Énergie en Inde

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Énergie en Inde
Image illustrative de l'article Énergie en Inde
centrale indienne à charbon de Satpura.
Bilan énergétique (2012)
Offre d'énergie primaire (TPES) 788,1 M tep
(32 997,3 PJ)
par agent énergétique charbon : 44,9 %
pétrole : 22,5 %
gaz naturel : 6,2 %
électricité : 2,9 %
Énergies renouvelables 1,8 %
Consommation totale (TFC) 475,9 M tep
(19 925,3 PJ)
par habitant 0,64 tep/hab.
par secteur ménages : 38,2 %
industrie : 35,3 %
transports : 15,4 %
services : 3,9 %
agriculture : 4,8 %
Électricité (2012)
Production 1 127,57 TWh
par filière thermique : 81,4 %
hydro : 11,2 %
nucléaire : 2,9 %
éoliennes : 2,5 %
biomasse/déchets : 1,8 %
autres : 0,2 %
Combustibles (2012 - Mtep)
Production pétrole : 43,3
gaz naturel : 33,3
charbon : 260,5
Commerce extérieur (2012 - Mtep)
Importations électricité : 0,4
pétrole : 188,9
gaz naturel : 15,6
charbon : 90,6
Exportations électricité : 0
charbon : 2,1
Sources
IEA[1]

Le secteur de l'énergie en Inde figure parmi les grands, l'Inde étant le deuxième pays du monde par sa population : 1 237 millions d'habitants en 2012. L'Inde se classe au troisième rang mondial pour la consommation d'énergie après les États-Unis et la Chine. Cependant, sa consommation par habitant est encore très faible : 0,64 tep, soit le tiers de la moyenne mondiale : 1,90 tep, et 10,6 fois moins que celle des États-Unis : 6,81 tep.

Les ressources énergétiques fossiles de l'Inde ne sont guère à la mesure de sa population : ses réserves de charbon sont au 5e rang mondial, mais avec seulement 6,8 % du total mondial ; celles de pétrole sont au 22e rang mondial (0,3 %), et celles de gaz naturel au 21e rang mondial (0,8 %).

L'Inde est le 5e producteur mondial de charbon, mais cette production ne couvre que 67,6 % de sa consommation en 2014. Sa production de pétrole ne couvre que 23 % de sa consommation, et celle de gaz naturel 63 %.

L'Inde est le 13e producteur mondial d'électricité nucléaire avec 1,4 % du total mondial.

L'Inde dispose d'un potentiel important dans les énergies renouvelables, qui couvraient 25,5 % de la consommation d'énergie primaire (surtout biomasse) et assuraient 13,6 % de sa production d'électricité en 2012 (hydroélectricité : 10,5 %, éolien : 2,8 %, biomasse : 0,2 %, solaire : 0,1 %). Le gouvernement indien a annoncé en mars 2015 d’ambitieux objectifs de déploiement d’énergies renouvelables, visant à multiplier par plus de quatre leur puissance installée, surtout dans le solaire, d’ici à 2022.

L'Inde est au troisième rang mondial pour les émissions de gaz à effet de serre, en particulier de CO2, avec 1 954 Mt d'émissions en 2012, soit 6,2 % du total mondial, derrière la Chine : 8 251 Mt et les États-Unis : 5 074 Mt. Néanmoins, ses émissions par habitant étaient en 2012 de 1,58 t CO2, très inférieures à la moyenne mondiale : 4,51 t CO2/hab, aux émissions de la France : 5,10 t CO2/hab, a fortiori à celle des États-Unis : 16,15 t CO2/hab.

Sommaire

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

L'Agence internationale de l'énergie et Observ'ER classent l'Inde parmi les tous premiers pays au 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 1] Importation nette 3e 2012 185 Mt 9,0 % 1er : États-Unis (442 Mt), 2e : Chine (269 Mt)
Charbon[k 2] Production 3e 2013 613 Mt 7,8 % 1er : Chine (3 561 Mt), 2e : États-Unis (904 Mt)
Importation nette 3e 2013 178 Mt 14,0 % 1er : Chine (320), 2e : Japon (196 Mt)
Hydroélectricité[k 3] Production 7e 2012 126 TWh 3,4 % 1er : Chine (872 TWh)
Puissance installée 7e 2012 40 GW 3,9 % 1er : Chine (194 GW)
% hydro/élec 8e 2012 11,2  % 1er : Norvège (96,7 %)
Produits pétroliers[k 4] Production 4e 2012 230 Mt 5,9 % 1er : États-Unis (787 Mt)
Exportation nette 3e 2012 49 Mt 9,1 % 1er : Russie (105 Mt), 2e : États-Unis (74 Mt)
Prod.élec.fossiles**[k 5] Charbon/lignite 3e 2012 801 TWh 8,7 % 1er : Chine (3785), 2e : États-Unis (1 643 TWh)
Électricité[k 6] Production 3e 2012 1128 TWh 5,0 % 1er : Chine (4 985 TWh)
Énergie éolienne[O 1] 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

En 2012, l'Inde est passée du 4e au 3e rang parmi les importateurs de pétrole, dépassant le Japon ; elle est également passée du 4e au 3e rang parmi les producteurs d'électricité, dépassant la Russie.

La consommation d'énergie primaire de l'Inde est la 3e au monde, après celles de la Chine (2 894 Mtep) et des États-Unis (2 141 Mtep), mais sa consommation par habitant (0,64 tep) est largement inférieure à la moyenne mondiale : 1,90 tep, à celle de la Chine : 2,14 tep et a fortiori à celle des États-Unis : 6,81 tep[k 7].

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 1 200 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 2012 un total de 544,6 Mtep d'énergie primaire, dont 260,5 Mtep de charbon (47,8 %), 184,9 Mtep de biomasse et déchets (34 %), 43,3 Mtep de pétrole (8 %), 33,3 Mtep de gaz naturel (6 %), 10,8 Mtep d'hydroélectricité (2,0 %), 8,6 Mtep de nucléaire (1,6 %) et 3,1 Mtep d'autres renouvelables (0,6 %)[1].

La part du charbon n'a cessé de progresser depuis 22 ans, passant de 35,9 % à 47,8 %, malgré les taux de croissance plus rapide du nucléaire, du gaz et des énergies nouvelles ; les filières principales (biomasse et pétrole) ont en effet progressé beaucoup moins vite que le charbon :

Production d'énergie primaire par filière (Mtep)
Filière 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 % 2012 var.
2012/1990
Charbon 104,7 35,9 146,2 39,9 247,3 46,7 252,2 260,5 47,8 +149 %
Pétrole 35,3 12,1 37,2 10,2 43,1 8,1 43,7 43,3 8,0 + 23 %
Gaz naturel 10,6 3,6 23,1 6,3 43,0 8,1 39,0 33,3 6,1 + 214 %
Nucléaire 1,6 0,5 4,4 1,2 6,8 1,3 8,4 8,6 1,6 + 438 %
Hydraulique 6,2 2,1 6,4 1,7 10,6 2,0 12,3 10,8 2,0 + 74 %
Biomasse-déchets 133,5 45,7 148,8 40,6 177,1 33,4 181,1 184,9 34,0 + 39 %
Solaire-éolien 0,01 ns 0,2 0,05 2,0 0,4 2,5 3,1 0,6 ns
Total 291,8 100 366,3 100 530,0 100 539,2 544,6 100 + 87 %
Source des données : AIE[1]

Charbon[modifier | modifier le code]

Histoire[modifier | modifier le code]

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.

Réserves de 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.

Les réserves prouvées récupérables de charbon de l'Inde étaient estimées par BP[n 1] à 60,6 milliards de tonnes fin 2014 (56,1 Mds tonnes d'anthracite et de charbon bitumineux, et 4,5 milliards de tonnes de sub-bitumineux et de lignite), soit 94 ans de production au rythme de 2014. Ces réserves classaient l'Inde au 5e rang mondial avec 6,8 % du total mondial[b 1].

Les principaux états producteurs de charbon sont :

Autres zones charbonnières notables :

Production de charbon[modifier | modifier le code]

Production, importation et consommation de charbon de l'Inde, 1980-2010
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)[8].

En 2014, la production de charbon de l'Inde atteignait 243,5 Mtep, au 5e rang mondial avec 6,2 % du total mondial, derrière la Chine (46,9 %), les États-Unis (12,9 %), l'Indonésie (7,2 %) et l'Australie (7,1 %) ; elle a progressé de 6,4 % en 2014 et de 56 % entre 2004 et 2014[b 2].

Consommation de charbon[modifier | modifier le code]

La consommation de charbon en Inde s'est établie en 2014 à 360,2 Mtep, en hausse de 11,1 %, au 3e rang mondial avec 9,3 % du total mondial, derrière la Chine (50,6 %) et les États-Unis (11,7 %) ; elle a progressé de 109 % depuis 2004. La production de charbon du pays couvre seulement 67,6 % de sa consommation[b 3].

Bilan énergétique charbon[modifier | modifier le code]

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

BILAN ÉNERGÉTIQUE CHARBON 2012[1]
RESSOURCES MTEP % EMPLOIS MTEP %
Production d’énergie primaire 260,5 73,5 Consommation branche énergie 265,9 75,1
Importations 90,6 25,6 Consommation finale 88,3 24,9
Exportations -2,1 -0,6
Variation des stocks 5,2 1,5
Total ressources 354,2 100 Total emplois 354,2 100
Détail consommation branche énergie Détail consommation finale
Production d'électricité 251,9 94,7 Industrie 77,1 87,3
Transformation du charbon 12,0 4,5 Ménages 3,0 3,4
Usage propre branche énergie 1,2 0,5 Tertiaire 4,1 4,7
Écarts statistiques 0,8 0,3 Non spécifié 4,0 4,6

En résumé, l'Inde importe plus du quart de son charbon et l'utilise à 71 % pour la production d'électricité et 25 % pour les usages directs, dont 87 % dans l'industrie.

Voici l'évolution depuis 1980 :

Évolution de la production, des importations nettes et de la consommation de charbon de l'Inde[1]
Mtep 1990 2000 2005 2009 2010 2011 2012 % 2012
Production 104,7 146,2 187,8 245,4 247,3 252,2 260,5 73,5
Importations nettes 4,1 14,1 25,1 57,1 66,2 74,3 88,5 25,0
Consommation 103,4 161,5 208,0 297,6 310,0 325,8 354,2 100,0

Pétrole[modifier | modifier le code]

Réserves de pétrole[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées de pétrole[n 2] de l'Inde étaient estimées par BP à 0,8 milliards de tonnes fin 2014 (5,7 milliards de barils), soit 17,6 années de production au rythme de 2014. Ces réserves classaient l'Inde au 22e rang mondial avec 0,3 % du total mondial[b 4].

Selon Oil & Gas Journal (OGJ), l'Inde détenait près de 5,7 milliards de barils de réserves prouvées au début de 2014, dont 56 % offshore. La majeure partie de ces réserves pétrolières sont situées en offshore à l'ouest, et à terre au nord-est, dans le bassin Assam-Arakan qui contient 23 % des réserves du pays et produit 12 % de son brut ; 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, dont la production a été de 982 000 barils par jour en 2013 ; ce bassin est cependant en déclin, ainsi que celui d'Assam ; des découvertes importantes ont été faites récemment dans le bassin de Barmer au Rajasthan, où Cairn India a lancé en 2009 le champ de Mangala, dont la capacité de production est de 130 000 barils ; les champs du Rajasthan ont produit au total 179 000 barils en 2013 et pourraient atteindre 300 000 barils dans quelques années ; le bassin offshore de Krishna-Godavari a révélé aussi un potentiel significatif. Le gouvernement encourage les compagnies indiennes à acquérir des participations dans des gisements à l'étranger afin de sécuriser les importations ; des compagnies indiennes ont des parts dans des gisements au Soudan, en Russie, au Venezuela, en Azerbaïdjan, au Mozambique, au Canada et au Myanmar[e 1].

Production de pétrole[modifier | modifier le code]

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

En 2014, l'Inde a produit 41,9 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 0,895 Mb/j (millions de barils par jour), en baisse de 1,3 % (+15 % depuis 2004). Elle se classe au 21e rang mondial avec 1 % de la production mondiale[b 5].

Consommation de pétrole[modifier | modifier le code]

En 2014, l'Inde a consommé 180,7 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 3,85 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 3 % (+51 % depuis 2004). Elle se classe au 4e rang mondial avec 4,3 % de la consommation mondiale. Sa production couvre seulement 23 % de sa consommation[b 6].

L'Inde était en 2013 le 4e consommateur mondial de pétrole après les États-Unis, la Chine et le Japon, et le 4e importateur mondial de pétrole et produits pétroliers ; l'écart s'accroit entre sa production (moins de 1 000 000 barils par jour (bbl/j) de pétrole et hydrocarbures liquides associés) et sa consommation : 3,7 Mbbl/j. L'EIA prévoit que la demande va plus que doubler à 8,2 Mbbl/j en 2040 alors que la production devrait rester constante. Afin d'atténuer cette dépendance aux importations, les compagnies nationales pétrolières indiennes ont acheté des participations dans des gisements de pétrole en Amérique du Sud, en Afrique, dans le Sud-est asiatique et dans la région de la mer Caspienne : mais la majeure partie des importations continue à provenir du Moyen-Orient[e 2].

Importations de pétrole, exportations de produits pétroliers[modifier | modifier le code]

L'Inde était en 2014 le 3e importateur mondial de pétrole et produits pétroliers avec 209,6 Mt, dont 189,7 Mt de brut), après les États-Unis (455,5 Mt) et la Chine (372,8 Mt). Ces importations provenaient surtout du Moyen-Orient : 121,1 Mt (58 %), d'Afrique occidentale : 57,4 Mt (27 %) et d'Amérique latine : 34,4 Mt (16 %). L'Inde a exporté 61,3 Mt de produits pétroliers en 2014, dont 19,6 Mt vers le Moyen-Orient, 9 Mt vers l'Afrique et 7,8 Mt vers l'Europe[b 7].

La consommation augmente rapidement ; la production progresse moins vite et n'a jamais réussi à satisfaire la demande ; l'Inde est donc obligée d'importer massivement : ses importations nettes totale de pétrole sont passées de 42 % de sa consommation en 1990 à 71 % en 2012 ; en 2013, elle a importé 3,9 millions de barils par jour de pétrole brut, dont la majorité en provenance du Moyen-Orient en 2010[e 3] :

  • Arabie Saoudite : 20 %
  • Irak : 14 %
  • Iran : 6 %
  • autres pays du Moyen-Orient : 22 %
  • Afrique : 16 %, dont Nigeria : 8 %
  • Venezuela : 12 %
  • autres pays d'Amérique : 7 %
  • autres : 3 %.

Bilan énergétique pétrole[modifier | modifier le code]

BILAN ÉNERGÉTIQUE PÉTROLE 2012[1]
RESSOURCES MTEP % EMPLOIS MTEP %
Production d’énergie primaire 43,3 19 Transferts et écarts statistiques -0,4 -0,2
Importations 188,9 81 Raffineries 233,4 100,2
Total ressources 233,0 100 Total emplois 233,0 100
BILAN ÉNERGÉTIQUE PRODUITS PÉTROLIERS 2011
Importations 16,0 6 Exportations 66,1 27
Raffineries 236,5 92 Soutes 5,2 2
Transferts -5,7 2 Consommation branche énergie 27,1 10
Consommation finale 148,4 61
Total ressources 246,8 100 Total emplois 246,8 100
Détail consommation branche énergie Détail consommation finale
Production d'électricité 8,1 30 Industrie 18,9 13
Usage propre branche énergie 19,0 70 Transport 70,3 47
Ménages 23,0 15
Tertiaire 1,4 1
Agriculture 9,7 6,5
Usages non énergétiques 22,8 15

L'Inde importe 81 % 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 : 47 %, puis par les usages non énergétiques (chimie) : 15 %, les ménages : 15 % et l'industrie : 13 %.

Production, importation et consommation de pétrole de l'Inde, 1980-2010
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)[8]

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 par 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

Organisation du secteur[modifier | modifier le code]

Les entreprises publiques dominent le secteur pétrolier, malgré un début de dérégulation depuis les années 1990. Les deux principaux acteurs publics sont Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), qui assure 69 % de la production indienne en 2012, et Oil India Limited (OIL). Le rôle du secteur privé s’accroît, avec en particulier Cairn India, filiale du groupe britannique Cairn Energy, qui contrôle plus de 20 % de la production de pétrole, et les compagnies indiennes Reliance Industries et Essar Oil, devenues des raffineurs de premier plan[e 4].

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 1999 la New Exploration Licensing Policy (NELP), qui pour la première fois permettait 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[e 2].

Le secteur aval est lui aussi dominé par des entités étatiques, en particulier l'Indian Oil Corporation (IOC) qui gère 8 des 22 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. Le secteur privé possède 38 % de la capacité de raffinage du pays ; 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 à la fin 2013 de 22 raffineries totalisant une capacité de 4,35 millions de barils par jour 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 millions de barils par jour ; il est situé au nord-ouest afin de minimiser les coûts de transport depuis le Moyen-Orient, de même que la raffinerie de Vadinar (405 000 barils par jour) au Gujarat, appartenant à Essar Oil Ltd. L'Inde projette de porter sa capacité de raffinage à 6,3 millions de barils par jour en 2017. 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[e 5].

L'Inde a décidé en 2005 de se doter d'une réserve stratégique de pétrole de 37 millions de barils : trois installations de stockage sont en construction près des raffineries de Visakhapatnam, Mangalore et Padur ; elles seront terminées en 2015 ; le gouvernement prévoit d'ajouter 91 millions de barils supplémentaires d'ici 2017 et vise un stockage de 90 jours de consommation de pétrole brut d'ici 2020[e 6].

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Réserves de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Pétrole et gaz - Péninsule indienne

Les réserves prouvées de gaz naturel de l'Inde étaient estimées par BP à 1 400 milliards de m³ fin 2014 (50,4 trillions US de pieds cubes), soit 45 années de production au rythme de 2014. Ces réserves classaient l'Inde au 21e rang mondial avec 0,8 % du total mondial[b 8].

Selon Oil & Gas Journal, l'Inde dispose au début de 2014 de 47 Tcf (environ 1 300 milliards de m³) de réserves prouvées de gaz naturel, dont environ 34 % à terre et 66 % en mer. En 2002, des gisements importants furent découverts dans le bassin de la Krishna-Godavari, au large de la côte est de l'Inde ; mais la production de plusieurs des champs principaux est en déclin. Les deux principales compagnies pétrolières d'État, ONGC et Oil India Limited (OIL), dominent le secteur amont gazier ; ONGC exploite le champ de Mumbai High qui fournit une large part de la production nationale ; ONGC demeure le principal producteur du pays avec 62 % de la production en 2012, mais le gouvernement encourage l'intervention de compagnies privées indiennes et étrangères dans l'amont : RIL est devenu un acteur majeur grâce à ses découvertes dans le bassin de la Krishna-Godavari ; RIL a noué un partenariat stratégique avec BP qui a une part de 30 % dans 21 des contrats de production de RIL[e 7].

L'Inde prévoit de développer, outre ses ressources offshore, celles des gaz non-conventionnels ; elle produit déjà un peu de gaz de houille, dont l'exploration a débuté en 2001 et la production dix ans plus tard ; les réserves ont été estimées entre 9 et 92 Tcf (environ 250 à 2 600 milliards de m³) ; la production de gaz de houille, localisée surtout au Bengale, était en 2013 de 5,8 Bcf (0,16 milliard de m³). Les estimations 2013 de l'EIA sur les ressources mondiales de gaz de schiste attribuent à l'Inde 96 Tcf (environ 2 700 milliards de m³) de réserves techniquement récupérables ; une première découverte a été réalisée en 2010 dans la bassin de Cambay ; le gouvernement a annoncé, sans préciser de date, la prochaine publication d'une politique sur le gaz et pétrole de schiste[e 8].

Production de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Production, importation et consommation de gaz naturel de l'Inde, 1980-2010
en milliards de pieds cubes
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)[8]

En 2014, l'Inde a produit 31,7 milliards de m³ de gaz naturel, soit 49,8 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en baisse de 5,9 % (+8,6 % depuis 2004). Elle se classe au 23e rang mondial avec 0,9 % de la production mondiale[b 9].

La production totale de gaz de l'Inde s'élevait en 2012 à 1,5 Tcf environ (42 milliards de m³)[e 7].

Consommation de gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2014, l'Inde a consommé 50,6 milliards de m³ de gaz naturel, soit 45,6 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en baisse de 1,5 % (+58,6 % depuis 2004). Elle se classe au 14e rang mondial avec 1,5 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 63 % de sa consommation[b 10].

La consommation s'est accrue de 8 % l'an entre 2000 et 2012, malgré une baisse en 2011 due à des pénuries. La consommation a dépassé la production nationale en 2004. Elle atteignait environ 2 100 milliards de pieds cubes en 2012 (environ 59 59 milliards de m³), dont 29 % importés sous forme de GNL. La demande provient pour l'essentiel du secteur de la production d'électricité (33 %), de l'industrie des engrais (28 %) et du remplacement du gaz de pétrole liquéfié pour la cuisson et les autres usages résidentiels (15 %) ; le gouvernement encourage ces trois utilisations prioritaires[e 9].

Bilan énergétique du gaz naturel en Inde[modifier | modifier le code]

BILAN ÉNERGÉTIQUE GAZ NATUREL 2012[1]
RESSOURCES MTEP % EMPLOIS MTEP %
Production d’énergie primaire 33,3 68 Consommation branche énergie 22,7 46
Importations 15,6 32 Consommation finale 26,2 54
Total ressources 48,9 100 Total emplois 48,9 100
Détail consommation branche énergie Détail consommation finale
Production d'électricité 17,7 78 Industrie 9,1 35
Usage propre branche énergie 5,1 22 Transport 1,6 6
Ménages 2,5 10
Agriculture 0,2 0,6
Usages non énergétiques 12,8 49

En 2012, l'Inde importait 32 % de ses besoins en gaz naturel ; 36 % 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) : 49 % et par l'industrie : 35 % ; les ménages utilisaient encore peu le gaz naturel (10 %).

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 cubes 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.

Importations de gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2014, les importations de gaz naturel en Inde sous forme de GNL ont atteint 18,9 Mds m³, au 4e rang mondial (mais au 20e rang environ si l'on prend en compte les importations par gazoducs dans les autres pays), provenant surtout du Qatar : 16,2 Mds m³ et du Nigeria : 1,2 Mds m³[b 11].

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[e 10] :

  • le gazoduc Iran-Pakistan-Inde (IPI) était en discussion depuis 1994 ; long de 1 700 miles (2 735 km) depuis les champs iraniens de Perse du sud (South Pars) jusqu'au Gujarat, il aurait eu une capacité de 150 Mm3 par jour ; l'Inde s'est retiré de ce projet en 2006 ;
  • le gazoduc Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan-Inde (TAPI ou Trans-Afghan Pipeline) : 1 700 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 par jour ; en mai 2012, un contrat d'achat-vente a été signé et en février 2013 une entité ad hoc a été créée pour le financement ; en novembre 2013, la Banque Asiatique de Développement a été choisie comme conseiller technique et financier ; elle a estimé le coût du projet à 10-12 milliards de dollars ;
  • 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 (GNL) en 2004, depuis le Qatar ; en 2013, elle était devenue le 4e importateur mondial de GNL, en important 638 Bcf, soit 18 milliards de m³, soit 6 % du total mondial. Petronet, coentreprise entre GAIL, ONGC, IOC et plusieurs firmes étrangères, est le principal importateur de GNL en Inde. Petronet possède deux terminaux GNL en exploitation :
    • Dahej au Gujarat, où l'Inde a reçu sa première livraison par méthanier en janvier 2004 ; sa capacité maximale est de 480 Bcf/y, soit 13,6 milliards de m³/an ;
    • Kochi : 120 Bcf/y, soit 3,4 milliards de m³/an, mis en service fin 2013 ;

Shell (74 %) et Total (26 %) possèdent le terminal GNL d'Hazira, au Gujarat, entré en service en avril 2005 avec une capacité de 240 Bcf/y, soit 7 milliards de m³/an.

La capacité totale de regazéification de l'Inde atteint 936 Bcf/y, soit 26,5 milliards de m³/an, et les propriétaires de terminaux ont des projets d'extension, dont celle en construction à Dahej qui portera sa capacité à 720 Bcf/y, soit 20 milliards de m³/an en 2016. Le projet de terminal de Dabhol, qui alimente trois centrales électriques à gaz, avait été lancé par Enron, et a été repris par GAIL qui investit pour en doubler la capacité d'ici à 2017. IOC propose le projet de terminal d'Ennore dans le Tamil-Nadu et d'autres projets sont envisagés sur la côte est, en particulier trois projets de terminaux flottants à Kakinada et un à Gangawaram. Sur la côte ouest, le projet de terminal de Mundra au Gujarat est prévu pour 2016.

La compagnie qatarie RasGas est le seul fournisseur de long terme de l'Inde, avec deux contrats totalisant 360 Bcf/y, soit 10 milliards de m³/an. En 2013, 84 % du GNL importé en Inde provenait du Qatar. Depuis 2010, l'Inde importe des cargaisons spot du Nigeria, d'Égypte et du Yémen. Des contrats GNL ont été signés avec l'Australie, avec plusieurs terminaux américains ainsi qu'avec diverses compagnies européennes et avec Gazprom. OIL a investi dans des projets gaziers au Canada et au Mozambique afin de sécuriser l'approvisionnement du pays.

Organisation du secteur[modifier | modifier le code]

Le Ministère du Pétrole et du Gaz Naturel (MOPNG) supervise l'exploration et la production, mais le gouvernement a commencé à réformer le secteur et a créé le Petroleum Natural Gas Regulatory Board (Bureau de réglementation du pétrole et du gaz naturel) pour réglementer les activités aval telles que la distribution et la commercialisation. Le gouvernement fixe les prix pour les compagnies du secteur public, alors que les producteurs privés indexent leurs prix sur les prix des marchés internationaux ; c'est le cas des prix du GNL, qui sont en moyenne trois fois plus élevés que les tarifs réglementés, et la plupart des consommateurs indiens paient leur gaz à des tarifs très inférieurs aux prix du gaz importé ; mais le gouvernement a mis en place en juin 2013 un nouveau régime de tarification du gaz naturel visant à encourager l'investissement dans la production nationale en alignant plus étroitement les prix intérieurs sur ceux du marché international ; les tarifs réglementés devaient doubler, mais le gouvernement a repoussé l'application de cette réforme après les élections générales de 2014. Des compagnies privées telles que Petronet LNG (terminaux de regazéification) et Reliance Industries (production offshore dans le bassin de la Krishna-Godavari, gazoduc est-ouest de l'Andhra Pradesh au Gujarat) jouent un rôle croissant[e 9].

Les deux principales compagnies exploitant le système de gazoduc indien sont l'entreprise publique Gas Authority of India Ltd. (GAIL) et l'entreprise privée Reliance Gas Tranportation Infrastructure Ltd (RGTIL), filiale du groupe Reliance. GAIL, ex-monopole du transport de gaz, exploite deux gazoducs majeurs dans le nord-ouest (3 328 miles au total : Hazira-Vijaipur-Jagadishpur qui relie le Gujarat à Delhi, et Dahej-Vijaipur. La compagnie dessert surtout la partie nord-ouest du pays et possède plus de 70 % du réseau de gazoducs. RGTIL a mis en service en 2009 le gazoduc Est-Ouest de 881 miles qui relie le champ gazier de la Krishna-Godavari au réseau de GAIL et aux centres de consommation du nord et de l'ouest, mais ce gazoduc reste sous-utilisé du fait de la production inférieure aux prévisions de ce champ gazier. D'autres opérateurs gèrent des gazoducs locaux dans l'Assam et le Gujarat. L'insuffisante interconnexion des réseaux constitue un facteur majeur de limitation du développement gazier. Le réseau totalisait 9 200 miles en 2013, et le plan quinquennal en cours prévoit une extension à 18 000 miles en 2017 ; GAIL projette d'intégrer l'Inde du sud à son réseau et a inauguré en 2013 le gazoduc Dabhol-Bangalore (600 miles)[e 10].

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 3 000 bbl/j en 2000 à 6 000 bbl/j en 2011, et celle de biodiesel, démarrée en 2005, atteint 2 000 bbl/j en 2011. Ces chiffres sont cependant très faibles en comparaison de la consommation de pétrole : 3 426 000 bbl/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[9].

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[10]. Le gouvernement indien a annoncé en 2005 un objectif de remplacer en 6 ans 20 % de la consommation de pétrole par du biocarburant[11]. 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[12].

Le MNRE subventionne la production familiale de biogaz[13] : pour le XIe 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.

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

La consommation d'énergie primaire est égale par définition au total de son approvisionnement en énergies :

Consommation d'énergie primaire en Inde par filière (Mtep)
Filière 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 % 2012 var.
2012/1990
Charbon 103,4 32,7 161,5 35,4 310,1 42,9 325,8 354,2 44,9 % + 243 %
Pétrole 61,1 19,3 112,0 24,5 161,1 22,2 166,2 177,2 22,5 % + 190 %
Gaz naturel 10,6 3,3 23,1 5,1 54,4 7,5 55,0 48,9 6,2 % + 363 %
Nucléaire 1,6 0,5 4,4 1,0 6,8 0,9 8,4 8,6 1,1 % + 438 %
Hydraulique 6,2 1,9 6,4 1,4 10,6 1,5 12,3 10,8 1,4 % + 75 %
Biomasse-déchets 133,5 42,2 148,8 32,6 177,1 24,5 181,1 184,9 23,5 % + 39 %
Solaire-éolien 0,01 ns 0,18 0,04 2,0 0,3 2,5 3,1 0,4 % ns
Électricité* 0,1 0,04 0,1 0,02 0,5 0,07 0,4 0,4 0,05 % + 249 %
Total 316,4 100 456,4 100 722,5 100 751,8 788,1 100 % + 149 %
Source des données : AIE[1]
* Électricité : solde des échanges internationaux (+ si importateur, - si exportateur)

La prépondérance du charbon ne cesse de s'accentuer, aux dépens surtout de la biomasse ; les taux de croissance les plus élevés sont ceux du gaz naturel, du nucléaire et surtout des énergies nouvelles, dont la part reste cependant minime.

De l'énergie primaire consommée à l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Tous les flux, de l'énergie primaire à la consommation finale d'énergie par les utilisateurs, peuvent se résumer en un tableau sous forme de bilan Ressources/Emploi, dénommé "bilan énergétique national" :

BILAN ÉNERGÉTIQUE 2012[1]
RESSOURCES MTEP % EMPLOIS MTEP %
Production d’énergie primaire 544,6 69 Consommation branche énergie 276,6 35
Importations 331,5 40 Consommation finale non énergétique 35,6 5
Exportations -68,3 -9 Consommation finale énergétique 475,9 60
Stocks et Soutes 0,4 0,04 Écarts statistiques 5,6 0,7
Total ressources 788,1 100 Total emplois 788,1 100

Les soutes sont les consommations d'énergie des transports internationaux (air et mer). Les consommations de la branche énergie comprennent :

  • les pertes de conversion, en particulier celles des centrales électriques, qui consomment 311 Mtep d'énergie primaire (dont 252 Mtep de charbon, soit 71 % des ressources en charbon) pour produire 97 Mtep d'énergie électrique ;
  • l'utilisation d'énergie pour les besoins propres de l'industrie énergétique (centrales électriques, raffineries, pompes des oléoducs et gazoducs, etc) : 31 Mtep ;
  • les pertes de transport : 17 Mtep et de transformation : 12 Mtep pour la cokéfaction, 3 Mtep dans les raffineries.

Les consommations non énergétiques sont surtout celles de la chimie.

Énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Répartition par énergie de la consommation finale d'énergie[modifier | modifier le code]

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

Après la transformation en électricité de 71 % des ressources charbonnières, le charbon (en utilisation directe) cède la première place à la biomasse au stade la consommation finale : biomasse et déchets représentent 34 % de la consommation en 2012 (surtout dans le secteur résidentiel), suivis par les produits pétroliers : 29 %, puis le charbon : 17 %, l'électricité : 15 %, le gaz naturel : 5 %, les EnR thermiques : 0,1 %[1].

Consommation finale d'énergie en Inde par filière (Mtep)
Filière 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 % 2012 var.
2012/1990
Charbon 41,8 16,8 33,5 10,5 82,6 17,4 85,7 88,3 17,3 + 111 %
Pétrole 50,2 20,1 94,4 29,7 134,2 28,4 141,0 148,4 29,0 + 196 %
Gaz naturel 5,6 2,3 9,7 3,0 24,8 5,2 27,3 26,2 5,1 + 365 %
Biomasse-déchets 133,5 53,5 148,1 46,6 168,9 35,7 171,3 173,4 33,9 + 30 %
Autres EnR thq* 0,008 ns 0,04 ns 0,3 0,06 0,35 0,5 0,1 ns
Électricité 18,5 7,4 32,4 10,2 62,5 13,2 69,0 74,7 14,6 + 304 %
Total 249,6 100 318,0 100 473,4 100 494,6 511,5 100 + 105 %
Source des données : AIE[1]
* Autres énergies renouvelables thermiques : solaire thermique, géothermie, etc

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

La consommation finale d'énergie se répartit comme suit en 2012[1] :

Consommation d'énergie primaire en Inde par secteur (Mtep)
Filière 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 % 2012 % 2012
France
var.
2012/1990
Industrie 69,1 27,7 82,8 26,0 153,6 32,5 164,8 168 33 18 + 143 %
Transport 21,0 8,4 31,9 10,0 64,3 13,6 69,6 73,5 14 28,6 + 250 %
Résidentiel 123,1 49,3 144,9 45,6 175,3 37,0 179,3 182 36 27,1 + 48 %
Tertiaire 9,5 3,8 10,5 3,3 17,2 3,6 17,8 18,6 3,6 14,5 + 96 %
Agriculture 8,6 3,5 15,4 4,8 19,4 4,1 21,3 23 4,5 2,6 + 167 %
Non spécifié 5,1 2,0 5,6 1,8 11,4 2,4 7,8 10,7 2 1,2 + 110 %
Usages non énergétiques (chimie) 13,3 5,3 26,8 8,4 32,2 6,8 34 35,6 7 7,7 + 168 %
Total 249,6 100 318,0 100 473,4 100 494,6 511,5 100 100 + 105 %
Source des données : AIE[1]

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) et l'agriculture ont des parts plus élevées qu'en France.

L'industrie consomme surtout du charbon : 46 %, de l'électricité : 20 %, de la biomasse : 18 % et des produits pétroliers : 11 %, secondairement du gaz : 5 %.

Les transports consomment bien entendu surtout des produits pétroliers : 96 %, un peu de gaz (2 %) et de l'électricité (2 %) pour les chemins de fer.

Le résidentiel (ménages) consomme surtout de la biomasse : 61 % (en forte baisse : 76 % en 2011), qui désigne surtout le bois ainsi que les biogaz, bioéthanol, etc ; l'électricité (17 %) vient de dépasser les produits pétroliers (16 %) ; le charbon ne représente plus que 4,8 % et le gaz naturel commence seulement à apparaître : 1,1 %. Cette structure de consommation est plus proche de celle des pays en développement que d'un pays émergent, malgré une évolution rapide.

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[14], 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 1 127,6 TWh, en hausse de 4,9 % par rapport à 2011 et de 285 % par rapport à 1990 (taux moyen annuel sur 22 ans : +6,3 %) ; la part des centrales thermiques fossiles a été de 81,4 % (charbon : 71,1 %), les 20 réacteurs nucléaires ont assuré 2,9 % de la production, l'hydraulique 11,2 % et les autres énergies renouvelables 4,5 % (dont éolien : 2,5 %).

Production brute d'électricité en Inde (TWh)
Énergie 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 % 2012 var.
2012/1990
Charbon 191,6 65,5 390,2 68,5 658,0 67,2 717,4 801,3 71,1 + 318 %
Pétrole 13,3 4,5 29,2 5,1 24,4 2,5 24,1 22,7 2,0 + 71 %
Gaz naturel 10,0 3,4 56,0 9,8 113,3 11,6 114,2 93,9 8,3 + 843 %
Total comb. fossiles 214,9 73,4 475,4 83,4 795,6 81,2 855,7 918,0 81,4 + 327 %
Nucléaire 6,1 2,1 16,9 3,0 26,3 2,7 32,3 32,9 2,9 + 436 %
Hydraulique 71,7 24,5 74,5 13,1 123,1 12,6 143,6 125,8 11,2 + 75 %
Biomasse 0 1,3 0,2 13,9 1,4 16,6 19,3 1,7 ns
Déchets 0 0 0,8 0,08 1,0 1,2 0,1 ns
Solaire PV 0 ns ns 0,1 ns 0,8 2,1 0,2 ns
Éolien 0,03 ns 1,7 0,3 19,7 2,0 24,5 28,3 2,5 ns
Total EnR 71,7 24,5 77,4 13,6 157,5 16,1 186,6 176,7 15,7 + 146 %
Total prod.brute 292,7 100 569,7 100 979,4 100 1 074,5 1 127,6 100 + 285 %
Source des données : AIE[1]

En comparaison, la production brute d'électricité en France en 2012 était de 564,5 TWh. L'Inde produit donc exactement le double de la production d'électricité française ; mais elle a une population 18,9 fois plus nombreuse ; sa production par habitant est donc 9,5 fois moins élevée.

L'EIA fournit des historiques un peu plus longs sur la production nette[n 3] : en 2011, la production nette d'électricité en Inde s'élevait à 985 TWh[15], 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).

Voici l'évolution de cette production :

Évolution de la production nette d'électricité[15]
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 cherchent à 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 %[14].

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[16].

Nucléaire[modifier | modifier le code]

En 2014, l'Inde a produit 7,8 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole) d'électricité nucléaire, en progression de 4,1 % (+105 % depuis 2004). Elle se classe au 13e rang mondial avec 1,4 % de la production mondiale[b 9].

Début 2013, vingt réacteurs nucléaires répartis sur six centrales produisent 4 780 MW (2,9 % de la puissance installée totale)[17],[18].

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[19] :

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
Centrale de Kudankulam en construction en 2009.

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. »[20].

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[21]. 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[22]. Le gouvernement du Maharashtra a réaffirmé le 06/12/2012 sa décision de construire la centrale de Jaitapur[23], 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[24]. Mais les négociations butent sur les modalités de mise en œuvre de la loi indienne sur la responsabilité civile des fournisseurs de centrales qui, beaucoup plus sévère que les normes internationales, fait peser une menace considérable sur les industriels concernés. Une vente d’EPR à l’Inde suppose également un accord nucléaire entre l’Inde et le Japon, ce dernier étant le seul pays à pouvoir fournir certaines pièces indispensables au fonctionnement des centrales. Sans compter des désaccords profonds sur le coût de l’électricité qui sera produit in fine par les centrales d’Areva[25].

Lors de la visite de Vladimir Poutine à New Delhi, début décembre 2014, un projet de construction de douze réacteurs en Inde a été annoncé. Le communiqué publié précise «  pas moins de douze unités dans les deux décennies à venir  ». Mais il s’agit d’un objectif et non d’un contrat. Il s’inscrit dans la ligne des accords en cours, qui se sont traduits par la construction de deux réacteurs à Kudankulam, dans l’État du Tamil Nadu. Or l’accord intergouvernemental pour Kudankulam 1 et 2 date de novembre 1988 et la construction des deux réacteurs a commencé en 2002. L’exploitation commerciale de Kudankulam 1 ne démarrera que début 2015, soit vingt-sept ans après l’accord intergouvernemental et treize ans après le début de la construction.  La construction des unités 3 et 4 de Kudankulam est prévue de longue date mais ne commencera pas avant 2016. Pour les réacteurs 7 à 12, il faudra aussi trouver un site, ce qui n’a rien de simple[25].

Lors de la visite d'état de Barack Obama à Narendra Modi en janvier 2015, les deux dirigeants ont annoncé une avancée majeure permettant de progresser vers la mise en œuvre complète de l'accord sur l'énergie nucléaire civile signé par Washington et New Delhi en 2008, qui n'arrivait pas à se concrétiser du fait notamment de la loi de responsabilité civile adoptée par l'Inde. Cette loi prévoit que les fournisseurs d'équipements nucléaires puissent être poursuivis en cas d'accident, disposition contraire aux normes internationales qui font porter la responsabilité sur l'opérateur de la centrale. Les États-Unis ont donc accepté de faire preuve de flexibilité en acceptant les principes de la loi indienne, accompagnés de modalités préservant leurs intérêts, par exemple par la création d'un fonds d'assurance nucléaire auquel souscriraient les fournisseurs[26].

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[27].

Évolution de la production brute d'électricité des énergies renouvelables (TWh)[27]
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 millions de 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 no 1 mondial, la Chine, a produit 823 TWh[O 2].

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)[27].

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

  • 84 000 MW économiquement exploitables ;
  • plus 6 780 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 39 324 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.

De la production à la consommation[modifier | modifier le code]

Tableau ressources-emplois du système électrique indien[1]
en TWh 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 % 2012
Production brute 292,7 99,5 569,7 99,8 979,4 99,4 1 074,5 1 127,6 99,6
Importations 1,4 0,5 1,5 0,3 5,6 0,6 5,3 4,8 0,4
Exportations -0,06 -0,02 -0,2 -0,03 -0,06 -0,01 -0,1 0 0
total ressources 294,1 100 571,0 100 985,0 100 1 079,7 1 132,4 100
Conso propre* 22,6 7,7 39,7 7,0 65,5 6,6 68,4 71,0 6,3
Pertes 56,5 19,2 155,1 27,2 192,4 19,5 208,4 192,6 17,0
Consommation finale 215,0 73,1 376,2 65,9 727,1 73,8 802,9 868,8 76,7
* consommation propre du secteur énergétique et consommation des STEP (stations de transfert d'énergie par pompage) pour le pompage..

On remarque les taux de pertes très élevés.

Consommation d'électricité[modifier | modifier le code]

Consommations par secteur[modifier | modifier le code]

Consommation finale d'électricité par secteur[1]
en TWh 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 % 2012
Industrie 105,6 49,1 158,4 42,1 322,1 44,3 353,1 383,5 44,1
Transport 4,1 1,9 8,2 2,2 13,3 1,8 14,2 15,4 1,8
Résidentiel 33,1 15,4 78,6 20,9 159,7 22,0 176,7 190,9 22,0
Tertiaire 12,3 5,7 25,5 6,8 68,3 9,4 71,0 76,0 8,7
Agriculture 50,3 23,4 84,7 22,5 126,4 17,4 141,0 153,1 17,6
Non spécifié 9,7 4,5 20,8 5,5 37,4 5,1 46,9 49,8 5,7
TOTAL 215,0 100 375,2 100 727,1 100 802,9 868,8 100

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 1 954 Mt d'émissions en 2012[k 8] (+12 %, après +7,3 % en 2011), soit 6,2 % du total mondial (31 734 Mt) contre 5,6 % en 2011, derrière la Chine : 8 251 Mt et les États-Unis : 5 074 Mt[k 7].

Néanmoins, ses émissions par habitant étaient en 2012 de 1,58 t CO2[k 9], très inférieures à la moyenne mondiale : 4,51 t CO2/hab, aux émissions de la France : 5,10 t CO2/hab, a fortiori à la moyenne OCDE : 9,68 t CO2/hab, et encore plus à celle des États-Unis : 16,15 t CO2/hab[k 7].

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[15]
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.

Politique énergétique[modifier | modifier le code]

Le gouvernement indien a annoncé en mars 2015 d’ambitieux objectifs de déploiement d’énergies renouvelables, visant un total de 150 GW de capacité installée d’ici à 2022. En 2014, avec 34 GW installés, les énergies renouvelables fournissent 6,5 % de l’électricité du pays. Le solaire se taille la part du lion, avec un objectif de 100 GW, alors que seuls 3 GW sont actuellement exploités. L’éolien devra atteindre 60 GW en 2022, contre 22 465 MW installés fin 2014. Biomasse (10 GW) et petite hydraulique (5 GW) complèteront le dispositif. Pour financer ces déploiements, qui apparaissent difficilement atteignables, le gouvernement a notamment annoncé le doublement, pour la deuxième année consécutive, de la taxe sur le charbon[32].

Le premier ministre Narendra Modi élu en mai 2014 est un fervent partisan des énergies renouvelables, qu'il avait promues lorsqu'il était premier ministre du Gujarat, au point que cet état rassemblait plus du tiers de la capacité installée solaire de l'Inde à la fin 2013. Le ministre indien de l'Énergie a déclaré début octobre 2014 au journal britannique The Guardian que son gouvernement s'engage à donner accès à l'électricité à chaque foyer indien d'ici à 5 ans (au moins une ampoule électrique par foyer), et à supprimer l'usage des générateurs au diesel, alors qu'actuellement plus de 300 millions indiens ne sont pas reliés au réseau électrique. Pour cela, l'objectif de 20 GWc solaires installés en 2020 fixé par le gouvernement précédent sera largement dépassé, le nouveau gouvernement envisageant de passer rapidement à un rythme de 10 GWc solaires installés par an, plus 6 à 8 GW/an d'éolien. Les analystes de Bloomberg Energy Finance prévoient que l'Inde pourrait compter plus de 200 GWc de photovoltaïque installés en 2030, presque autant que la capacité actuelle des centrales à charbon et estiment que, dès 2020, l'électricité des centrales solaires pourrait coûter moins cher que celle des centrales à charbon. Le gouvernement Modi a doublé la taxe sur le charbon et propose des aides pour fermer les centrales à charbon de plus de 25 ans. Cependant, le ministre ne cache pas que la production électrique issue du charbon continuera néanmoins à croître pour répondre à la double exigence d'amener l'électricité à tous les Indiens tout en répondant aux besoins d'une économie en plein développement[33].

L'État indien a vendu en Bourse, le 30 janvier 2015, 10 % du capital de Coal India pour 3,2 milliards d'euros, le plus gros appel au marché jamais effectué à la Bourse de Bombay ; l'État conserve près de 80 % du capital ; il prépare la cession de 5 % du grand groupe pétrolier et gazier ONGC pour environ 2,5 milliards de dollars[34].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. BP prend comme source le rapport 2013 du Conseil mondial de l'énergie cité plus loin.
  2. y compris condensats et liquides de gaz naturel.
  3. la production nette d'une centrale est celle qui est livrée au réseau, après déduction des consommations propres de la centrale.

Références[modifier | modifier le code]

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  • Autres références
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  33. Inde - L'objectif de 20 GWc en 2020 sera pulvérisé, Observ'ER, 15 octobre 2014
  34. L'Etat indien entame le bal des privatisations partielles, Les Échos, 3 février 2015.

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,‎ (lire en ligne)

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]