Énergie en Espagne

Les réserves de charbon prouvées et économiquement récupérables sont estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) fin 2020 à 868 Mt (millions de tonnes), plus 3 363 Mt de ressources ultimes ; il n'y a plus de production[r 1]. Les réserves de lignite sont estimées à 319 Mt[r 2].

La production n'était plus que de 1,1 Mtep en 2018, en baisse de 6,8 % en 2018 et de 75 % depuis 2008[6].

Les effectifs des mines de charbon baissent rapidement : 4594 en 2010, 2795 en 2015, 1954 en 2016, 1714 en 2017[e 1].

Le 27 mai 2016, la Commission européenne a autorisé l’Espagne à subventionner la fin d’activité de filières charbonnières : 2,1 milliards d’euros seront consacrés à la fermeture de 26 mines de charbon et de lignite jugées non rentables. Les aides pourront être versées à la condition que les exploitations minières soient effectivement fermées avant 2019[7].

En 2020, selon BGR, l'Espagne avait 20 Mt de réserves économiquement exploitables, plus 43 Mt de ressources potentiellement récupérables ; sa production 2020 était inférieure à 0,05 Mt[r 3].

Les réserves économiquement exploitables de gaz naturel en Espagne sont estimées en 2020 par BGR à 3 Gm³, plus 653 Gm³ de ressources potentielles ; la production 2020 a été de 0,1 Gm³[r 4].

• (es) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en espagnol intitulé « Energía renovable en España » (voir la liste des auteurs).

Les énergies renouvelables n'ont joué en Espagne, jusqu'à la fin du XX^e siècle, qu'un rôle limité dans la satisfaction de la demande d'énergie primaire et d'électricité ; elles étaient principalement représentées par l'énergie hydroélectrique. Cependant, depuis une quinzaine d'années, plusieurs gouvernements ont soutenu le développement des technologies éolienne et solaire.

En 2005, le gouvernement espagnol a approuvé une nouvelle loi dont l'objectif était de produire 30 % de l'énergie nationale à partir des énergies renouvelables jusqu'à parvenir à 20,1 GW en 2010 et 36 GW en 2020[8]. Il est prévu que la moitié de cette énergie provienne du secteur éolien, ce qui éviterait l'émission de 77 millions de tonnes de dioxyde de carbone [9]

En 2011, le gouvernement espagnol a approuvé le Plan National des Énergies Renouvelables qui fixe des objectifs pour la période 2011-2020 de 35 000 MW installés en 2020 en éoliennes terrestres et 3 000 MW en éoliennes offshore[10].

Mais le nouveau gouvernement espagnol de Mariano Rajoy, après son arrivée au pouvoir fin 2011, a suspendu les dispositifs de soutien aux nouveaux projets d'énergies renouvelables : le ministère de l'Industrie a annoncé le 27 janvier 2012 la clôture temporaire du programme de tarifs d'obligation d'achat d'énergies renouvelables pour les nouveaux projets ; les projets déjà approuvés continueront à bénéficier de ces tarifs ; cette suspension est justifiée par la crise économique et surtout par le déficit dû au programme qui s'accumulait dans les comptes des opérateurs, ces derniers n'étant pas autorisés à répercuter les surcoûts d'achat d'énergies renouvelables dans leurs tarifs de vente, mais seulement à comptabiliser ces surcoûts dans des comptes d'attente ; le gouvernement prépare une réforme qui éliminera ces déficits[11], qui atteignent 26 milliards d'euros en 2013 ; l'État a dépensé plus de 50 milliards € d'aides aux renouvelables de 1998 à 2013, avec une hausse de 800 % à partir de 2005 ; le gouvernement annonce son intention de réduire fortement les aides à l'éolien[12]. Cette décision va fortement ralentir le développement des énergies renouvelables ; cependant, les réglementations européennes amèneront l'Espagne à réintroduire tôt ou tard des politiques de soutien[13].

Ci-dessous est figurée l'évolution de la part des énergies renouvelables dans l'approvisionnement du pays en énergie primaire ; on y distingue aussi la dépendance de l'énergie hydroélectrique aux variations climatiques (années sèches ou pluvieuses) qui se voit clairement jusqu'au milieu de la décennie 2000 ; la baisse observée en 2011 provient d'une faible hydraulicité ; en 2012, les précipitations ont été encore plus faibles, mais la progression des autres EnR a compensé le déficit hydraulique ; en 2013 et 2014, la baisse de la consommation (-6,4 % puis -2,2 %) a fait croître la part des EnR ; en 2015, la sécheresse a fait chuter la production hydroélectrique de 27 %, les mauvaises conditions de vent ont réduit la production éolienne, et le redressement de la consommation a contribué à réduire la part des EnR ; en 2016, elle s'est légèrement redressée grâce à une hydraulicité en hausse de 30,6 % ; en 2017, la baisse de 48,4 % de la production hydroélectrique l'a fait chuter à nouveau[e 2]:

Parmi les énergies renouvelables, en dehors des énergies électriques (hydraulique, éolien, solaire) qui sont traitées dans l'article Électricité en Espagne, l'essentiel des ressources provient de la biomasse, utilisée soit directement (combustion de bois ou de déchets agricoles pour le chauffage), soit pour produire des biocarburants tels que l'éthanol ou le biodiesel, ou du biogaz. Selon le Conseil Mondial de l'Énergie (World Energy Council), les ressources en résidus agricoles disponibles étaient estimées à 5,8 Mtep en 2008 (avec un potentiel de 12,8 Mtep), et la production de biocarburants était de 257 kt (kilotonnes) pour l'éthanol (capacité de production : 415 kt) et de 150 kt pour le biodiesel (capacité : 322 kt)[14].

La consommation intérieure brute de charbon en 2017 s'élevait à 12,82 Mtep, en hausse de 17,6 % du fait de la progression de la consommation du secteur électrique causée par la chute de la production hydroélectrique ; la production nationale est remontée à 1,128 Mt (+59,8 %) après une baisse de 40,9 % en 2016 ; le solde importateur de l'Espagne s'est élevé à 17,06 Mt (+13,5 %). La consommation des centrales électriques a été de 10,62 Mtep (+21,7 %), soit 83 % de la consommation totale[e 4].

Le solde importateur est passé de 13,69 Mt en 2014 à 17,06 Mt en 2017[e 4] ; les importations proviennent surtout de Colombie, de Russie, d'Indonésie et d'Afrique du Sud[e 5].

La consommation d'énergie primaire d'origine pétrolière en 2017 a été de 57,97 Mtep (+5,9 %), soit 44,3 % de la consommation d'énergie totale du pays[e 2] ; la consommation finale de produits pétroliers a été de 47,41 Mt (+1,7 %), soit 53,2 % de la consommation finale d'énergie[e 6] ; la production nationale de brut a été de 122 kt en 2017 (-15 %)[e 3] ; la quasi-totalité du brut utilisé en Espagne a donc été importée et le sera totalement à partir de juin 2021, date à laquelle la production nationale s'arrête pour motif écologique[16].

Provenance du pétrole brut importé en Espagne (millions de tonnes)[17]

Pays	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	% en 2017[e 7]
Mexique	7,18	7,71	5,66	5,93	6,13	8,68	8,94	8,56	8,88	9,23	14,6 %
Nigeria	4,86	5,04	5,40	5,58	6,91	8,43	7,61	9,90	10,82	8,11	14,4 %
Arabie saoudite	5,47	6,40	5,81	6,57	7,66	7,94	8,14	7,24	6,81	6,59	9,7 %
Irak	3,25	1,83	2,25	1,90	3,86	4,87	2,01	1,87	2,16	5,19	nd
Russie	12,74	8,81	8,20	6,58	7,98	8,18	8,13	7,07	7,93	5,07	nd
Libye	4,90	5,96	5,04	6,83	1,16	4,89	2,85	1,43	1,60	2,70	8,3 %
Iran	4,51	6,80	6,27	7,67	7,49	1,10	0	0	0	2,51	6,7 %
Royaume-Uni	0,69	1,43	1,19	0,40	0,16	0	0,40	1,36	1,79	1,79	nd
Algérie	0,39	1,63	1,08	1,01	0,54	1,65	3,18	2,08	2,93	1,52	nd
Venezuela	2,12	1,87	2,68	0,79	0,42	2,58	2,37	2,92	3,19	1,12	nd
Total	60,47	57,51	58,51	52,30	52,46	52,15	58,81	57,87	59,05	64,63	64,17
Variation	-4,9 %	+1,7 %	-10,6 %	+0,3 %	-0,6 %	+12,8 %	-1,6 %	+2,0 %	+9,4 %	-0,7 %

Les totaux par région sont :

• Moyen-Orient : 25,4 % en 2006, 37,2 % en 2011, 13,9 % en 2015, 22,3 % en 2016, 22,5 % en 2017
• Afrique : 31 % en 2006, 27,2 % en 2011, 36,3 % en 2015, 26,8 % en 2016, 32,6 % en 2017
• Europe (y c. Russie) : 24,4 % en 2006, 17,2 % en 2011, 19,6 % en 2015, 15,4 % en 2016, 18,8 % en 2017
• Amérique : 18,5 % en 2006, 16,7 % en 2011, 27,3 % en 2015, 25,4 % en 2016, 26,1 % en 2017[e 7].

Raffinerie de Puertollano.

Raffinerie de Gibraltar-San Roque.

L’Espagne compte neuf raffineries:

La carte du réseau d'oléoducs de l'Espagne[e 8] fait apparaître une structure partant des ports d'approvisionnement, auprès desquels sont situées les huit raffineries (sauf celle de Puertollano), pour alimenter l'intérieur du pays.

La consommation de gaz naturel s'élevait à 350,9 TWh en 2017, en hausse de 9 % par rapport à 2016, mais inférieure de 13 % à celle de 2009[e 9], répartie en :

• 275,2 TWh (78 %) pour l'industrie et les secteurs résidentiel et commercial ;
• 75,7 TWh (22 %) pour la production d'électricité (en hausse de 26,8 % par rapport à 2016 à cause de la chute de la production hydroélectrique).

Les centrales à cycle combiné utilisant le gaz naturel comme combustible assuraient 16,7 % de la production électrique en 2017[e 10].

La production nationale de gaz naturel était en 2017 de 308 GWh, en forte baisse (-50 %)[e 11] ; elle ne couvre que 0,09 % de la consommation du pays[e 9].

Les importations de gaz naturel ont atteint 33,2 Gm³ en 2020, au 13^e rang mondial, dont 12,3 Gm³ par gazoduc et 20,9 Gm³ par voie maritime (GNL). Les principaux fournisseurs sont l'Algérie (9,6 Gm³), les États-Unis 5,4 Gm³, le Nigéria 4,0 Gm³, la Russie 3,4 Gm³ et le Qatar 3,1 Gm³[19].

Les importations de gaz naturel ont atteint 389,29 TWh en 2017 (+6,8 %)[e 12] :

Répartition des importations par pays de provenance (TWh)

Pays	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	% 2017
Algérie	139,68	128,36	121,47	135,80	150,19	192,04	211,89	218,75	207,0	188,01	48,2 %
Nigeria	83,30	44,27	75,49	70,70	54,84	37,11	31,65	43,32	52,8	48,59	12,5 %
Pérou	nd	nd	nd	nd	nd	16,90	13,97	10,79	20,15	39,51	10,1 %
Qatar	51,57	45,67	59,07	46,62	40,96	40,64	35,04	34,02	28,94	38,98	10,0 %
Norvège	27,58	35,31	33,77	29,42	40,77	13,37	14,06	32,13	38,42	38,60	9,9 %
France	nd	nd	nd	nd	nd	45,56	49,23	12,8	7,8	15,56	4,0 %
États-Unis	-	-	-	-	-	-	-	-	0,85	8,54	2,2 %
Trinité-et-Tobago	50,20	44,93	32,31	24,89	23,96	22,44	23,48	12,75	7,31	6,12	1,6 %
Total	410,13	369,39	371,50	358,99	354,64	376,18	384,68	364,95	365,02	389,69	100 %

NB : la rubrique "France" regroupait en 2013-2014 des importations par gazoducs en provenance de Norvège, Pays-Bas, etc., qui figuraient jusqu'en 2012 dans les importations de ces pays ; les importations par méthaniers restent bien entendu attribuées à leur pays d'origine ; en 2015, les importations de Norvège via la France sont à nouveau isolées.

gazoducs transméditerranéens : en bleu, le gazoduc Medgaz de Hassi-R'Mel à Almeria.

La majorité de ces importations (53 % en 2017) se font par gazoducs depuis la France (22 %), le Portugal et surtout l'Algérie (gazoducs Magreb 42 % et Medgaz 36 %), le reste par méthanier sous forme de GNL. En 2017, 216 cargaisons de méthaniers ont été réceptionnées, avec une cargaison moyenne de 852 GWh ; les terminaux de Barcelone, Huelva et Bilbao ont reçu les volumes les plus importants. Les gazoducs Maghreb-Europe et Medgaz qui acheminent le gaz algérien depuis 2011 représentent les principaux points d'entrée du gaz en Espagne. Les exportations ont baissé de 28 % à 30,75 TWh, surtout vers le Portugal (29,85 TWh, -18 %) et vers la France (0,89 TWh, -86 %)[e 13].

Le gazoduc Medgaz comporte une section à terre de 547 km de Hassi R'Mel au port de Beni Saf, puis une section sous-marine de 200 km jusqu'à Almeria. Sa capacité est de 8 milliards de m³/an.

Le projet de gazoduc Midi-Catalogne (Projet MidCat-STEP) doublerait la capacité de transport de gaz d'Espagne vers la France, grâce à 224 kilomètres de nouvelles canalisations à travers les Pyrénées ; ce projet nécessiterait 3,1 milliards d'euros d'investissements, dont 2,7 milliards à la charge de la France ; l'Espagne pousse ce projet pour rentabiliser ses terminaux méthaniers qui tournent au ralenti. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) critique en 2016 ce projet dont les études préparatoires sont financés par l'Union européenne : selon la CRE, la France est aujourd'hui bien interconnectée avec ses voisins et l'utilité de ce projet n'est pas démontrée[20]. La crise du gaz russe ne change pas la position de la France, motivée par l’impact environnemental et le coût très élevé des travaux estimés à 450 millions €. Si l’UE juge le projet « crucial », la Commission européenne ne s'est pas encore engagée à le financer, souhaitant financer prioritairement les énergies renouvelables. Le gouvernement socialiste de Pedro Sanchez plaide donc pour un gazoduc compatible avec le transport d'hydrogène vert[21].

Le réseau intérieur de gazoducs atteignait 87 070 km (+2,3 %) à fin 2017 [e 14].

La capacité des installations de regazéification atteignaient 6,86 Mm³/h (millions de mètres cubes par heure) fin 2017, sans changement depuis 2010[e 15] :

• Barcelone : 1,95 Mm³/h ;
• Cartagène : 1,35 Mm³/h ;
• Huelva : 1,35 Mm³/h ;
• Bilbao : 0,8 Mm³/h ;
• Sagunto : 1,0 Mm³/h ;
• Mugardos (en Galice, près du Ferrol): 0,413 Mm³/h.

Trois nouveaux terminaux de regazéification sont en cours d'autorisation :

• El Musel (Gijón) : 0,8 Mm³/h ;
• Tenerife (Canaries) :0,15 Mm³/h ;
• Gran Canaria (Canaries) :0,15 Mm³/h.

La carte du réseau de gazoducs[e 16] montre une irrigation assez complète du territoire national, avec quatre axes principaux nord-sud reliés par plusieurs connexions est-ouest.

A la suite de l'invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022, les flux entre l'Espagne et la France se sont inversés : l'Espagne, jusque-là importatrice, est devenue exportatrice nette vers la France, du fait de l'abondance de ses importations de GNL. L'Espagne relance donc son projet de renforcement de l'interconnexion gazière entre la France et l'Espagne, soutenu par Teréga et son homologue espagnol Enagás, qui avait été rejeté par les régulateurs des deux pays en 2019 ; il s'agit d'un gazoduc de 230 km entre Figueras et Barbaira (Aude), qui permettrait de doubler les capacités d'interconnexion actuelles[22].

Les capacités de stockage sont de 3,32 Mm³ dans les terminaux méthaniers énumérés ci-dessus[e 15], plus 1,55 Mm³ au stockage sous-marin Gaviota (ancien gisement offshore) à 8 km au large de Bermeo (Biscaye)[23] et 1,9 Mm³ dans les stockages souterrains de l'intérieur[e 15] :

• Serrablo (Aragon) : 0,82 Mm³ ;
• Marismas (Andalousie) : 0,06 Mm³ ;
• Yela (Castille) : 1,05 Mm³.

Le projet MidCat-STEP de gazoduc entre la Catalogne et le Midi de la France, à travers les Pyrénées, est définitivement abandonné après l'annonce, le 20 octobre 2022, par l'Espagne, la France et le Portugal, d'un accord sur la construction d'un nouveau gazoduc reliant Barcelone à Marseille en passant sous la Méditerranée. Ce gazoduc serait destiné au transport de l'hydrogène vert et d'autres gaz renouvelables, mais le gaz naturel fossile pourra y circuler « comme source d'énergie temporaire et transitoire, dans une proportion limitée » (une limite de 15 % est évoquée). Sa mise en service est prévue au plus tôt en 2030[24]. Les opérateurs gaziers espagnol (Enagas), portugais (REN) et français (Teréga et GRTgaz) ont transmis des éléments préliminaires aux trois gouvernements concernés : la longueur du gazoduc posé au fond de la mer varierait entre 350 et 450 km, selon trois tracés possibles ; le coût du projet serait de l'ordre de deux milliards d'euros[25]. Ce projet est contesté par des ONG inquiètes pour les fonds marins de la Méditerranée. Le bilan carbone du transport d'hydrogène sur de longues distances est aussi mis en cause. Emmanuel Macron déclarait le 5 septembre 2022 : « Il serait aberrant de transporter de l'hydrogène de l'Espagne à la France. Ce qu'il faudrait transporter, c'est l'électricité bas carbone produite en Espagne pour aller faire l'électrolyse sur les sites industriels qui auraient besoin d'hydrogène »[26].

L'Espagne, la France et le Portugal lancent le 9 décembre 2022 le projet « H2Med », qui englobe deux gazoducs : l'un, court, entre le Portugal et l'Espagne, et l'autre, plus long et plus complexe, le « BarMar », qui reliera par voie sous-marine Barcelone et Marseille pour transporter 2 Mt/an d'hydrogène vert produit dans la péninsule ibérique à partir de 2030, soit 20 % du total des objectifs de production européens. Le coût du chantier est estimé à 2,5 milliards €, dont la moitié serait couverte par des fonds européens[27].

• (es) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en espagnol intitulé « Gas natural en España » (voir la liste des auteurs).

Part de marché dans la commercialisation par entreprise (3^e trimestre 2010):

Les besoins en uranium des centrales nucléaires espagnoles ont été de 1 408 tU en 2015 et 1 163 tU en 2016, entièrement importés[28].

• (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2021, septembre 2021, [PDF].

• (en) CO2 Emissions from Fuel Combustion 2020 : Highlights, Agence internationale de l'énergie, 5 octobre 2020 [xls].

• (de) Agence fédérale pour les sciences de la terre et les matières premières, BGR Energiestudie 2021 - Daten und Entwicklungen der deutschen und globalen Energieversorgung [« Données et évolutions de l'approvisionnement allemand et mondial »], février 2022, 175 p. (lire en ligne [PDF])

• (es)[PDF]Secretaría de Estado de Energía, La energía en España 2017, Ministerio para la Transicion Ecologica (lire en ligne)

• Autres références

• (en) Agence internationale de l'énergie, Spain 2009 Review, Paris, Agence internationale de l'énergie, coll. « Energy Policies of IEA Countries », 2009, 156 p. (ISBN 978-92-64-06036-4, DOI 10.1787/9789264060364-en, présentation en ligne)

• Électricité en Espagne
• Consommation d'énergie

• (es)Production et demande en temps réel, sur le site de Red Eléctrica Española.