de biodiesel, démarrée en 2005, atteint 2000 b/j en 2011. Ces chiffres sont cependant très faibles en comparaison de la consommation de pétrole : 3426000 b/j en 2011[8].

Stades de croissance, fruits et graines de Jatropha curcas

La production de biocarburants à base d'huile de jatropha s'est développée depuis plusieurs décennies, cette huile pouvant être utilisée directement (ou de préférence après raffinage) comme biodiesel dans les générateurs et autres moteurs. Cette plante a un rendement à l’hectare 4 fois supérieur au soja et plus de 10 fois supérieur au maïs. Un hectare de jatropha produit, sur des terrains non agricoles, environ 600 litres de carburant par hectare[10].

L'Inde a lancé en 2004 un programme de plantation de 400 000 hectares de jatropha, afin de tester la viabilité de la filière ; à terme, 11 millions d'hectares impropres aux cultures vivrières pourraient être dédiés au jatropha[11]. Le gouvernement indien a annoncé en 2005 un objectif de remplacer en 6 ans 20 % de la consommation de pétrole par du biocarburant[12]. Après les premières expérimentations, ce programme semble en perte de vitesse: le site du MNRE ne mentionne plus les biocarburants que sous la forme d'un document de politique générale, où l'objectif de 20 % de biocarburants est repoussé à 2017 et n'est plus qu'indicatif[13].

Le MNRE subventionne la production familiale de biogaz[14] : pour le XIème Plan, un objectif de 647 000 unités familiales de biogaz a été fixé, et les réalisations sont :

  • 2007-08 : 88 840
  • 2008-09 : 107 929
  • 2009-10 : 119 914
  • 2010-11 : 71 165 au 21-02-2011

le cumul des réalisations, avec celles des plans précédents, atteignait 4 404 762 au 31/3/2011.

Énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Répartition par énergie de l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Consommation finale de l'Inde par énergie en 2009
source : IEA

Après la transformation en électricité des deux tiers des ressources charbonnières, le charbon (en utilisation directe) cède la première place à la biomasse au stade la consommation finale : la biomasse représente 35 % de la consommation (surtout dans le secteur résidentiel), suivie par les produits pétroliers : 29 %, puis le charbon : 17 %, l'électricité  : 14 %, le gaz naturel : 5 %, les EnR hors hydro : 0,1 %[1].

L'industrie consomme surtout du charbon : 46 %, de la biomasse : 18 %, de l'électricité : 18 % et des produits pétroliers : 14 %, secondairement du gaz : 4 %.

Les transports consomment bien entendu surtout des produits pétroliers : 94 %, un peu de gaz (4 %) et de l'électricité (2 %) pour les chemins de fer.

Le résidentiel (ménages) consomme surtout de la biomasse : 76 %, qui désigne surtout le bois ainsi que les diverses utilisations des déchets agricoles : biogaz, bioéthanol, etc ; les produits pétroliers (13 %) passent encore avant l'électricité (8 %), le charbon (2 %) et le gaz naturel (0,1 %). Cette structure de consommation est plus proche de celle des pays en développement que d'un pays émergent.

Répartition par secteur de l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

La consommation finale d'énergie se répartit comme suit[1] :

  • Industrie : 168 Mtep (34 %) ; en France : 21,1 % en 2011.
  • Transport : 58 Mtep (12 %) ; France : 32,1 %.
  • Résidentiel : 178 Mtep (36 %) ; France : 32,1 %.
  • Tertiaire : 18 Mtep (4 %) ; France : 11,9 %.
  • Agriculture : 19,5 Mtep (4 %) ; France : 2,7 %.
  • non spécifié : 10 Mtep (2 %)
  • usages non énergétiques (chimie) : 40 Mtep (8 %).

La comparaison avec la France est révélatrice des profondes différences dans la structure des deux économies : part de l'industrie bien plus élevée en Inde, à l'inverse des transports et du tertiaire ; par contre, le logement (résidentiel) a une part encore plus élevée qu'en France.

Secteur électrique[modifier | modifier le code]

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

Production nette d'électricité en Inde, 1980-2011
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)

Au 31/12/2012, la puissance installée des centrales indiennes atteignait 210 952 MW[15], dont :

  • thermique fossile : 140 976 MW (66,8 %) ;
  • hydroélectrique : 39 339 MW (18,6 %) ;
  • nucléaire : 4 780 MW (2,3 %) ;
  • EnR : 25 856 MW (12,25 %).

La propriété de ces capacités de production se répartit en :

  • état fédéral : 29,8 %,
  • états : 41 %,
  • privé : 29,2 %.

En 2012, la production brute d'électricité de l'Inde a été de 1 089,9 TWh, en hausse de 4,9 % par rapport à 2011 ; le taux moyen annuel de croissance depuis 2002 atteint de 6,2 % ; la part des centrales thermiques fossiles a été de 83,4 %, les 20 réacteurs nucléaires ont assuré 3 % de la production, l'hydraulique 10,5 % et les autres énergies renouvelables 3,1 % (dont éolien : 2,8 %)[16].

Évolution de la production brute d'électricité (TWh)[16]
Source 2002 2009 2010 2011 2012 part 2012 2012/2011 2012/2002*
Thermique fossile 509,3 764,1 797,2 848,6 908,9 83,4 % +7,1 % +6,0 %
Nucléaire 19,4 18,6 26,3 32,3 33,2 3,0 % +2,9 % +5,5 %
Hydraulique 64,1 104,2 114,4 130,6 114,8 10,5 % -12,1 % +6,0 %
Autres EnR 4,9 20,1 22,9 27,4 33,0 3,1 % +20,4 % +21 %
Production brute 597,6 907,1 960,8 1 038,9 1 089,9 100,0 +4,9 % +6,2 %
* taux de croissance moyen annuel

L'EIA fournit des historiques plus longs sur la production nette[17] : en 2011, la production nette d'électricité en Inde s'élevait à 985 TWh[18], dont :

  • centrales thermiques classiques : 794 TWh (80,6 %),
  • centrales hydrauliques : 131 TWh (13,3 %),
  • centrales nucléaires : 29 TWh (2,9 %),
  • autres EnR : 31 TWh (2,6 %).

La plupart des centrales thermiques (fossiles et nucléaires) fonctionnent en base, alors que les centrales hydroélectriques, éoliennes et solaires ont un facteur de charge bien moins élevé, soit à cause des caprices de la météo (autres EnR : facteur de charge de 14 % en moyenne contre 64 % pour les thermiques fossiles), soit parce qu'elles ont été conçues pour concentrer leur production sur de courtes périodes (centrales de pompage-turbinage et centrales de lac).

En comparaison, la production brute d'électricité en France en 2011 était de 562 TWh. L'Inde produit donc 1,75 fois la production d'électricité française ; mais elle a une population 18 fois plus nombreuse ; sa production par habitant est donc 10,3 fois moins élevée.

Voici l'évolution de cette production :

Évolution de la production nette d'électricité[18]
TWh 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009 2010 2011 % 2011
Thermique classique 69,7 119,7 198,9 317,2 438,8 536,4 718,3 749,4 794,5 80,6
Hydraulique 46,5 50,5 70,9 71,9 73,7 100,7 103,2 113,3 131,0 13,3
Nucléaire 3 4,7 5,6 6,5 14,1 15,7 14,0 19,5 28,9 2,9
Autres EnR 0 0 0 0,5 3,0 8,5 19,9 22,0 31,0 3,1
Production brute 119,3 174,9 275,5 396,1 529,7 661,4 855,3 904,1 985,4 100,0

La prépondérance du thermique classique (charbon pour l'essentiel) est écrasante. Toutefois, les autorités déploient des efforts de plus en plus importants pour échapper à cette dépendance : développement de l'hydroélectricité, puis du nucléaire, et enfin de l'éolien et du solaire. Depuis 2000, la part du thermique classique a légèrement baissé : de 82,9 % à 80,3 % ; le nucléaire a gagné 0,2 points et les autres EnR 2,5 points, mais l'hydraulique a perdu 0,6 points, malgré une croissance de 78 %.

Thermique fossile[modifier | modifier le code]

Centrale de Ramagundam
Centrale de Dahanu au Maharashtra

Sur le total de 210 952 MW de puissance installée au 31/12/2012 en Inde, 140 976 (66,8 %) sont des centrales thermiques fossiles : charbon 57,3 %, gaz 9 % et pétrole 0,6 %[15].

En 2011, les centrales thermiques à combustibles fossiles ont produit 80,6 % de l'électricité indienne. La plupart de ces centrales fonctionnent en base, avec un facteur de charge élevé (64 % en moyenne), d'où leur part dans la production plus élevée qu'en termes de puissance installée.

La centrale Vindhyachal Thermal Power Station, dans l'état de Madhya Pradesh, est une des plus grandes centrales indiennes avec 3 760 MW. Elle brûle le charbon des mines de Nigahi.

La centrale de Ramagundam, dans le district de Karimnagar de l'état d'Andra Pradesh, est la plus grande centrale de l'Inde du sud avec sa puissance de 2 600 MW. Elle brûle le charbon des mine de Singareni. Elle appartient à National Thermal Power Corporation, la plus grande entreprise publique d'électricité, qui exploite un parc de centrales de 39 174 MW et est cotée au Bombay Stock Exchange, le gouvernement indien ayant 84,5 % du capital.

La centrale au charbon de Dahanu au Maharashtra (500 MW) est la plus grande centrale de Reliance Industries ; construite en 1995, elle est la première centrale indienne à avoir reçu les deux certificats ISO 9000 et ISO 14001. Sa cheminée est la plus haute en Inde : 275 m, pour favoriser le dispersion des particules en suspension, et la centrale est équipée de précipitateurs électrostatiques pour retenir les cendres volantes et réduire les émissions à l'atmosphère[19].

Nucléaire[modifier | modifier le code]

Carte des sites nucléaires indiens
Centrale de Kudankulam en construction en 2009.

Début 2013, vingt réacteurs nucléaires répartis sur six centrales produisent 4 780 MW (2,9 % de la puissance installée totale)[20],[21].

Centrales nucléaires en activité
Centrale Opérateur État Type Unités Puissance totale (MW)
Kaiga NPCIL Karnataka PHWR 220 x 4 880
Kakrapar NPCIL Gujarat PHWR 220 x 2 440
Kalpakkam NPCIL Tamil Nadu PHWR 220 x 2 440
Narora NPCIL Uttar Pradesh PHWR 220 x 2 440
Rawatbhata NPCIL Rajasthan PHWR 100 x 1
200 x 1
220 x 4
1180
Tarapur NPCIL Maharashtra BWR (PHWR) 160 x 2
540 x 2
1400
Total 20 4780

Les projets en cours de construction sont[22] :

Réacteurs nucléaires en construction
Centrale Opérateur État Type Unités Puissance totale (MW)
Kudankulam NPCIL Tamil Nadu VVER-1000 1000 x 2 2000
Kalpakkam Bhavini Tamil Nadu PFBR 500 x 1 500
Kakrapar NPCIL Gujarat PHWR 700 x 2 1400
Rawatbhata NPCIL Rajasthan PHWR 700 x 2 1400
Total 7 5300

Le concept PHWR indien est basé sur un concept CANDU exporté du Canada dans les années 1960. Les premières unités PHWR avaient une puissance de 220 MWe, les plus récentes atteignent 540 MWe. L'accord de coopération nucléaire indo-américain de 2008 et la levée de l'interdiction d'exportation des technologies nucléaires par le Groupe des fournisseurs nucléaires ont mis fin à 30 années d'isolation pour l'Inde. L'Inde est appelée à jouer un rôle important dans le marché mondial des technologies nucléaires. Deux VVER-1000 russes sont en construction à Kudankukam, et plusieurs autres sont en projet[WEC 5].

L'expérience cumulée des exploitants indiens atteignait, au 01/01/2010, 318 années-réacteurs[WEC 6].

L'Inde possède des installations de conversion de l'uranium, de fabrication de combustible et de retraitement, mais pas d'enrichissement de l'uranium[WEC 7].

Un MOU (Memorandum of understanding) signé en février 2009 par le gouvernement indien avec AREVA prévoit la construction de six récteurs EPR à Jaitapur dans l'état de Maharashtra. En septembre 2009, le gouvernement indien a entériné la réservation de deux sites côtiers (Mithi Virdi dans le Gujarat et Kovada en Andhra Pradesh) pour des centrales nucléaires, prévues chacune pour huit réacteurs. À la fin de 2009, un accord de coopération indo-russe a été annoncé pour 4 réacteurs à Kudankulam et d'autres à Haripur dans le Bengale-Occidental[WEC 8].

Le projet de centrale nucléaire de Jaitapur suscite une forte opposition locale, le site étant situé sur une zone sismique ; le Monde Diplomatique donnait en avril 2011 les précisions suivantes : « le 11 décembre 1967, un séisme de magnitude 6,3 avait frappé Koyna, à une centaine de kilomètres au nord de Jaitapur, tuant 177 personnes et faisant quelque cinquante mille sans-abri. « Au cours des vingt dernières années, relève l’organisation environnementale Greenpeace, Jaitapur a connu trois tremblements de terre dépassant le niveau 5 sur l’échelle de Richter ; celui de 1993, d’une intensité de 6,3, a tué neuf mille personnes. En 2009, un pont s’est effondré à Jaitapur à la suite d’une secousse. Rien de tout cela n’a été pris en compte lors du choix du site. » Or, la position du NPCIL n’est pas claire sur d’éventuelles modifications de la conception face au risque sismique. »[23].

Pour comparaison, on peut mentionner qu'en France, la résistance au séisme des installations nucléaires, calculée à partir des séismes les plus puissants répertoriés dans l'histoire des zones avoisinantes des centrales et mesuré sur l'échelle de Richter, varie de 4,9 pour Dampierre à 6,5 pour Fessenheim et Blayais ; la séismicité du site de Jaitapur n'a donc rien d'exceptionnel et peut être traitée par le dimensionnement des ouvrages selon les normes anti-sismiques. La séismicité est bien plus élevée au Japon, qui connait fréquemment des séismes de magnitude 7 ou 8, sans que les 54 réacteurs des centrales nucléaires japonaises en soient affectées. Or l'échelle de Richter est un échelle logarithmique : un séisme de magnitude 7 est 10 fois plus puissant qu'un séisme de magnitude 6.

Des manifestations locales se sont déroulées en novembre 2010 et avril 2011, où un manifestant a trouvé la mort, puis en janvier 2013. Le gouvernement indien a déclaré le 19 septembre 2011 qu'il attendra les résultats des audits nucléaires français décidés après la catastrophe de Fukushima sur le réacteur de troisième génération EPR avant de s'engager avec Areva. En Inde, on s'inquiète des énormes retards et dépassements de coûts dans la construction de l'EPR à Flamanville par EDF[24]. L'accord cadre pour la construction des deux premiers réacteurs a été signé en décembre 2010 durant la visite de Nicolas Sarkozy en Inde. Selon le journal indien The Hindu du 18/12/2012, AREVA était sur le point de signer un accord pour les travaux préliminaires de Jaitapur avec Nuclear Power Corporation of India Limited ; il s'agit des travaux d'étude du site, d'une durée prévue de 9 mois, destinés à vérifier que le site est bien adapté pour le projet[25]. Le gouvernement du Maharashtra a réaffirmé le 06/12/2012 sa décision de construire la centrale de Jaitapur[26], et le ministre fédéral indien des affaires étrangères, en visite à Paris, a réaffirmé l'engagement du gouvernement indien à mener à son terme ce projet[27].

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

Production d'électricité renouvelable en Inde hors hydro
source : EIA

En 2012, les énergies renouvelables ont assuré 13,6 % de la production électrique de l'Inde : 147,8 TWh, en baisse de 6,4 % par rapport à 2011, les précipitations ayant été moins abondantes ; après l'hydraulique : 114,8 TWh en 2012, soit 10,5 % de la production électrique totale, les éoliennes sont largement en tête dans la production d'électricité renouvelable : avec 30 TWh en 2012, elles ont produit 2,8 % de l'électricité indienne. La biomasse vient très loin derrière avec 2,1 TWh, soit 0,2 %, et le solaire 0,9 TWh (0,1 %). L'Inde est l'un des marchés les plus dynamiques dans les énergies renouvelables, avec 4,2 GW installés au cours de 2012 ; plus de 4,7 Mds € ont été débloqués pour le plan quinquennal 2012-2017, soit trois fois plus que pour le plan précédent[16].

Évolution de la production brute d'électricité des énergies renouvelables (TWh)[16]
Source 2002 2009 2010 2011 2012 part 2012* 2012/2011 2012/2002**
Hydraulique 64,1 104,2 114,4 130,6 114,8 10,5 % -12,1 % + 6,0 %
Éoliennes 3,0 18,0 20,6 24,9 30,0 2,8 % +20,6 % +26,0 %
Solaire 0,073 0,145 0,180 0,404 0,930 0,1 % +130 % +28,9 %
Biomasse 1,8 2,0 2,1 2,1 2,1 0,2 % +1,5 % +1,4 %
Production brute 69,0 124,3 137,3 158,0 147,8 13,6 % -6,4 % +7,9 %
* part 2012 : part dans la production totale d'électricité ; ** 2012/2002 : taux de croissance moyen annuel.

Au 31/12/2012, les installations de production d'électricité à base de technologies renouvelables de l'Inde atteignaient une puissance installée de 27,5 GW[28]. Le tableau ci-dessous fournit la répartition de cette puissance entre les diverses technologies :

Puissance installée des énergies renouvelables électriques en Inde au 31/12/2012 (hors hydro)
Type[28] Technologie Puissance installée (MW)
Installations connectées au réseau Éolien 18420
Mini-hydro 3496
Biomasse 1249
Cogénération à Bagasse 2240
Incinérateur de déchets 96
Solaire 1176
Hors réseau, production captive Incinérateur de déchets 114
Cogénération à biomasse non-bagasse 426
Gazéification de biomasse - Rural 17
Gazéification de biomasse - Industriel 139
Photovoltaïque (>1 kW) 106
Aérogénérateur/Hybrides 2

En août 2011, l'Inde avait déployé des énergies renouvelables pour fournir de l'électricité à 8 846 villages isolés, installé 4,4 millions centrales familiales à biogaz, 1 800 unités microhydrauliques et 4,7 million m² de chauffe-eau solaires. L'Inde prévoit d'y ajouter 3,6 GW de puissance installée renouvelable d'ici décembre 2012[28].

L'Inde projette d'installer 30 GW d'installations de production d'électricité renouvelables d'ici 2017[29].

Les projets d'EnR en Inde sont régulés et promus par le Ministère Fédéral des Énergies Nouvelles et Renouvelables (Ministry of New and Renewable Energy).

Hydroélectricité[modifier | modifier le code]
Barrage Indira Sagar en construction en 2008

L'Inde était en 2012 au 7e rang mondial pour la production hydroélectrique avec 114,8 TWh, soit 3,1 % du total mondial ; le n°1 mondial, la Chine, a produit 823 TWh[O 1].

Près de 700 MW de nouvelles capacités ont été ajoutées en 2012, portant la puissance installée du parc, composé de plus de 2 600 barrages, à 43 GW. La production a progressé de 6 % par an en moyenne de 2002 à 2012, soit presque un doublement en 10 ans (en année hydraulique normale). Les plus grands ouvrages en construction sont les barrages de Kameng (76 mètres de haut), Pare (78 m) et Subansiri Lower (116 m)[16].

Grâce à l'Himalaya, l'Inde est dotée d'un potentiel hydraulique important :

  • 84 000 MW économiquement exploitables ;
  • plus 6780 MW de mini- et microhydraulique ;
  • 94 000 MW sur 56 sites viables pour le pompage-turbinage.

L'Inde fut un des pays pionniers dans la construction de centrales hydroélectriques. Les centrales de Darjeeling et de Shimsha (Shivanasamudra) furent mises en service en 1898 et 1902 respectivement, parmi les premières en Asie.

La capacité installée au 30/11/2012 est d'environ 39324 MW, soit 18,64 % de la capacité installée électrique totale de l'Inde[30]. Le secteur public a une part prédominante de 97 % dans ce secteur[31] National Hydroelectric Power Corporation (NHPC), Northeast Electric Power Company (NEEPCO), Satluj jal vidyut nigam (SJVNL), Tehri Hydro Development Corporation, NTPC-Hydro sont quelques compagnies publiques engagées dans le développement de l"hydroélectricité en Inde.

Le Barrage de Tehri sur la Bhagirathi, associé à une centrale hydroélectrique de 2 400 MW, mis en service en 2006, est le deuxième plus grand barrage d'Inde (260 m de hauteur) et le huitième au monde.

Le Barrage Nagarjuna Sagar sur le fleuve Krishnâ, le plus grand barrage de béton du monde, a une centrale d'une puissance installée de 800 MW. Il irrigue également environ 1,4 million d'acres de terres exposées à la sécheresse.

Éolien[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie éolienne en Inde.
Solaire[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en Inde.

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Émissions de gaz à effet de serre[modifier | modifier le code]

Émissions de CO2 par consommation d'énergie en Inde
source : EIA

L'Inde occupe le troisième rang mondial pour les émissions de gaz à effet de serre, en particulier de CO2, avec 1 745 Mt d'émissions en 2011 [K 1] (+7,3 % par rapport à 2010), soit 5,6 % du total mondial (31 342 Mt), derrière la Chine : 7 955 Mt et les États-Unis : 5 287 Mt.

Néanmoins, ses émissions par habitant étaient en 2011 de 1,41 t CO2[K 2], très inférieures à la moyenne mondiale : 4,50 t CO2/hab, aux émissions de la France : 5,04 t CO2/hab[K 3], a fortiori à la moyenne OCDE : 9,95 t CO2/hab, et encore plus à celle des États-Unis : 16,94 t CO2/hab[K 4].

L'évolution des émissions de CO2 dues à la consommation d'énergie est retracée par le tableau ci-dessous et le graphique ci-contre :

Évolution des émissions de CO2 dues aux consommations d'énergie en Inde[18]
Mt CO2 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009 2010 % 2010
Charbon 193 305 384 610 673 795 1124 1162 68,5
Pétrole 92 127 160 217 282 314 393 407 24,0
Gaz naturel 7 16 34 44 48 74 106 127 7,5
Total 291 447 579 870 1003 1183 1623 1696 100,0

NB : ces chiffres ne prennent en compte que le dioxyde de carbone ; les autres gaz à effet de serre, en particulier le méthane, sont loin d'être négligeables ; si l'on ajoutait les émissions de méthane, la part du gaz naturel serait nettement plus importante.

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. a, b et c p. 52
  2. a et b p. 53
  3. a et b p. 51
  4. a et b p. 57
  5. p. 11
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  • Autres références
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  4. (en)World Energy Resources: 2013 Survey - chap.3 : Natural Gas (voir p.23, 27 et 40), site du Conseil mondial de l'énergie consulté le 8 avril 2014.
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  17. la production nette d'une centrale est celle qui est livrée au réseau, après déduction des consommations propres de la centrale.
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  19. (en)présentation des performances environnementales des centrales, sur le site de Reliance.
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  30. (en) « Highlights of Power Sector during month », Cea.nic.in (consulté le 2013-01-14)
  31. (en)Hydropower Development in India: A Sector Assessment

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Sources et bibliographie[modifier | modifier le code]

  • (en)International Energy Agency (IEA), IEA Key World energy statistics 2012, International Energy Agency (IEA) - Agence Internationale de l’Énergie,‎ 2012 (lire en ligne)

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]