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On évoque fréquemment un « modèle scandinave de transition énergétique ». Mais ce modèle existe-t-il réellement et si oui quelles leçons en tirer ? Pour répondre à ces deux questions, nous nous interrogerons sur l’actuelle situation énergétique des cinq pays scandinaves (Danemark, Finlande, Islande, Norvège et Suède), sur les liens avec leurs ressources propres et sur le poids de l’intervention des acteurs dans les évolutions en cours.

Au préalable, il convient de préciser ce concept de transition énergétique qui sera au cœur de nos propos (encadré 1).

Encadré 1. Le concept de transition énergétique Née en Allemagne et en Autriche dès les années 1980, la transition énergétique désigne le passage d’un système reposant sur des énergies de stock (pétrole, charbon, gaz, uranium) très centralisées entre les mains de gros opérateurs à un système reposant sur des énergies de flux (éolien, solaire, biomasse…) décentralisées avec de nombreux producteurs, auquel s’ajoutent des actions en termes de sobriété et d’efficacité énergétiques ainsi que des mesures pour lutter contre les inégalités et la vulnérabilité dans le domaine de l’énergie. C’est donc le passage d’une politique orientée par la demande à une politique déterminée par l'offre. Et ce passage implique quatre groupes de moyens : de la recherche-développement pour accroître notamment l’efficacité ou développer de nouvelles sources ou formes d’énergie, des mesures réglementaires et incitatives (législations et fiscalités adéquates), une nouvelle gouvernance (où l’intérêt collectif l’emporterait sur les intérêts individuels et où les décisions émaneraient davantage de concertations entre acteurs que de prises de décisions unilatérales venant d’en haut) et bien entendu une meilleure information et formation, tant des décideurs que des citoyens, ce qui donne un rôle particulier à l’enseignement. >>> Voir aussi, sur Géoconfluences : Transition dans le glossaire et Notion en débat : transition

1. La situation énergétique des pays scandinaves et son évolution récente

Avant de traiter plus finement cette situation, quelques remarques générales sur ces pays, notamment en les comparant à la France (tableau 1). Ce sont d’abord des pays peu peuplés, avec des densités faibles (sauf au Danemark) et un niveau de développement (approché par l’IDH - indice de développement humain) élevé. Les ressources énergétiques mobilisées pour la consommation intérieure par habitant comme la consommation électrique par habitant y sont partout sauf au Danemark plus élevées qu’en France, ce qui traduit l’importance de la consommation énergique. Enfin les émissions de CO 2 par habitant sont également plus élevées qu’en France, exception faite de la Suède. Les pays scandinaves se rangent ainsi parmi les pays qui consomment beaucoup d’énergie et rejettent, sauf la Suède, des quantités plus fortes que la France ou la moyenne mondiale (4,35 t/hab.) mais plus faibles que la moyenne européenne (8,7 t/hab.) ou celle de l’OCDE (9,03 t/hab.).

Tableau 1. Quelques chiffres-clés Population (M. hab.) Superficie (M km² ) Densité IDH TPES*/hab. (tep/hab.) Cons. élec. /hab. (kWh/hab.) CO 2 /hab. (tonnes) Danemark 5,7 42,9 133,8 0,925 2,89 5 859 5,84 Finlande 5,5 303,9 18,3 0,895 6,19 15 250 8,28 Islande 0,3 103,1 3,4 0,921 15,78 53 832 6,16 Norvège 5,3 385,2 13,6 0,949 5,20 23 000 6,78 Suède 10,1 407,3 24,8 0,913 4,96 13 480 3,83 (France) 67,2 643,8 104,4 0,897 3,65 6 940 4,38 *TPES (Total primary energy supply) = total des ressources en énergie primaire ou ressources énergétiques mobilisées par un pays, grâce à la production locale et aux importations, diminuées des exportations ; ce sont les ressources destinées à la consommation intérieure. 2 par habitant: IEA Key World Energy Statistics (KWES), 2018 ; consommation d’électricité par habitant (2014) : Source : Population, superficie, densité et IDH : https://www.populationdata.net/palmares/population/europe / ; TPES et COpar habitant: IEA Key World Energy Statistics (KWES), 2018 ; consommation d’électricité par habitant (2014) : https://donnees.banquemondiale.org/indicateur/EG.USE.ELEC.KH.PC

La transition énergétique impliquant d’évoluer vers les énergies renouvelables, il faut se pencher sur le mix énergétique actuel grâce aux tableaux 2 et 3. Notons qu’il n’est pas facile de disposer de séries cohérentes sur tous les aspects car deux pays (Islande et Norvège) ne font pas partie de l’Union européenne et ne sont dès lors pas repris dans les statistiques d’Eurostat donnant la part des énergies renouvelables dans la consommation intérieure brute (ou demande totale d’énergie d’un pays ou d’une région qui comprend la consommation finale d’énergie par les utilisateurs finaux plus la consommation du secteur énergétique lui-même plus les pertes de distribution et de transformation) et dans la consommation finale brute ou énergie réellement consommée par les utilisateurs finaux (ménages, industries, services et agriculture). Il faudra de la sorte recourir à d’autres sources statistiques, principalement celles de l’Agence internationale l’énergie (IEA) moins riches à ce propos.

Tableau 2. Part des énergies renouvelables dans la consommation intérieure brute d’énergie et comparaison avec l’UE et la France % 2016 dont : Biomasse et déchets Hydro-électricité Éolien Solaire Géothermie Danemark 28,7 21,7 - 6,3 0,7 - Finlande 30,7 26,0 3,9 0,8 - - Islande 82,7 0,6 20,7 - - 61,4 Norvège 45,3 5,2 39,4 0,7 - - Suède 37,1 23,6 10,8 2,7 - - UE 28 13,2 8,6 1,8 1,6 0,8 0,4 France 9,9 6,6 2,1 0,7 0,3 0,1 Source : Eurostat sauf pour Norvège: IEA, 2015.

Pour tous les pays scandinaves, la part des énergies renouvelables est nettement plus élevée que la moyenne européenne et la France. Mais les ressources utilisées varient fortement d’un pays à l’autre ; nous y reviendrons plus loin.

Pour ce qui est des énergies fossiles (tableau 3), la situation des pays scandinaves traduit assez logiquement une moindre consommation d’énergies fossiles, notamment face aux pays d’Europe membres de l’OCDE (la distinction UE ici n’est pas possible) ou la France. Par contre, les mix varient entre eux car seuls deux pays ont fait le choix du nucléaire, le charbon continue à être utilisé en Finlande et au Danemark et la part du pétrole comme du gaz reste importante au Danemark et en Norvège.

Tableau 3. Part des énergies fossiles en 2015 dans la consommation d’énergie primaire (TPES) Charbon Pétrole et dérivés Gaz naturel Nucléaire Total par pays Danemark 10,7 36,1 17,7 64,5 Finlande 12,4 24,2 6,9 18,7 62,2 Islande 1,7 10,0 11,7 Norvège 2,7 35,3 17,5 55,5 Suède 4,5 20,8 1,5 31,0 57,8 Europe OCDE 16,7 32,5 22,8 13,1 85,1 France 3,6 28,8 14,2 46,2 92,8 Source : Calculs sur base des données de l’IEA 2015. Figure 1. Comparaison entre énergies renouvelables et énergies fossiles

Ce mix a-t-il changé ? Les données d’Eurostat permettent de mettre en évidence l’évolution depuis 2004 des énergies renouvelables (tableau 4).

Tableau 4. Evolution de la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie et dans la consommation brute d’électricité de 2004 à 2016 % dans la consommation finale brute d’énergie % dans la consommation brute d’électricité 2004 2016 Coefficient multiplicateur 2004 2016 Coefficient multiplicateur Danemark 14 32,2 2,3 23,8 53,7 2,3 Finlande 29,2 38,7 1,3 26,7 32,9 1,2 Islande 58,9 72,6 1,2 93,1 95,3 1,02 Norvège 58,1 69,4 1,2 97,3 104,7* 1,07 Suède 38,7 53,8 1,4 51,2 64,9 1,3 UE 28 8,5 17 2 14,3 29,6 2,1 France 9,5 16 1,7 13,8 19,2 1,4 Lecture : L'électricité renouvelable produite en Finlande représentait 26,7 % de l'électricité consommée dans ce pays en 2004, et 32,9 % en 2016, soit 1,2 fois plus.

*Le chiffre supérieur à 100 % en Norvège signifie que l'électricité renouvelable produite dépasse la consommation brute d'électricité dans le pays. Source : Eurostat.

La progression des énergies renouvelables est sensible partout à la fois dans les pays scandinaves et en Europe et en France. C’est toutefois au Danemark qu’elle est la plus forte. Notons que le poids des énergies renouvelables était déjà très grand en 2004 en particulier en Islande et en Norvège, ce qui explique leur faible progression durant la période retenue.

Par ailleurs, si on consulte les données de l’IEA par pays depuis 1971, on remarque que la consommation intérieure (TPES) a tendance à diminuer, voire à stagner, sauf en Islande et que la production d’électricité diminue au Danemark et en Finlande, stagne en Suède mais croît en Norvège et surtout en Islande. On observe ainsi une tendance à non seulement recourir davantage aux énergies renouvelables mais encore à parfois moins consommer. La transition énergétique serait donc en cours quoique peut-être plus lentement que qu’on l’aurait attendu. Toutefois, il n’y a pas un modèle général de transition mais bien cinq modèles, un par pays, ce que résume la figure 2 où nous avons repris pour chaque pays les ressources utilisées par ordre décroissant à la fois au niveau du mix global et de l’électricité.

Figure 2. Les cinq modèles énergétiques scandinaves

2. Quels liens avec les ressources ?

Pour expliquer l’existence de ces cinq modèles, il faut sans aucun doute s’interroger d’abord sur les ressources disponibles dans les différents pays et sur l’histoire de leur mise en valeur. Dès lors, nous distinguerons les énergies fossiles des énergies renouvelables.

2.1. Les ressources fossiles

Il s’agit, d’une part, d’hydrocarbures découverts en mer du Nord, puis en mer de Norvège et en mer de Barents et, d’autre part, de charbons exploités dès le début du siècle dernier en Norvège, en Suède et en Finlande.

Les hydrocarbures de la mer du Nord

L’exploration en mer du Nord n’a réellement commencé qu’en 1966, un an après le partage des eaux territoriales. C’est en Norvège que la compagnie Phillips Petroleum découvre en 1969 le gigantesque gisement Ekofisk, à 320 km au sud-ouest de Stavanger. La production de pétrole et de gaz a débuté en 1971 et fut confiée à la compagnie norvégienne Statoil créée en 1972. La plupart des gisements étant en déclin depuis 2000, le Parlement norvégien a approuvé en juin 2012 les plans de développement et d'exploitation conjoints de nouveaux gisements notamment à Edvard Grieg qui produit du pétrole depuis 2016 ; en outre, en 2011, fut découvert le très important gisement de pétrole de Johan Sverdrup où la production devrait débuter à la fin de 2019 et pourrait représenter 25 % de la production prévue du pays (IEA Norway, 2017). Quant au gaz, sa production continue à augmenter ; Troll est le principal gisement représentant environ 30 % de la production totale de gaz mais d’autres champs sont en cours de développement.

Au Danemark, la production de pétrole débuta en 1972 et celle du gaz en 1984 après la découverte en 1979, de gisements importants dont Tyra. Au début des années 1990, le réseau de distribution danois approvisionne la totalité du pays en gaz naturel. La production de pétrole et de gaz diminue toutefois depuis 2005 (IEA Denmark, 2017).

Figure 3. Les gisements de gaz et de pétrole en mer du Nord

Les hydrocarbures en mer de Norvège et en mer de Barents

L’exploitation en mer de Norvège est plus tardive : elle ne débuta qu’en 1993. Le plus important gisement de pétrole est Heidrun, suivi par Draugen et Åsgard qui est aussi le deuxième plus important gisement en termes de réserves gazières, Ormen Lange étant le premier ; la mer de Norvège contient beaucoup plus de gaz que de pétrole.

Bien que le plateau continental norvégien de la mer de Barents soit de loin le plus étendu (772 000 km2 contre 287 000 km2 pour la mer de Norvège et 142 000 km2 en mer du Nord), il n’y a qu’un seul gisement de gaz en exploitation : Snøhvit, mis en service en 2007 et contenant exclusivement du gaz. Un port méthanier et une installation de liquéfaction du gaz naturel ont été construits la même année à Hammerfest pour traiter le gaz du champ de Snøhvit. Depuis 2015, Eni exploite avec Statoil du pétrole des réserves découvertes en 2000 à Goliat où il y a aussi du gaz. Johan Castberg est une autre découverte récente dans la mer de Barents et pour laquelle Statoil a approuvé un plan de production en juin 2018.

En fait, depuis 2016, la Norvège a ouvert à l’exploration pétrolière un nombre record de blocs dans les eaux arctiques de la mer de Barents malgré l'hostilité des ONG et de sa propre administration, inquiètes pour le climat et l'environnement. Tout indique ainsi que l’avenir pétrolier du pays se trouve davantage dans cette région qu’en mer du Nord où les revenus pétroliers ont périclité ces dernières années.

Rappelons que, durant quatre décennies, les limites territoriales avec la Russie ont été une source de conflit et que la frontière ne fut fixée par un traité que le 15 septembre 2010.

Évolution des réserves et de la production de pétrole et de gaz naturel depuis 1980

Le tableau 5 fournit l’évolution des réserves et des productions de pétrole et de gaz pour les deux pays concernés. À l’échelle du Monde, leurs réserves sont très faibles, particulièrement pour le Danemark. La production tant du pétrole que du gaz a beaucoup augmenté entre 1980 (ou 1991, les données pour le gaz ne sont disponibles qu’à partir de cette date) et 2017 sauf pour le gaz au Danemark. La Norvège est toutefois en position plus favorable que le Danemark : elle est en effet le 7e producteur et le 3e exportateur mondial de gaz naturel et le 14e producteur mondial de pétrole.

Tableau 5. Réserves et production de pétrole et de gaz naturel en Norvège et au Danemark Réserves Production 1980 (Mtep) 2017 (Mtep) (2017 % Monde) 1980 (Mtep) 2017 (Mtep) (2017 % Monde) Norvège Pétrole 560 1 106 0,5 25 88,8 2 Gaz naturel 0,11 (1991) 1,5 0,9 22,3 (1991) 106 3,3 Danemark Pétrole 70 56 * 0,3 6,7 0,2 Gaz naturel 0,09 (1991) * * 3,7 (1991) 4,3 0,1 *négligeable

Mtep : millions de tonnes équivalent pétrole.

Source : BP, 2018.

Les charbons

En Norvège, l’exploitation du charbon est ancienne et principalement située dans l'archipel du Svalbard qui fut prospecté entre 1900 et 1920 par des industriels américains, britanniques, suédois, russes et norvégiens qui rachetèrent les petites entreprises locales. Au plan politique, Norvège, Suède et Russie réclamaient chacune la possession du Svalbard. Finalement, l'archipel passa sous la souveraineté norvégienne en 1920 mais la chute mondiale du prix du charbon sonna la fin de la compétition. Au début des années 2010, deux mines (Svea et Lunchefjell) situées sur le Spitzberg, l'île principale du Svalbard, étaient exploitées par la compagnie étatique Store Norske pour une production de 1,5 Mt soit plus que les besoins du pays, ce qui justifiait des exportations. Mais ces deux mines ont été fermées en 2016, le gouvernement refusant de continuer à les financer ; il ne subsiste que la mine n° 7 qui alimente la centrale thermique locale.

Les gisements de charbon suédois étaient beaucoup plus réduits et se trouvaient dans le sud-est du pays, la région d’Hälsingbors ; l’activité y a cessé en 1995. Mais la Suède continue à exploiter de la tourbe : environ 500 000 tonnes par an malgré le fait que sa combustion émet de fortes quantités de CO 2 (IEA Sweden, 2013).

Quant à la Finlande, on y exploite à la fois du charbon et de la tourbe pour la production d'électricité et de chaleur, soit combinée (cogénération), soit séparée (centrales électriques et centrales de chaleur) mais la production a été réduite de 50 % depuis 1990. Le pays a aussi pris la décision fin 2016 d’abandonner le charbon en 2030, lequel qui contribue actuellement à 40 % du chauffage de la capitale Helsinki.

2.2. Les ​ressources renouvelables

La biomasse et les déchets

Comme on a pu le remarquer dans le tableau 2, ces ressources sont utilisées partout mais surtout en Finlande, Suède et Danemark et sont d’abord en lien avec l’étendue du massif forestier.

En effet, en Finlande, les forêts couvrent 230 000 km², soit 71,6 % du territoire et on exporte du bois de chauffage vers la Suède et l’Estonie depuis le moyen âge. À partir de 1800 et du développement de la machine à vapeur, l’industrie du bois s’est beaucoup développée, ce qui explique que c’est en Finlande que l’on trouve le plus grand fabricant de machines à papier au monde, Metso, et un des plus grands fabricants de machines forestières, Ponsse, et que l’industrie forestière est le 2e secteur au niveau des exportations après l’électronique. Aujourd’hui, les copeaux de bois et les sous-produits de l'industrie forestière sont valorisés dans la production combinée de chaleur et d'électricité (PCCE) et dans la production de chaleur et bénéficient d’un régime fiscal favorable. En outre, le pays utilise ces résidus pour produire des biocarburants de 2e génération, dont l’industrie finlandaise est le leader mondial. Figure 4. La couverture forestière finlandaise

En Suède, les forêts (près de 280 000 km2) représentent 54 % du territoire et le pays est le 2e plus important exportateur mondial de papier, de pâte à papier et de bois (après le Canada). Ici aussi, les nombreux déchets de l’industrie forestière peuvent être exploités à des fins énergétiques, d’autant plus que le pays importe aussi du bois pour répondre à la croissance de ses entreprises du secteur. En outre, la Suède s’est lancée dans la voie du biogaz d’abord produit en Scanie pour faire face à la prolifération d’algues rouges (Escach, 2015) puis en utilisant des résidus de l’agriculture et de l’élevage (lisier) et plus récemment des déchets ménagers. Mais son programme de recyclage est tellement performant qu’il manque aujourd’hui de matières premières.

La situation du Danemark est différente car les forêts (5 040 km²) ne couvrent que 12 % du territoire. Le pays utilise ainsi non seulement la biomasse solide mais aussi les déchets municipaux et du biogaz en provenance de l’élevage et des déchets industriels. Bien que plus de 50 % des ordures ménagères soient brûlées pour produire de l’énergie et de la chaleur, cela ne suffit plus, ce qui a conduit à multiplier par 6 en 5 ans les déchets importés d’Angleterre, ce qui n’est pas sans poser problème car ces déchets ne sont pas triés (voir encadré 2).

En Norvège, bien que les forêts couvrent 29 % du territoire, la part du bois dans les énergies renouvelables n’est que de 5,2 %, soit moins que la France (tableau 2).

Encadré 2. L'incinérateur Amager Bakke près de Copenhague Conçu en 2009, le projet vise les 400 000 t/an pour générer la vapeur nécessaire au chauffage et à l'eau chaude sanitaire de 160 000 foyers ; il est financé par cinq municipalités. Il a été l’objet de fortes contestations pour trois raisons : différents problèmes techniques ont retardé sa mise en service, le manque de déchets disponibles ont conduit à devoir importer 110 000 t par an de déchets non triés (accroissant les problèmes environnementaux) et, par voie de conséquence, des problèmes financiers et des surcoûts restent à charge des contribuables (le coût final serait de 670 M euros). En outre, une autre difficulté a surgi car la nouvelle réglementation européenne limite les importations à 20 % pour qu’un incinérateur public conserve le monopole des municipalités sur leurs déchets. L’incinérateur est ouvert depuis mars 2017 et CopenHill – le surnom donné à l’édifice – est aussi devenu depuis décembre 2018 un espace public récréatif dont les habitants pourront profiter tout au long de l’année puisqu’il évolue au fil des saisons. Conçue par l’agence danoise Bjarke Ingels Group (BIG) la toiture en pente offre sur 16 000 m² un sentier de randonnée permettant de gravir l’édifice, des espaces de jeux pour enfants, plusieurs structures de fitness ainsi qu’un mur d’escalade et des vues inédites sur le paysage environnant. En hiver, le parc est complété par une piste de ski de 500 mètres de long. Figure 5. L’incinérateur Amager Bakke à Copenhague

Cliché : Guillaume Baviere, 7 janvier 2018, licence CC by-sa 2.0 (source) Voir aussi cette vidéo sur Viméo (en danois) montrant l’incinérateur sous toutes ses coutures.

L’hydra​ulique

On y recourt surtout en Norvège et en Islande où les glaciers sont la source de nombreuses rivières avec chutes d’eau et débit important.

En Norvège, l’hydraulique a connu deux phases de développement : la première entre 1910 et 1925 (en lien avec la création du chemin de fer et des usines d’engrais) et la deuxième entre 1960 et 1985, justifiée par la croissance de la demande d’électricité. Le secteur public y a joué un rôle majeur : il détient aujourd’hui 90 % de la puissance installée dont 36 % aux mains de Statkraft (État) et 53 % aux mains des comtés et municipalités. Le pays compte plus de 1 000 centrales dont 60 % de petites (moins de 10 MW). Mais le secteur a connu fin des années 1970 des remises en questions virulentes par des populations autochtones du nord du pays déplacées sans ménagement.

En Islande, les premières centrales installées au début du XXe siècle étaient privées ou municipales mais, à partir de 1950, de plus grandes centrales furent développées par le gouvernement. Actuellement, la compagnie nationale d'électricité (Landsvirkjun) contrôle 75 % de la production totale.

>>> Sur la contestation des projets hydro-électriques en Islande, voir : Lionel Laslaz, « Kárahnjúkar, le diable dans l’éden. Hydroélectricité et espaces protégés en Islande », Image à la une de Géoconfluences, septembre 2016.

URL : http://geoconfluences.ens-lyon.fr/informations-scientifiques/a-la-une/image-a-la-une/image-a-la-une-karahnjukar-islande

L’éolien

Un pays a été pionnier en ce domaine : le Danemark, qui après le choc pétrolier de 1973 a décidé de réduire sa dépendance énergétique et a fait, dès les années 1970, le choix de l’éolien d’abord terrestre (sur les 445 îles du pays dont seules 72 sont habitées) puis marin. Par sa situation géographique, le pays présente en fait un avantage comparatif : un facteur de charge record de plus de 40 % et même 50 % (par exemple, dans la ferme marine d’Anholt 1 en 2017 on a atteint 53,7 %). L’éolien terrestre est surtout installé le long de la côte ouest, dans les îles et la partie sud-est du pays, là où il y a peu de relief.

En matière d’éolien marin, c’est le Danemark qui a installé le premier parc au monde à Vindeby en 1999 (11 turbines à 0,45 MW). Comme les vents sont soutenus et réguliers, on peut installer des éoliennes partout d’autant plus les rivages sont peu profonds, contrairement à la Norvège par exemple, où il faut recourir à l’éolien flottant. Depuis 2013, le plus grand parc est celui d’Anholt : il totalise 111 éoliennes (de 3,6 MW chacune) et une puissance installée de 400 MW. La production en mer représente en 2017 35 % du total national pour une puissance installée de 23,4 %.

Le pays compte deux acteurs majeurs du secteur éolien européen : Vestas (le plus grand fabricant d’éoliennes jusqu’en 2015, avant l’arrivée du Chinois Goldwind) et Ørsted (ex-Dong Energy), opérateur historique de gaz et d’électricité fondé par l’État danois en 1972 qui investit aussi ailleurs, notamment 11 parcs au Royaume-Uni (dont dans les îles Walney où, depuis septembre 2018, on trouve le plus grand parc au monde avec 87 éoliennes et une puissance installée de 659 MW).

L’essor de l’éolien au Danemark est, comme nous aurons l’occasion de le montrer plus loin, le résultat d’une stratégie politique impliquant pouvoirs nationaux et locaux, firmes et population. En février 2018, on y a recensé 6 219 éoliennes dont 5 710 terrestres et 509 marines.

Figure 6. Vitesse des vents et profondeur marine en Europe

Avec des vents forts et une profondeur marine faible, le Danemark a une situation privilégiée pour l'énergie éolienne.

La géo​thermie

Cette ressource ne concerne que l’Islande et plus particulièrement une zone le long d’un axe sud-ouest nord-est situé sur la dorsale médio-atlantique. Au départ, on exploitait directement l’eau chaude issue de 600 sources. À partir des années 1970, l’exploitation changea d’échelle et la géothermie fut utilisée pour chauffer les maisons (9 sur 10), des serres, des piscines (80 des 169 piscines du pays), pour produire de l’électricité (six centrales principales) et même installer des systèmes de circulation d’eau chaude sous le tarmac pour faire fondre la neige en hiver. D’où la croissance très forte du TPES islandais et de la part de l’électricité d’origine géothermique.

Depuis 2000, le pays finance d’importants programmes de recherche pour forer à de plus grandes profondeurs (Iceland Deep Drilling Project - IDDP), soit jusqu’à 5 km pour atteindre 400 ou 500°C. La géothermie est aussi utilisée en Islande dans la promotion touristique, en particulier le site du Blue Lagoon autour duquel s’est développée une station thermale de luxe grâce à la création d'un lac totalement artificiel alimenté par l'eau de la centrale géothermique de Svartsengi (Laslaz, 2017).

Figure 7. Géothermie et hydro-électricité en Islande

La centrale géothermique de Nesjavellir. Photographie : Gretar Ívarsson, géologue à Nesjavellir, octobre 2006, domaine public (source).

3. ​Le rôle des acteurs

L’existence de ressources ne suffit toutefois pas pour rendre compte de la diversité des choix. Il faut encore évoquer le rôle des acteurs.

3.1. ​Des positions très variables sur le nucléaire

Les choix énergétiques ont varié dans le temps. Dans les années 1960-1970, face à la croissance de la demande énergétique, les choix différaient selon les pays : la Suède et la Finlande ont choisi le nucléaire (tableau 6) alors que le Danemark le refusait et décidait d’investir dans les énergies renouvelables et l’efficacité ; quant à la Norvège et à l’Islande, elles misaient toutes les deux sur leur ressource majeure : les hydrocarbures pour la première et la géothermie pour la seconde. Depuis 1990, les choix se sont rapprochés en raison de la volonté de tous de réduire les GES et dès lors de développer les énergies renouvelables ; néanmoins la Finlande a décidé de poursuivre dans la voie du nucléaire en développant un EPR (voir encadré 3) et la Norvège de poursuivre l’exploitation de ses hydrocarbures.

Tableau 6. L’importance du nucléaire en Suède et en Finlande Suède Finlande Début de l’activité 20 mars 1964 8 février 1977 % de l’énergie nucléaire dans le TPES (2015) 31 8,7 % de l’énergie nucléaire dans l’électricité (fin 2016) 40 33,7 Nombre de réacteurs 8 4 Filières BWR (5) et PWR (3)* BWR (2) et PWR (2)* Puissance installée (MWe Net) 8 629 2 764 Nombre de sites (nombre d’unités) 1 (4) 1 (3) 1 (1) 2 (2) Réacteurs fermés 5 (2 321 MWe) - Réacteur en construction - 1 (1 600 MWe) (EPR*) *BWR : Réacteur à eau bouillante ; PWR : réacteur à eau pressurisée ; EPR : réacteur pressurisé européen (voir BWR, PWR et EPR sur Wikipédia). Source : ElecNuc, 2017.

Ajoutons qu’il existe un projet de réacteur nucléaire sur la péninsule de Hanhikivi, dans l'ouest de la Finlande qui émane du consortium russo-finlandais ; mais ce dernier, un réacteur à eau pressurisée de 1200 MW, n’a pas encore obtenu l'aval du régulateur local pour commencer la construction et ne pourrait pas entrer en service avant 2028 (IEA Finland, 2018).

Encadré 3. L’EPR finlandais Il est localisé sur site d’Olkiluoto (au sud-ouest du pays) où il existe déjà 2 centrales BWR (à eau bouillante) et un site d’enfouissements de déchets nucléaires. Le contrat a été signé le 18 décembre 2003 entre Areva (Siemens) et Teollisuuden Voima (TVO) pour un montant de 3 milliards d’euros (le coût final serait de 10 milliards). Le chantier a été lancé en 2005 et sa mise en service était alors prévue pour 2009. Mais le projet a accusé de nombreux retards et d’importants surcoûts qui ont été l’objet d’un contentieux financier finalement réglé en mars 2018. Le gouvernement finlandais a annoncé le 7 mars 2019 avoir accordé à l'opérateur TVO la licence d'exploitation du réacteur, après avoir obtenu l'agrément de l'Autorité de sûreté nucléaire du pays. La licence est valable jusqu'à la fin 2038. Le chargement du combustible nucléaire est désormais prévu pour juin 2019 et l’entrée en service commercial du réacteur au plus tôt en janvier 2020. Rappelons qu’un EPR est un réacteur de troisième génération fonctionnant comme un PWR (réacteur à eau pressurisée) mais en consommant de 7 à 15 % d'uranium en moins et pouvant utiliser du MOX (un combustible nucléaire constitué d'environ 8,5 % de plutonium et 91,5 % d'uranium appauvri, source) ; il produit 10 % de déchets à vie longue en moins. Figure 8. La centrale nucléaire de l’île d’Olkiluoto en Finlande, avec le projet d’EPR La centrale nucléaire de l’île d’Olkiluoto en Finlande, avec le projet d’EPR, avril 2005. Source : Teollisuuden Voima Oy (voir l’original).

>>> Voir aussi l'encadré 4 : La Suède et l’énergie nucléaire

Par ailleurs quel que soit le pays, la politique énergétique implique de nombreux acteurs : les pouvoirs publics, les firmes privées et la population. 3.2. Des ambitions écologiques croissantes depuis 1990

Les pays scandinaves ont depuis trente ans la volonté de réduire leurs émissions de gaz à effet de serre (GES). Ils ont ainsi été les premiers à instaurer une taxe carbone : la Finlande en 1990, la Norvège et la Suède en 1991 et le Danemark en 1992.

La Suède est sans doute en ce domaine le pays le plus volontariste car le montant de la taxe a été progressivement relevé (de 20 à plus de 120 euros); cette taxe touche toutefois davantage les ménages et les services que les industries ou l’agriculture (pas de taxe pour la production électrique), secteurs plus concurrentiels, et a été compensée par la fiscalité sur le travail. Il est dès lors logique que le pays vienne d’être classé premier dans le « Climate Change Performance Index 2019 », publié en marge de la 24e Conférence de l'ONU sur le climat (COP24), l’index reposant sur quatre critères : la consommation d’énergie, l’utilisation des énergies renouvelables, les émissions de gaz à effet de serre et la politique climatique. Ce classement toutefois ne pénalise pas les pays recourant au nucléaire malgré les questions que cette source d’énergie soulève dans certains pays comme la France ou la Belgique.

La politique écologique de la Norvège est nettement moins poussée en raison de sa volonté de continuer à exploiter son pétrole et son gaz et même de développer l’exploitation en particulier en mer de Barents (voir 3.6).

Les quatre autres pays se sont récemment fixé des objectifs ambitieux :

la Suède a pris l’engagement en 2015 de se passer des énergies fossiles à l'horizon 2030, mais il est trop tôt pour en tirer le bilan.

a pris l’engagement en 2015 de se passer des énergies fossiles à l'horizon 2030, mais il est trop tôt pour en tirer le bilan. le Danemark a décidé d’ici à 2030 de couvrir au moins la moitié de sa consommation énergétique grâce aux énergies renouvelables et de se passer d’énergies fossiles en 2050 ; en novembre 2017, le pays a revendu sa dernière compagnie pétrolière (Maersk Oil) à Total pour investir dans les énergies renouvelables; mais à contrario, le charbon importé fournit toujours de l’électricité à un tiers des habitations ;

a décidé d’ici à 2030 de couvrir au moins la moitié de sa consommation énergétique grâce aux énergies renouvelables et de se passer d’énergies fossiles en 2050 ; en novembre 2017, le pays a revendu sa dernière compagnie pétrolière (Maersk Oil) à Total pour investir dans les énergies renouvelables; mais à contrario, le charbon importé fournit toujours de l’électricité à un tiers des habitations ; la Finlande a décidé d’utiliser 30 % d’énergies renouvelables dans le transport routier d’ici à 2030 ;

a décidé d’utiliser 30 % d’énergies renouvelables dans le transport routier d’ici à 2030 ; l’Islande veut devenir le premier pays au monde 100 % vert à l’horizon 2050, en remplaçant le pétrole par les énergies renouvelables dans les transports.

Partout les efforts se sont portés sur l’électricité et la chaleur (ce qui explique la réussite dans le secteur résidentiel) mais partout aussi, les réussites sont moins spectaculaires dans l’industrie et surtout dans les transports, fortement dépendant des produits pétroliers. L’usage persistant de sources d’énergies fossiles comme le charbon font qu’il est délicat de parler d’un modèle scandinave.

3.3. Quelques traits spécifiques de la politique du Danemark

Comme montré plus haut, le Danemark a refusé le nucléaire prévu par son Premier plan énergétique de 1976 et a choisi une alternative combinant économies d’énergie, cogénération et énergies renouvelables (principalement l’éolien). Ce choix s’est appuyé sur des bases démocratiques et scientifiques (T. de Larochelambert, 2016).

Depuis lors, le pays a développé des plans successifs réalisés à l’échelle nationale et locale qui ont eu de fortes retombées sur les industries et l’emploi.

Deux facteurs majeurs expliquent cette réussite : l’implication de la population et le guichet unique.

Trois exemples témoignent bien de cette implication :

l’expérimentation dans l’île de Samsø, dans le sud du pays, choisie en 1997 pour devenir autosuffisante à 100 % en combinant des financements municipaux, des initiatives individuelles et des coopératives, ainsi qu’une fondation pour développer des projets sur l’île ;

des montages confortés par un accord de 2008 qui permet aux citoyens de prendre des participations dans les projets de parcs éoliens proches de chez eux et via un fonds d’aider les associations de propriétaires locaux de turbines à financer les études préliminaires sur les projets d'implantation ;

pour l’éolien marin, différents accords avec les pêcheurs pour mieux respecter les zones de pêche.

Quant au guichet unique, il a été mis en place au sein de la Danish Energy Authority ; il rassemble les différents ministères concernés et Energinet, le gestionnaire de transport d'électricité, et il est chargé de sélectionner les régions, de coordonner les études, y compris l'audit environnemental et de lancer les appels d'offres.

Toutefois, remplacer des énergies fossiles par de l’énergie éolienne reste difficile en raison de l’intermittence des vents et de l’absence actuellement d’une solution de stockage à grande échelle.

3.4. Quelques traits spécifiques de la politique de la Suède

Encadré 4. La Suède et l’énergie nucléaire

Figure 9. L'énergie nucléaire en Suède, carte de synthèse La Suède comptait huit réacteurs actifs au 1er janvier 2019, fournissant environ 40 % de son électricité, répartis entre trois sites côtiers : quatre à Ringhals dans la commune de Varberg à 50 km au sud de Göteborg, trois à Forsmark dans la commune d’Östhammar à 120 km au nord de Stockholm et un à Oskarshamn dans le comté de Kalmar. La localisation des centrales est le produit d’un compromis entre l’État et les industriels privés lors de la genèse du programme atomique. Au début des années 1960, le gouvernement suédois a appuyé le déploiement d’un parc de très petits réacteurs à l’intérieur des villes afin de fournir de l’électricité et du chauffage urbain en utilisant de l’uranium provenant des gisements nationaux. Cette stratégie a été abandonnée sous la pression du secteur privé, lui privilégiant la construction de centrales plus puissantes et plus rentables fonctionnant avec de l’uranium enrichi importé. Le choix de placer les centrales dans le Sud, à proximité des grandes agglomérations, a été pensé comme une stratégie d’équilibrage de la géographie de l’électricité. Alors que près de la moitié du courant produit en Suède provient de la force hydraulique, les barrages sont concentrés dans le Nord sur les rivières coulant des Alpes scandinaves vers le golfe de Botnie. Inversement, les aires urbaines de Stockholm, Göteborg et de Malmö qui concentrent 41 % de la population suédoise sont toutes trois situées dans le Sud, loin des lieux de production hydroélectrique. L’implantation des centrales nucléaires à proximité des agglomérations devait diminuer les pertes d’électricité sur le réseau causées par son transport sur de longues distances ainsi que les risques de ruptures d’approvisionnement et limiter le défrichement des forêts encore largement utilisé par la sylviculture suédoise. Débutée en 1947, l’histoire du programme nucléaire suédois militaire et civil est mouvementée. Tandis que la fabrication de l’arme atomique est abandonnée dès 1958, le développement électronucléaire est stoppé en 1981 après l’introduction, suite à un référendum consultatif, d’un moratoire interdisant la construction de nouveaux réacteurs et prévoyant l’arrêt complet des centrales en 2010. Malgré la fermeture en 2005 de la centrale de Barsebäck, dont la situation juste en face de Copenhague envenimait les paisibles relations suédo-danoises, la production nucléaire suédoise est restée presque constante en volume depuis 1985. L'État a contourné le moratoire en autorisant les exploitants des réacteurs existants à en augmenter la puissance. Tandis qu’aucune disposition n’avait été prise pour permettre la sortie complète du nucléaire, le gouvernement suédois de centre-droit a abrogé en janvier 2011 le moratoire autorisant la construction de nouveaux réacteurs. Nonobstant l’accident de Fukushima et en dépit de l’arrivée au pouvoir d’une nouvelle coalition rassemblant les écologistes et le Parti social-démocrate en 2014 et réélu en 2018, cette législation n’a pas été remise en cause. Alors que le parc électronucléaire vieillit et que ses exploitants rencontrent des difficultés financières, plusieurs réacteurs seront fermés prématurément dans les prochains mois en raison de leur faible rentabilité. C’est en particulier le cas des réacteurs 1 et 2 de Ringhals, dont l’énergéticien Vattenfall, propriété de l’État suédois, prévoit l’arrêt en 2019 et 2020. Si des plans de remplacement sont débattus depuis 2012, rien n’a été décidé à ce jour et l’avenir de l’énergie atomique demeure un point de tension tant entre les huit partis présents au parlement qu’en leur sein. Ces fermetures anticipées viendront augmenter à sept le nombre de réacteurs arrêtés qui attendent le début de leur démantèlement en Suède : deux à Ringhals, deux à Oskarshamn, deux à Barsebäck et un à Ågesta dans la banlieue sud de Stockholm. Reste à savoir ce que deviendront les héritages matériels de ces centrales. Si le centre d’enfouissement des combustibles usés devrait être mis en construction à Forsmark au début des années 2020, l’agrandissement du site de stockage pour les déchets moyennement radioactifs issus du démantèlement n’a pas encore débuté et celui dédié aux déchets dont la vie radioactive est la plus longue ne sera pas disponible avant 2045. Enfin, derrière la question des déchets, l’enjeu de la réutilisation du foncier nucléaire est déjà saillant. Situées sur la côte, dans des communes où l’artificialisation de nouvelles terres est fortement encadrée, ces nouvelles friches attisent les convoitises. Ainsi, à Barsebäck, la bataille fait déjà rage entre la municipalité, qui souhaite implanter un écoquartier sur le site de l’ancienne centrale, et Uniper, ancien exploitant de l’infrastructure, qui veut y ériger un parc éolien. Teva MEYER,

Docteur en géographie de l'Institut de géopolitique >>> Du même auteur, lire : « Le nucléaire et le territoire : regards sur l’intégration spatiale des centrales en France », décembre 2017.

L’objectif majeur de la politique énergétique de ce pays est le développement durable et notamment une volonté très forte de réduire les émissions de GES (Cruciani, 2016).

Cette politique repose principalement sur des mesures fiscales : instauration d’une taxe carbone sur les énergies fossiles depuis 1991, création de certificats verts depuis 1993 offerts aux producteurs d’électricité, certificats communs avec la Norvège depuis 2012 qui doivent être achetés par tous les consommateurs, et réduction des taxes sur les énergies hydroélectrique, solaire et nucléaire avec de nouvelles mesures de 2017 à 2020 via une hausse de la taxe énergétique, sur les ménages et les entreprises et qui est fonction de la puissance électrique. Par ailleurs, la Suède a développé surtout depuis 1998 des programmes de recherche sur l’efficacité, la biomasse, les réseaux de chaleur et les pompes à chaleur (où le pays est le leader mondial) et plus récemment sur les réseaux intelligents, l’éolien et les biocarburants.

Toutefois jusqu’en novembre 2016, la société suédoise Vattenfall exploitait du lignite en Allemagne du Nord pour produire de l’électricité. Ces mines et centrales ont été revendues à la société tchèque EPH qui continuera à livrer de l’électricité au pays.

3.4. Quelques traits spécifiques de la politique de la Norvège

Le secteur pétrolier est essentiel pour le pays : il a fait de la Norvège l'une des nations les plus riches du monde. Le secteur emploie directement ou indirectement 160 000 personnes, soit 6 % de la population active, et représente presque la moitié des exportations. En outre, sa gestion est assez exemplaire : l’ensemble des rentrées d’argent liées au pétrole et au gaz sont versées dans un fonds souverain pétrolier, créé en 1990, géré par la banque centrale norvégienne et qui est aujourd’hui le premier fonds souverain au monde (850 Mds euros). L’État ne peut en utiliser que 3 % par an ; le reste est placé dans un fonds pour les générations futures et investi à l'étranger pour ne pas surchauffer l'économie nationale. Depuis 2014, le fonds a décidé de doubler sa participation dans les projets respectueux de l’environnement et, depuis 2015, il limite ses investissements dans le secteur du charbon avec la suppression de ses apports aux firmes dont plus de 30 % de l'activité ou du chiffre d’affaires est lié au charbon. On peut se demander si c’est suffisant si la volonté est de sortir du charbon. En outre, début mars 2019, le gouvernement norvégien a proposé de réduire de 20 % la participation du fonds dans le secteur pétrolier et gazier ; mais il s’agit dans ce cas plus d’une volonté de réduire les risques financiers face à un recul permanent du prix du pétrole que d’une mesure environnementale.

En outre, deux fonds de soutien ont été créés, l'un pour aider les PME à verdir leurs activités, l'autre pour développer les technologies du climat, Dans les transports, par exemple, la Norvège pousse au développement de la voiture électrique. En 2018, la moitié des voitures particulières vendues dans le pays étaient soit des véhicules électriques, soit des hybrides rechargeables, ce qui constitue un record mondial. Elle le fait à grand renfort d'incitations fiscales et en taxant lourdement les véhicules traditionnels. Il en coûte chaque jour 8 euros à leurs conducteurs pour rouler dans Oslo. Par contre, les voitures électriques ne paient ni les péages urbains à l'entrée de la ville ni les places de parking et, à l’achat, elles échappent à pratiquement toutes les taxes, y compris la TVA. L'objectif est qu'en 2025 les voitures thermiques ne soient plus en vente dans toute la Norvège.

En mai 2018, Statoil (détenue à 67 % par l’État norvégien) est devenue Equinor pour traduire sa diversification dans les énergies renouvelables : il dit vouloir consacrer d'ici 2030 entre 15 et 20 % de ses investissements aux « nouvelles solutions énergétiques ».

Mais si le pays semble vertueux, ses exportations de pétrole contribuent à la croissance des GES ailleurs. L'ONU, qui note les pays selon leur impact environnemental, le classe ainsi parmi les 15 plus vertueux du monde (à l'intérieur de ses frontières). Mais si l'on tient compte de la pollution qu'il exporte, il plonge au 128e rang, selon la même source. Outre les critiques sur le basculement de la Norvège de la mer du Nord vers l’Arctique, un autre sujet est aussi source de polémiques : la route maritime du Nord. Le pays ambitionne en effet de transformer le petit port de Kirkenes en un « nouveau Singapour », c'est-à-dire un nouveau carrefour commercial mondial. Cela lui permettrait d'exporter encore plus de pétrole, vers l'Asie notamment.

Figure 10. La Norvège cherche à se placer sur les nouvelles routes arctiques

Actuellement la route de Shanghai (premier port à conteurs du monde) à Rotterdam (premier port à conteneurs européen) passe par le canal de Suez ou le canal de Panama, sur une distance de 19 700 km dans le premier cas et de 25 400 km dans le second. Avec le retrait de la banquise, il serait possible, en tout cas en théorie, de passer par le détroit de Béring et d’emprunter le passage du Nord-Ouest (du côté Canada) ou celui du Nord-Est (longeant les côtes de la Norvège), ce qui réduirait la distance à 16 900 km ou à 15 100 km. La Norvège veut se saisir de cette opportunité en aménageant le petit port de Kirkenes. En outre, le gouvernement a ouvert une nouvelle mine de charbon au Svalbard, un archipel de l'océan Arctique, situé à la limite de la banquise hivernale. Mais ce territoire largement désertique, le plus septentrional du pays, est fragile et abrite non seulement l'une des plus grandes colonies d'oiseaux de l'hémisphère nord, mais aussi des ours polaires, une espèce menacée d'extinction.

3.6. Un autre facteur facilitateur : la coopération au sein du Conseil nordique

Le Conseil nordique est une sorte de Communauté européenne créée en 1952 où les gouvernements coordonnent toutes leurs politiques, notamment énergétiques. Deux décisions ont été particulièrement importantes : d’une part, l’interconnexion des réseaux électriques nationaux et, d’autre part, la création d’une bourse énergétique. Ainsi quand le vent se met à fléchir sur son territoire, le Danemark importe l'électricité hydraulique norvégienne ou nucléaire de la Suède. En 1996, afin de faciliter les interconnexions entre leurs systèmes d’exploitation de réseau électrique, la Norvège et la Suède ont mis en place l’équivalent d’un marché commun de l’électricité par la création de la bourse énergétique que la Finlande et le Danemark ont rejoint plus tard.

Conclusion et essai de bilan

Pas un mais plusieurs modèles de transition énergétique

La spécificité des pays scandinaves repose certainement sur la valorisation de ressources naturelles sans doute plus abondantes qu’ailleurs : la biomasse forestière, l’hydraulique, un vent abondant et régulier et de la géothermie, ce qui facilite le recours aux énergies renouvelables, pratique souvent ancienne. Certes il y a aussi des hydrocarbures que la Norvège, le pays le plus doté, cherche à continuer à valoriser. Le poids de ces ressources comme le choix du nucléaire opéré il y a près de cinquante ans par la Suède et la Finlande expliquent également de grands contrastes entre les pays ce qui nous a conduit à dire qu’il n’y avait pas un modèle scandinave mais bien cinq modèles.

Mais, au-delà des différences entre les pays, il n’en existe pas moins quelques convergences et d’abord un volontarisme politique souvent précoce appuyé par des mouvements de la société civile, y compris dans certains cas, comme au Danemark, par le refus du nucléaire (en 1985, donc avant même l’accident de Tchernobyl en avril 1986). On observe également partout un pragmatisme avec des programmations par étapes, combinant des approches globales et locales, intégrant des expériences innovantes et des financements citoyens de même qu’un cadre législatif souple (soutien étatique, simplifications administratives). Un autre trait caractéristique est l’appui d’entreprises nationales qui ont avec le temps développé des compétences en énergie. Il ne faut pas non plus négliger la bonne coopération entre pays voisins. Pour nous, la réussite relative de la transition énergétique de ces pays est dès lors due en premier lieu à ces facteurs humains, en lien avec un contexte spécifique : des pays peu peuplés avec des densités souvent faibles (sauf le Danemark), un niveau de vie élevé et une sensibilité plus forte de la population à l’environnement.

Toutefois, si la croissance des énergies renouvelables est assez spectaculaire, d’autres indicateurs semblent moins favorables à une réelle transition énergétique : la consommation intérieure et la consommation d’électricité par habitant (sauf peut-être au Danemark) et les émissions de CO 2 par habitant (sauf en Suède) mais il faut rappeler deux contraintes : le climat et la haute latitude nécessitant plus d’énergie pour le chauffage et l’éclairage et le poids de l’industrie lourde en Suède et en Finlande. Notons aussi, pour les ménages, une contrepartie peu favorable : un prix plus élevé pour l’électricité surtout au Danemark et en Suède.

Enfin, comme l’ont montré des exemples pris en Norvège et en Suède, les politiques ne sont pas toujours aussi vertueuses que ce qui est présenté car abandonner les énergies fossiles est bien difficile et est souvent contesté par certains lobbies.

Quelles leçons en tirer ?

Tout mix reflète d’abord les circonstances spécifiques des territoires ainsi que par des choix politiques. Il n’y a donc pas une solution miracle et au final aucun Etat ne semble réussir à promouvoir un modèle duplicable de transition énergétique.

Les actions sur l’électricité et la chaleur semblent les plus faciles à mettre en œuvre, ce qui permet de réduire les consommations d’énergies fossiles pour l’usage résidentiel. De plus, toutes les solutions ne peuvent que combiner efficacité et sobriété. Mais les changements sont beaucoup plus difficiles dans le domaine industriel et surtout dans les transports toujours très liés aux produits pétroliers.

La transition énergétique ne peut réellement aboutir que si tous les acteurs se concertent et y trouvent un intérêt. On est ainsi frappé par le rôle important joué par les entreprises nationales et par la population qui peut même accepter des prix de l’énergie plus élevés si elle participe au choix et en voit la finalité.

Bibliographie

Sitographie