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Énergie en Inde

Le secteur de l'Ă©nergie en Inde figure parmi les grands, l'Inde Ă©tant le deuxième pays du monde par sa population : 1 366 millions d'habitants en 2019. L'Inde se classe au troisième rang mondial pour la consommation d'Ă©nergie après les États-Unis et la Chine. Cependant, sa consommation par habitant est encore très faible : 36 % de la moyenne mondiale et le dixième de celle des États-Unis.

Énergie en Inde
Image illustrative de l’article Énergie en Inde
Centrale indienne Ă  charbon de Satpura.
Bilan énergétique (2019)
Offre d'Ă©nergie primaire (TPES) 39 270 PJ
(937,9 M tep)
par agent énergétique charbon : 44,6 %
pétrole : 25,1 %
bois : 20,4 %
gaz naturel : 5,9 %
électricité : 4,1 %
Énergies renouvelables 23,2 %
Consommation totale (TFC) 24 218 PJ
(578,4 M tep)
par habitant 17,7 GJ/hab.
(0,4 tep/hab.)
par secteur ménages : 27,7 %
industrie : 41,9 %
transports : 18,2 %
services : 3,9 %
agriculture : 5,3 %
Électricité (2019)
Production 1 623,69 TWh
par filière thermique : 77,1 %
hydro : 10,6 %
Ă©oliennes : 4,3 %
autres : 3,1 %
nucléaire : 2,9 %
biomasse/déchets : 2 %
Combustibles (2019 - PJ)
Production pétrole : 1581
gaz naturel : 1062
charbon : 12038
Commerce extérieur (2019 - PJ)
Importations électricité : 21
pétrole : 11518
gaz naturel : 1261
charbon : 5534
Exportations électricité : 34
pétrole : 2973
charbon : 23
bois : 2
Sources
Agence internationale de l’énergie[1] - [k 1]
NB : dans le bilan énergétique, l'agent « bois » comprend l'ensemble biomasse-déchets

Les ressources énergétiques fossiles de l'Inde ne sont guère à la mesure de sa population : ses réserves de charbon sont en 2021 au 5e rang mondial, avec 12 % du total mondial ; celles de pétrole ne représentent que 0,25 % du total mondial, et celles de gaz naturel 0,6 %.

L'Inde est en 2021 le 3e producteur mondial de charbon avec 8 % du total mondial, derrière la Chine (50,8 %) et l'Indonésie (9 %), mais cette production ne couvre que 67 % de sa consommation. Sa production de pétrole ne couvre que 15,3 % de sa consommation, et celle de gaz naturel 46 %. Ses importations sont donc massives : elle se classe au 2e rang mondial pour ses importations de charbon avec 14,6 % des importations mondiales et au 2e rang mondial des importateurs nets de pétrole brut.

L'Inde dispose d'un potentiel important dans les énergies renouvelables, qui en 2019 couvraient 23,2 % de la consommation d'énergie primaire (surtout biomasse : 20,4 %) et assuraient 20 % de sa production d'électricité. Le gouvernement indien a annoncé en 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'électricité représentait en 2019 seulement 17,9 % de la consommation finale d'énergie du pays, qui est cependant le 3e producteur mondial d'électricité. Cette production est de source fossile pour 77,1 % (surtout charbon : 72,7 %) ; le nucléaire y contribue pour 2,9 % et les énergies renouvelables pour 20 % (hydroélectricité : 10,6 %, éolien : 4,3 %, solaire : 3,1 %, biomasse : 1,9 %).

Le pays était en 2021 le 14e producteur mondial d'électricité nucléaire avec 1,6 % du total mondial.

L'Inde est au troisième rang mondial pour les Ă©missions de gaz Ă  effet de serre liĂ©es Ă  l'Ă©nergie, en particulier de CO2, avec 6,9 % des Ă©missions mondiales en 2019, loin derrière la Chine (29,5 %) et les États-Unis (14,1 %). NĂ©anmoins, ses Ă©missions par habitant Ă©taient en 2019 de 1,69 t de CO2 (dont 70,5 % dues au charbon), très infĂ©rieures Ă  la moyenne mondiale : 4,39 t, aux Ă©missions de la France : 4,36 t, a fortiori Ă  celle des États-Unis : 14,44 t.

Vue d'ensemble

Principaux indicateurs de l'Ă©nergie en Inde[1]
Population[k 1] Consommation
Ă©nergie primaire
Production Importation
nette
Consommation
électricité
Émissions
de CO2[k 1]
Année Million PJ PJ PJ TWh Mt CO2éq
199087011 73210 6751 325233529
20001 05317 49613 7213 828416885
20081 19724 26817 6276 8226751 335
20091 21426 51819 0018 0207291 498
20101 23127 93519 6878 5727911 581
20111 24729 05120 1679 0828691 665
20121 26330 66520 52110 1079171 801
20131 27931 52420 77510 8239731 852
20141 29433 65721 54512 3641 0662 015
20151 30934 48522 05512 8101 1312 026
20161 32435 17622 58413 1151 2162 077
20171 33936 95623 06413 8391 2692 161
20181 35338 80424 15414 7201 3092 308
20191 36639 27024 29015 3031 3492 310
variation
1990-2019
+57 %+235 %+128 %+1055 %+479 %+337 %
taux moyen annuel
1990-2019
+1,6 %+4,3 %+2,9 %+8,8 %+6,2 %+5,2 %

Comparaisons internationales

L'Agence internationale de l'Ă©nergie classe l'Inde parmi les tout 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
PĂ©trole brut[k 2] Importation nette 2e 2019 227 Mt 11,0 % 1er : Chine (505 Mt), 3e : États-Unis (202 Mt)
Charbon[k 3] Production 2e 2020p 760 Mt 10,0 % 1er : Chine (3 764 Mt), 3e : États-Unis (564 Mt)
Importation nette 2e 2020p 210 Mt 16,6 % 1er : Chine (306 Mt), 3e : Japon (183 Mt)
HydroĂ©lectricitĂ©[k 4] Production 6e 2019 172 TWh 4,0 % 1er : Chine (1 304 TWh)
Puissance installĂ©e 7e 2019 49 GW 3,7 % 1er : Chine (356 GW)
% hydro/élec 8e 2019 10,6 % 1er : Norvège (93,4 %)
Énergie Ă©olienne[k 5] Production 4e 2019 70 TWh 4,9 % 1er : Chine (406 TWh), 2e : États-Unis (298 TWh), 3e : Allemagne (126 TWh)
Puissance installĂ©e 4e 2019 37,7 GW 6,3 % 1er : Chine (210,3 GW), 2e : États-Unis (103,7 GW)
% Ă©olien/Ă©lec* 10e 2019 4,3 % 1er : Allemagne (20,7 %)
Solaire PV[k 6] Production Ă©lec. 4e 2019 51 TWh 7,4 % 1er : Chine (224 TWh)
Puissance installĂ©e 5e 2019 37,6 GW 6,2 % 1er : Chine (205,2 GW)
% solaire PV/Ă©lec* 6e 2019 3,1 % 1er : Italie (8,1 %)
Prod.Ă©lec.par sources**[k 7] Charbon/lignite 2e 2019 1181 TWh 11,9 % 1er : Chine (4 876 TWh), 3e : États-Unis (1 070 TWh)
Renouvelables 5e 2019 325 TWh 4,6 % 1er : Chine (2 015 TWh), 2e : États-Unis (767 TWh)
ÉlectricitĂ©[k 8] Production 3e 2019 1624 TWh 6,0 % 1er : Chine (7 472 TWh), 2e : États-Unis (4 371 TWh)
Biomasse[2] Production Ă©lec. 6e 2019 31,1 TWh 5,7 % 1er : Chine (111,1 TWh), 2e : États-Unis (56,0 TWh), 3e : BrĂ©sil (54,9 TWh)
* % nucléaire (ou éolien ou solaire)/total production d'électricité
** production d'électricité par sources
2020p = estimation provisoire pour 2020.

Production d'Ă©nergie primaire

L'Inde a produit en 2019 un total de 24 290 PJ d'Ă©nergie primaire, dont 49,6 % de charbon, 32,9 % de biomasse et dĂ©chets, 6,5 % de pĂ©trole, 4,4 % de gaz naturel, 2,6 % d'hydroĂ©lectricitĂ©, 2,1 % de nuclĂ©aire et 2,0 % d'Ă©olien et solaire[1].

La part du charbon n'a cessé de progresser depuis 29 ans, passant de 36,6 % en 1990 à 49,6 % en 2019, malgré les taux de croissance plus rapide du nucléaire et des énergies nouvelles ; les filières principales (biomasse et pétrole) ont en effet progressé beaucoup moins vite que le charbon :

Production d'Ă©nergie primaire par source (PJ)
Filière 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2019 % 2019 var.2019
/1990
Charbon3 90836,65 47039,98 91345,311 03512 03849,6 %+208 %
PĂ©trole1 47913,91 55911,41 8069,21 7531 5816,5 %+7 %
Gaz naturel4434,19667,01 7999,11 0931 0624,4 %+140 %
Total fossiles5 83054,67 99558,312 51863,613 88114 68160,4 %+152 %
Nucléaire670,61841,32871,54085072,1 %+657 %
Hydraulique2582,42682,04502,34916212,6 %+141 %
Biomasse-dĂ©chets4 52042,35 26738,46 34932,27 0838 00132,9 %+77 %
Solaire-Ă©olien0,4ns80,1830,41924802,0 %ns
Total renouvelables4 77844,85 54340,46 88235,07 7669 10237,5 %+90 %
Total10 67510013 72210019 68710022 05524 290100 %+128 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

Histoire

L'exploitation du charbon en Inde a commencĂ© en 1774 sur les rives de la rivière Damodar. Mais elle n'a pris son Ă©lan qu'avec l'apparition du chemin de fer en 1853, qui lui permit en quelques annĂ©es de franchir le seuil du million de tonnes par an ; en 1900, elle dĂ©passait dĂ©jĂ  Mt, et en 1920 : 18 Mt. Après un creux pendant la grande crise des annĂ©es 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.

RĂ©serves de charbon

« Dumpers Â» de la mine de charbon de Gevra.

Les rĂ©serves prouvĂ©es rĂ©cupĂ©rables de charbon de l'Inde Ă©taient estimĂ©es par l'Agence fĂ©dĂ©rale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) Ă  106 Gt (milliards de tonnes) fin 2020, au 3e rang mondial derrière les États-Unis et la Chine[r 1], et celles de lignite) Ă  Gt, au 12e rang mondial[r 2]. Au total, ces rĂ©serves atteignent 2 695 EJ, soit 12,0 % des rĂ©serves mondiales, au 5e rang derrière les États-Unis (25,8 %), la Chine (15,5 %), la Russie (12,5 %) et l'Australie (12,1 %). Elles reprĂ©sentent 200 ans de production au rythme de 2021[p 1].

Les principaux gisements de charbon sont situĂ©es dans l'est, depuis l'État d'Andhra Pradesh, au bord de l'OcĂ©an Indien, jusqu'Ă  l'Arunachal Pradesh au nord-est ; les États orientaux de Chhattisgarh, Jharkhand, Orissa et Bengale-Occidental Ă  eux quatre recèlent 77 % des rĂ©serves : le lignite se trouve au sud, dans le Tamil Nadu, oĂą il est exploitĂ© (32 Mt/an en 2013) pour la production d'Ă©lectricitĂ© ; les charbons indiens ont en gĂ©nĂ©ral un taux Ă©levĂ© de cendres et un bas pouvoir calorifique, ce qui explique la faiblesse des exportations (seulement vers les pays voisins : Bangladesh, NĂ©pal et Bhoutan) et l'importance des importations, principalement d'Australie, de Chine, d'IndonĂ©sie et d'Afrique du Sud[3].

Production de charbon

En 2021, selon BP, la production de charbon de l'Inde atteignait 13,47 EJ (exajoules), au 3e rang mondial avec 8,0 % du total mondial, derrière la Chine (50,8 %) et l'IndonĂ©sie (9,0 %), et devant l'Australie (7,4 %) et les États-Unis (7,0 %) ; elle a progressĂ© de 6,9 % en 2021 et de 28,4 % entre 2011 et 2021[p 1].

Selon l'AIE, la production de charbon de l'Inde s'Ă©levait Ă  12,04 EJ en 2019[1] et Ă  760 Mt en 2020, au 2e rang mondial avec 10 % du total mondial[k 3].

Consommation de charbon

La consommation de charbon en Inde s'est Ă©tablie en 2021 Ă  20,09 EJ, en hausse de 15,8 % par rapport Ă  2020, au 2e rang mondial avec 12,5 % du total mondial, loin derrière la Chine (53,8 %), mais devançant les États-Unis (6,6 %) depuis 2015 ; elle a progressĂ© de 57 % depuis 2011. La production de charbon du pays couvre seulement 67 % de sa consommation[p 2].

Importation de charbon

En 2021, l'Inde a importĂ© 4,9 EJ de charbon, se classant au 2e rang mondial des importateurs avec 14,6 % du total, derrière la Chine (19,5 %) et devant le Japon (14,5 %), soit 12 % de plus que l'Europe (13,1 %). Les importations indiennes ont progressĂ© de 3,7 % en 2021 et de 107 % depuis 2011[p 3].

Bilan énergétique charbon

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

BILAN ÉNERGÉTIQUE CHARBON 2019[1]
RESSOURCES PJ % EMPLOIS PJ %
Production d’énergie primaire12 03868,8 %Consommation branche Ă©nergie12 86273,5 %
Importations5 53431,6 %Consommation finale4 47525,6 %
Exportations-23-0,1 %Écarts statistiques1580,9 %
Variation des stocks-54-0,3 %
Total ressources17 495100 %Total emplois17 495100 %
DĂ©tail consommation branche Ă©nergieDĂ©tail consommation finale
Production d'Ă©lectricitĂ©11 91292,6 %Industrie3 95388,3 %
Transformation du charbon8656,7 %RĂ©sidentiel1132,5 %
Usage propre branche Ă©nergie840,7 %Tertiaire2014,5 %
Non spécifié2084,6 %

Production, importation et consommation de charbon de l'Inde, 1990-2019
Source : Agence internationale de l'Ă©nergie[1]

En résumé, l'Inde importe 31,6 % de son charbon et l'utilise à 68 % pour la production d'électricité et 25,6 % pour les usages directs, dont 88,3 % dans l'industrie.

Voici l'Ă©volution depuis 1990 :

Évolution de la production, des importations nettes et de la consommation de charbon de l'Inde[1]
PJ 1990 2000 2010 2015 2016 2017 2018 2019 % 2019
Production3 9085 4708 91311 03511 22411 22912 03912 03868,8 %
Importations nettes1735952 9034 8774 5544 9785 3175 51231,5 %
Consommation3 8816 11011 68215 78115 54416 49617 46017 495100 %

Réserves de pétrole

Les rĂ©serves prouvĂ©es de pĂ©trole de l'Inde Ă©taient estimĂ©es par BGR Ă  618 Mt (millions de tonnes) fin 2020, soit 0,25 % du total mondial. Elles reprĂ©sentaient 20 annĂ©es de production au rythme de 2020[r 3]. Elles ont baissĂ© de 49 % depuis 2010[4].

Selon Oil & Gas Journal (OGJ), l'Inde dĂ©tenait près de 5,7 milliards de barils de rĂ©serves prouvĂ©es Ă  la fin de 2015, dont un peu plus de la moitiĂ© en mer, en progression alors que les rĂ©serves Ă  terre chutent. La majeure partie de ces rĂ©serves pĂ©trolières sont situĂ©es Ă  l'ouest, en particulier dans la zone offshore près de Mumbai et dans la zone onshore du Gujarat ; le bassin Assam-Arakan, au nord-est, contient plus de 22 % des rĂ©serves du pays ; l'Inde reste sous-explorĂ©e du fait d'investissements insuffisants dans les rĂ©serves en eau profonde et d'un environnement rĂ©glementaire difficile. La compagnie nationale Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) domine le secteur pĂ©trolier en amont grâce au plus grand gisement pĂ©trolier de l'Inde, le champ offshore Mumbai High situĂ© au nord-ouest de Mumbai et Ă  ses gisements satellites ; ce bassin est cependant en dĂ©clin, ainsi que ceux d'Assam et du Gujarat. Des projets de redĂ©veloppement ont Ă©tĂ© engagĂ©s pour augmenter la production de Mumbai High ; des dĂ©couvertes importantes ont Ă©tĂ© faites rĂ©cemment dans le bassin de Barmer au Rajasthan, oĂą Cairn India a lancĂ© en 2009 le champ de Mangala, le plus grand gisement terrestre indien, dont la capacitĂ© de production est de 150 000 barils/jour ; les champs du Rajasthan, dont Mangala, ont produit au total 177 000 barils/jour en 2015 et pourraient atteindre 300 000 barils dans quelques annĂ©es. Le gouvernement encourage les compagnies indiennes Ă  acquĂ©rir des participations dans des gisements Ă  l'Ă©tranger afin de sĂ©curiser les importations ; des compagnies indiennes ont des parts dans des gisements au Soudan, en Russie, au Venezuela, en AzerbaĂŻdjan[5].

Production de pétrole

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

En 2021, l'Inde a produit 34 Mt (millions de tonnes) de pĂ©trole, soit 0,746 Mb/j (millions de barils par jour), en baisse de 3 % en 2021 ; depuis le pic de 42,9 Mt atteint en 2011, cette production a reculĂ© de 21 %. Elle ne reprĂ©sente que 0,8 % de la production mondiale[p 4].

La production 2015 provenait à 52 % de l'offshore (Mumbai High), à 23 % du Rajasthan, à 12 % du Gujarat, à 11 % du bassin Assam/Nagaland, à 1 % de l'Andhra Pradesh et 1 % d'autres régions[5].

Consommation de pétrole

En 2021, l'Inde a consommĂ© 4,88 Mb/j (millions de barils par jour) de pĂ©trole, soit 9,41 EJ (exajoules), en hausse de 3,9 % en 2021 et de 36 % depuis 2011. Elle se classe au 3e rang mondial avec 5,1 % de la consommation mondiale, derrière les États-Unis (19,2 %) et la Chine (16,6 %), devançant le Japon (3,6 %) depuis 2015. Sa production couvre seulement 15,3 % de sa consommation[p 5].

L'écart entre la consommation et la production s'élargit, et l'EIA prévoit que la demande va s'accélérer du fait du développement des transports et de l'industrie. 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[5].

Importations de pétrole, exportations de produits pétroliers

L'Inde Ă©tait en 2021 le 3e importateur mondial de pĂ©trole et produits pĂ©troliers avec 263,1 Mt, dont 213,7 Mt de brut et 49,4 Mt de produits, après la Chine (629,4 Mt) et les États-Unis (417,6 Mt), mais comme les États-Unis exportent 382,9 Mt et l'Inde 69,4 Mt, cette dernière est le 2e importateur net mondial. Les importations de brut proviennent surtout du Moyen-Orient : 130,3 Mt (61 %), d'Afrique occidentale : 24,5 Mt (11,5 %), des États-Unis : 20,5 Mt (9,6 %) et d'AmĂ©rique latine : 18,4 Mt (8,6 %). Les importations de produits pĂ©troliers proviennent surtout du Moyen-Orient : 30,4 Mt (62 %) et des États-Unis : 9,5 Mt (19 %). L'Inde a exportĂ© 69,3 Mt de produits pĂ©troliers, dont 21,4 Mt vers l'Asie (31 %), 16,1 Mt vers le Moyen-Orient (23 %), 12,5 Mt vers l'Afrique (18 %), 8,3 Mt vers l'Europe (12 %)[p 6].

La consommation augmente rapidement ; la production progresse moins vite et n'a jamais rĂ©ussi Ă  satisfaire la demande ; l'Inde est donc obligĂ©e d'importer massivement : ses importations nettes totale de pĂ©trole sont passĂ©es de 42 % de sa consommation en 1990 Ă  75 % en 2015, atteignant 3,9 millions de barils par jour de pĂ©trole brut. Les principaux fournisseurs Ă©taient en 2015 l'Arabie saoudite : 20 %, l'Irak : 17 %, le Venezuela : 11 %, le Nigeria : 11 % et l'Iran : 6 %[5].

Raffinage

En 2021, la production des raffineries indiennes atteignait 4,79 Mb/j (millions de barils par jour), en progression de 6,6 % en 2021 et de 17 % depuis 2011. L'Inde se classe au 4e rang mondial avec 6,0 % du raffinage mondial, derrière les États-Unis (19,1 %), la Chine (18,3 %) et la Russie (7,2 %)[p 7].

Le secteur aval est, comme l'amont, dominĂ© par des entitĂ©s Ă©tatiques, en particulier l'Indian Oil Corporation (IOC) qui gère 9 des 23 raffineries de l'Inde et contrĂ´le les 3/4 du rĂ©seau national de transport par olĂ©oducs. Les trois raffineries du secteur privĂ© sont cependant les plus grandes : elles totalisent 37 % de la capacitĂ© de raffinage du pays ; Reliance Industries a ouvert en 1999 la première raffinerie privĂ©e et a conquis une part de marchĂ© considĂ©rable dans le secteur pĂ©trolier indien. Le gouvernement a encouragĂ© dès la fin des annĂ©es 1990 les investissements dans le raffinage, ce qui a permis au pays de devenir exportateur net de produits pĂ©troliers dès 2011. L'Inde disposait Ă  la fin 2016 de 23 raffineries totalisant une capacitĂ© de 4,63 millions de barils par jour de brut, soit la 5e capacitĂ© de raffinage mondiale. Le complexe de Jamnagar, appartenant Ă  Reliance Industries, est le plus grand complexe de raffinage au monde, avec une capacitĂ© de 1,205 million de barils par jour ; il est situĂ© au nord-ouest afin de minimiser les coĂ»ts de transport depuis le Moyen-Orient, de mĂŞme que la raffinerie de Vadinar (402 000 barils par jour) au Gujarat, appartenant Ă  Essar Oil Ltd. L'Inde projette de porter sa capacitĂ© de raffinage Ă  6,3 millions de barils par jour en 2017[5].

Bilan énergétique pétrole

En 2019, l'Inde a produit 1 581 PJ de pĂ©trole brut et en a importĂ© 9 711 PJ, soit 86 % de sa consommation intĂ©rieure de 11 256 PJ. Le raffinage de ces deux ressources et l'importation de 1 807 PJ de produits pĂ©troliers a permis d'exporter 2 973 PJ (ces exportations ramènent Ă  65 % la part des ressources importĂ©es dans la consommation du pays) et de consacrer 8 707 PJ Ă  la consommation finale de ces produits, dont 47,5 % dans les transports, 14,7 % dans l'industrie, 13,6 % dans le secteur rĂ©sidentiel, 5,2 % dans l'agriculture, 1,5 % dans le secteur tertiaire et 14,9 % dans les usages non Ă©nergĂ©tiques (chimie)[1].

Production, importation et consommation de pétrole brut de l'Inde
Source : Agence internationale de l'Ă©nergie[1]

Voici l'Ă©volution depuis 1990 :

Évolution de la production, des importations et de la consommation de pétrole brut de l'Inde[1]
Mtep 1990 2000 2010 2015 2016 2017 2018 2019 % 2019
Production1 4791 5591 8061 7531 7251 7251 6761 58114,8 %
Importations8863 1717 0008 6809 1549 4329 6929 71185,4 %
Consommation2 3654 7308 80610 40410 86511 12711 34611 256100 %

Organisation du secteur

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 assurait 69 % de la production indienne en 2014, et Oil India Limited (OIL). Le rôle du secteur privé s’accroît, avec en particulier Cairn India, filiale du groupe britannique Cairn Energy, principal producteur privé de pétrole, avec des participations importantes dans les gisements du Rajasthan, du Gujarat et du bassin de la Krishna-Godavari basin ; les compagnies indiennes Reliance Industries et Essar Oil sont devenues des raffineurs de premier plan[5].

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 du fait d'une réglementation compliquée[5].

L'Inde a dĂ©cidĂ© en 2005 de se doter d'une rĂ©serve stratĂ©gique de pĂ©trole de 39 millions de barils sur trois sites de stockage près des raffineries de Visakhapatnam, Mangalore et Padur ; l'installation de Visakhapatnam a Ă©tĂ© mise en service en ; le gouvernement prĂ©voit d'ajouter 91 millions de barils supplĂ©mentaires d'ici 2017 et vise un stockage de 90 jours de consommation de pĂ©trole brut d'ici 2020[5].

RĂ©serves de gaz naturel

PĂ©trole et gaz - PĂ©ninsule indienne

Les rĂ©serves prouvĂ©es de gaz naturel de l'Inde Ă©taient estimĂ©es par BGR Ă  1 320 Gm3 (milliards de m3) fin 2020, soit 0,6 % du total mondial. Elles reprĂ©sentent 48 annĂ©es de production au rythme de 2020[r 4]. Elles ont baissĂ© de 9 % depuis 2010[4].

Selon Oil & Gas Journal, l'Inde disposait fin 2015 de 53 Tcf de rĂ©serves prouvĂ©es de gaz naturel, dont environ 34 % Ă  terre et 66 % en mer. En 2002, des gisements importants furent dĂ©couverts dans le bassin de la Krishna-Godavari, au large de la cĂ´te est de l'Inde ; mais la production de plusieurs des champs principaux est en dĂ©clin. Les deux principales compagnies pĂ©trolières d'État, ONGC et Oil India Limited (OIL), dominent le secteur amont gazier ; ONGC exploite le champ de Mumbai High qui fournit environ 50 % de la production nationale ; ONGC demeure le principal producteur du pays avec 70 % de la production en 2014, mais le gouvernement encourage l'intervention de compagnies privĂ©es indiennes et Ă©trangères dans l'amont : RIL est devenu un acteur majeur grâce Ă  ses dĂ©couvertes dans le bassin de la Krishna-Godavari ; RIL a nouĂ© un partenariat stratĂ©gique avec BP qui a une part de 30 % dans 21 des contrats de production de RIL[5].

L'Inde prĂ©voit de dĂ©velopper, outre ses ressources offshore, celles des gaz non conventionnels ; elle produit dĂ©jĂ  un peu de gaz de houille, dont l'exploration a dĂ©butĂ© en 2001 et la production en 2007 ; la production de gaz de houille, localisĂ©e surtout au Bengale, Ă©tait en 2014 de 7,4 Bcf (200 millions de m3). Les estimations 2013 de l'EIA sur les ressources mondiales de gaz de schiste attribuent Ă  l'Inde 96 Tcf (environ 2 700 milliards de m3) de rĂ©serves techniquement rĂ©cupĂ©rables[5].

Production de gaz naturel

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)[6]

En 2021, l'Inde a produit 28,5 milliards de m3 de gaz naturel, soit 1,03 EJ (exajoules), en hausse de 20,4 % en 2021 mais en recul de 34 % depuis 2011 ; elle ne reprĂ©sente que 0,7 % de la production mondiale[p 8].

Consommation de gaz naturel

En 2021, l'Inde a consommĂ© 62,2 Gm3 de gaz naturel, soit 2,24 EJ (exajoules), en progression de 3,1 % en 2021 et de 3 % depuis 2011. Elle ne reprĂ©sente que 1,5 % de la consommation mondiale. Sa production couvre seulement 46 % de sa consommation[p 9].

L’Inde s’est fixé comme objectif d’augmenter la part du gaz dans son mix énergétique à 15 % en 2030 contre environ 6 % en 2018[7].

La consommation s'est accrue de 6 % l'an entre 2000 et 2014, malgrĂ© une baisse en 2011 due Ă  des pĂ©nuries. La consommation a dĂ©passĂ© la production nationale dès 2004. Elle atteignait environ 1 800 milliards de pieds cubes en 2014, dont 37 % importĂ©s sous forme de GNL. La demande provient pour l'essentiel du secteur de la production d'Ă©lectricitĂ© (23 %), de l'industrie des engrais (32 %) et du remplacement du gaz de pĂ©trole liquĂ©fiĂ© pour la cuisson et les autres usages rĂ©sidentiels (14 %) ; le gouvernement encourage ces trois utilisations prioritaires[5].

Bilan énergétique du gaz naturel en Inde

En 2019, l'Inde a produit 1 062 PJ de gaz naturel et en a importĂ© 1 261 PJ, soit 54 % de la consommation intĂ©rieure de 2 323 PJ, dont 24,7 % ont Ă©tĂ© consacrĂ©s Ă  la production d'Ă©lectricitĂ©, 13,4 % Ă  la consommation propre du secteur Ă©nergĂ©tique et 61,9 % Ă  la consommation finale, rĂ©partie en 59 % d'usages non Ă©nergĂ©tiques (chimie), 20 % d'usages industriels, 10 % d'usages dans les transports, 7 % dans le tertiaire et 4 % dans le rĂ©sidentiel[1].

Voici l'Ă©volution depuis 1990 :

Évolution de la production, des importations et de la consommation de gaz naturel de l'Inde[1]
PJ 1990 2000 2010 2015 2016 2017 2018 2019 % 2019
Production4439661 7991 0931 0831 1141 1251 06245,7 %
Importations--4797979261 0221 0691 26154,3 %
Consommation4439662 2781 8892 0092 1362 1942 323100 %

La production a été multipliée par 2,4 en 29 ans, et la consommation par 5,2 ; d'où l'envolée des importations.

Importations de gaz naturel

En 2021, les importations de gaz naturel en Inde sous forme de GNL ont atteint 33,6 Mds m3, soit 3,3 % des importations mondiales (mais 6,5 % de celles sous forme de GNL), en hausse de 93 % depuis 2011, provenant surtout du Qatar : 13,6 Gm3, des États-Unis : 5,6 Gm3 et des Émirats arabes unis : 4,9 Gm3[p 10].

Les deux principales compagnies exploitant le système de gazoduc indien sont l'entreprise publique Gas Authority of India Ltd. (GAIL) et l'entreprise privĂ©e Reliance Gas Transportation Infrastructure Ltd (RGTIL), filiale du groupe Reliance. GAIL, ex-monopole du transport de gaz, exploite deux gazoducs majeurs dans le nord-ouest : Hazira-Vijaipur-Jagadishpur qui relie le Gujarat Ă  Delhi, et Dahej-Vijaipur. La compagnie dessert surtout la partie nord-ouest du pays et possède plus de 70 % du rĂ©seau de gazoducs. RGTIL a mis en service en 2009 le gazoduc Est-Ouest qui relie le champ gazier de la Krishna-Godavari au rĂ©seau de GAIL et aux centres de consommation du nord et de l'ouest, mais ce gazoduc reste sous-utilisĂ© du fait de la production infĂ©rieure aux prĂ©visions de ce champ gazier. D'autres opĂ©rateurs gèrent des gazoducs locaux dans l'Assam et le Gujarat. L'insuffisante interconnexion des rĂ©seaux constitue un facteur majeur de limitation du dĂ©veloppement gazier. Le rĂ©seau totalisait 10 800 miles en 2015, plus du double de son niveau de 2008 ; GAIL projette d'intĂ©grer l'Inde du sud Ă  son rĂ©seau et a inaugurĂ© en 2013 le gazoduc Dabhol-Bangalore[5].

Le pays dispose en 2019 de 5 terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL) et pourrait en mettre en service jusqu’à 11 en plus dans les 7 prochaines années[7].

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 en 2016[5] :

  • le gazoduc Iran-Pakistan-Inde (IPI) Ă©tait 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 capacitĂ© de 150 Mm3 par jour ; l'Inde s'est retirĂ© de ce projet en 2009 ;
  • 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 signĂ© un accord-cadre qui envisage une capacitĂ© de 90 Mm3 par jour ; en , un contrat d'achat-vente a Ă©tĂ© signĂ© avec le TurkmĂ©nistan, qui a commencĂ© la construction du gazoduc fin 2015 ; la mise en service est prĂ©vue pour 2019, mais de nombreuses incertitudes demeurent quant Ă  la sĂ©curitĂ© et au financement ;
  • l'Inde a commencĂ© Ă  importer du gaz naturel liquĂ©fiĂ© (GNL) en 2004, depuis le Qatar ; en 2015, elle Ă©tait le 4e importateur mondial de GNL, en important 780 Bcf, soit 22 milliards de m3, soit 7 % du total mondial. Petronet, coentreprise entre GAIL, ONGC, IOC et plusieurs firmes Ă©trangères, est le principal importateur de GNL en Inde. La capacitĂ© totale de regazĂ©ification de l'Inde atteint 1 100 Bcf/y, soit 31 milliards de m3/an, et les propriĂ©taires de terminaux ont des projets d'extension, dont le projet de terminal de Dabhol, pour alimenter trois centrales Ă©lectriques Ă  gaz, lancĂ© par Enron, puis repris par GAIL qui investit pour en doubler la capacitĂ© d'ici Ă  2017.

La compagnie qatarie RasGas est le seul fournisseur de long terme de l'Inde, avec deux contrats totalisant 365 Bcf/y, soit 10 milliards de m3/an. En 2015, 62 % du GNL importĂ© en Inde provenait du Qatar. Depuis 2010, l'Inde importe des cargaisons spot du Nigeria, d'Égypte et du YĂ©men. Des contrats GNL ont Ă©tĂ© signĂ©s avec l'Australie, avec plusieurs terminaux amĂ©ricains ainsi qu'avec diverses compagnies europĂ©ennes et avec Gazprom. OIL a investi dans des projets gaziers au Canada et au Mozambique afin de sĂ©curiser l'approvisionnement du pays[5].

Organisation du secteur

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 fixait les prix pour les compagnies du secteur public, alors que les producteurs privés indexent leurs prix sur les prix des marchés internationaux ; la plupart des consommateurs indiens payaient leur gaz à des tarifs très inférieurs aux prix du gaz importé ; mais le gouvernement a mis en place en 2014 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. 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[5].

Biomasse

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 32,9 % en 2019, sa part dans la consommation d'énergie primaire à 20,4 % et sa part dans la consommation finale d'énergie à 26,5 %[1].

La plus grande partie de cette production provient de la biomasse solide (bois principalement, dĂ©chets agricoles) : 7 855 PJ ; les dĂ©chets urbains contribuent pour 28 PJ et les biogaz pour 70 PJ. Les 7 998 PJ de biomasse consommĂ©s en Inde sont consacrĂ©s Ă  la production d'Ă©lectricitĂ© pour 9 %, le reste allant Ă  la consommation des mĂ©nages (chauffage et cuisine) : 52 %, de l'industrie : 33 % et du tertiaire : 1,4 %[8].

La production de biocarburants a connu un dĂ©veloppement rapide : celle de bioĂ©thanol (produit Ă  partir de la mĂ©lasse, rĂ©sidu de l'industrie sucrière) est passĂ©e de 3 000 bbl/j en 2000 Ă  6 000 bbl/j en 2011, et celle de biodiesel, dĂ©marrĂ©e en 2005, atteint 2 000 bbl/j en 2011. Ces chiffres sont cependant très faibles en comparaison de la consommation de pĂ©trole : 3 426 000 bbl/j en 2011[6].

Stades de croissance, fruits et graines de Jatropha curcas

La production de biocarburants Ă  base d'huile de jatropha s'est dĂ©veloppĂ©e depuis plusieurs dĂ©cennies, cette huile pouvant ĂŞtre utilisĂ©e directement (ou de prĂ©fĂ©rence après raffinage) comme biodiesel dans les gĂ©nĂ©rateurs et autres moteurs. Cette plante a un rendement Ă  l’hectare 4 fois supĂ©rieur au soja et plus de 10 fois supĂ©rieur au maĂŻs. Un hectare de jatropha produit, sur des terrains non agricoles, environ 600 litres de carburant par hectare[9].

L'Inde a lancĂ© en 2004 un programme de plantation de 400 000 hectares de jatropha, afin de tester la viabilitĂ© de la filière ; Ă  terme, 11 millions d'hectares impropres aux cultures vivrières pourraient ĂŞtre consacrĂ©s au jatropha[10]. Le gouvernement indien a annoncĂ© en 2005 un objectif de remplacer en 6 ans 20 % de la consommation de pĂ©trole par du biocarburant[11]. Après les premières expĂ©rimentations, 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 gĂ©nĂ©rale, oĂą l'objectif de 20 % de biocarburants est repoussĂ© Ă  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 unitĂ©s familiales de biogaz a Ă©tĂ© fixĂ©, et les rĂ©alisations sont :

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

le cumul des rĂ©alisations, avec celles des plans prĂ©cĂ©dents, atteignait 4 404 762 au 31/3/2011.

RĂ©serves

L'Inde dispose de 55 000 tonnes de rĂ©serves d'uranium raisonnablement assurĂ©es au 01/01/2009[WEC 1] plus 25 000 tonnes de rĂ©serves prĂ©sumĂ©es, soit 1,3 % des rĂ©serves mondiales[WEC 2] ; s'y ajoutent 80 000 tonnes de rĂ©serves "pronostiquĂ©es" et "spĂ©culatives". L'Inde a produit 250 tonnes d'uranium en 2008, et sa production cumulĂ©e jusqu'Ă  fin 2008 atteint 9 153 tonnes[WEC 3]. L'exploration de l'uranium a dĂ©butĂ© en 1949, et des gisements ont Ă©tĂ© localisĂ©s dans de nombreuses rĂ©gions ; 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 exploitĂ©e depuis 1967 ; trois autres mines participent Ă  la production de 250 t/an dans la mĂŞme rĂ©gion : Narwapahar, Bhatin et Turamdih. Des ressources non conventionnelles estimĂ©es Ă  6 600 tonnes sont rĂ©cupĂ©rables dans les rĂ©sidus miniers de mines de cuivre dans le district de Singhbhum de l'État de Jharkhand. Des usines de traitement de l'uranium (Ă©changeurs d'ions et lessivage acide) sont en construction[WEC 4].

L'Inde recèle Ă©galement de vastes rĂ©serves de thorium, Ă©lĂ©ment dont les perspectives d'exploitation pour la production d'Ă©lectricitĂ© sont prometteuses : son isotope naturel, le thorium 232, peut ĂŞtre utilisĂ© comme combustible dans un rĂ©acteur nuclĂ©aire. L'exploitation du thorium par des rĂ©acteurs nuclĂ©aires Ă  sels fondus paraĂ®t aujourd'hui ĂŞtre la voie la plus prometteuse ; elle est Ă  l'Ă©tude 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 no 3 mondial pour ses rĂ©serves de thorium, après les États-Unis et l'Australie, avec 290 000 tonnes sur un total mondial de 1,4 million de tonnes ; elle aurait donc 21 % des rĂ©serves mondiales [14] ; une autre estimation, moins rĂ©cente (2005) est fournie par l'International Atomic Energy Agency[15] qui attribuait le premier rang Ă  l'Inde : 519 000 tonnes sur un total mondial de 2 810 000 tonnes, soit 21 % ; cependant, l'exploration de ces rĂ©serves est encore rudimentaire et limitĂ©e Ă  quelques pays. La compagnie Indian Rare Earths Ltd. construit une usine de 10 000 tonnes par 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 prĂ©vue en 2013[16].

Selon des estimations plus rĂ©centes de l'OCDE (NEA) et de l'IAEA ("Red Book" Uranium 2014), l'Inde serait au 1er rang mondial avec 846 000 tonnes, soit 13,3 % des rĂ©serves mondiales, loin devant le BrĂ©sil : 632 000 tonnes, l'Australie : 595 000 tonnes et les États-Unis : 595 000 tonnes. L'Inde a longtemps utilisĂ© des assemblages de combustible nuclĂ©aire contenant du thorium pour rĂ©gulariser la puissance dans les premiers cĹ“urs de ses rĂ©acteurs Ă  eau lourde[17].

Production d'uranium

L'Inde produit environ 400 tU (tonnes d'uranium contenu) par an depuis 2010 contre 230 tU en 2004. Cette production est modeste en comparaison de celle de la Chine : 1 500 tU en 2014, ou du numĂ©ro un mondial, le Kazakhstan : 23 217 tU[18].

Consommation d'Ă©nergie primaire

La consommation d'énergie primaire est égale par définition au total de l'approvisionnement en énergies, net des exportations, des soutes internationales et des variations de stocks :

Consommation d'Ă©nergie primaire en Inde par source (PJ)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2019 % 2019 var.2019
/1990
Charbon3 88133,16 11034,911 68241,815 78117 49544,6 %+351 %
PĂ©trole2 55821,84 68926,86 78524,38 6429 85925,1 %+285 %
Gaz naturel4433,89665,52 2788,21 8892 3235,9 %+425 %
Total fossiles6 88258,711 76567,220 74574,326 31229 67775,6 %+331 %
Nucléaire670,61841,12871,04085071,3 %+657 %
Hydraulique2582,22681,54501,64916211,6 %+141 %
Biomasse-dĂ©chets4 52038,55 26730,16 34922,77 0827 99820,4 %+77 %
Solaire-Ă©olien0,4ns80,05830,31924801,2 %ns
Total EnR4 77840,75 54331,76 88224,67 7649 09923,2 %+90 %
Solde Ă©lec.*50,0450,03200,10,3-13-0,03 %ns
Total11 73210017 49710027 93410034 48539 270100 %+235 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]
* Solde électricité : solde des échanges internationaux (+ si importateur, - si exportateur)

La consommation d'Ă©nergie primaire de l'Inde (39 270 PJ) est la 3e au monde en 2019 (6,5 % du total mondial), après celles de la Chine (141 903 PJ) et des États-Unis (92 644 PJ), mais sa consommation par habitant (28,7 GJ) est largement infĂ©rieure Ă  la moyenne mondiale : 79,1 GJ, Ă  celle de la Chine : 101,5 GJ et a fortiori Ă  celle des États-Unis, dix fois plus Ă©levĂ©e : 282 GJ[k 1].

De l'énergie primaire consommée à l'énergie finale consommée

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 2019[1]
RESSOURCES PJ % EMPLOIS PJ %
Production d’énergie primaire24 29062 %Consommation branche Ă©nergie12 69032 %
Importations18 33547 %Consommation finale non Ă©nergĂ©tique2 1515 %
Exportations-3 032-8 %Consommation finale Ă©nergĂ©tique24 21862 %
Stocks et Soutes-323-0,8 %Écarts statistiques2110,5 %
Total ressources39 270100 %Total emplois39 270100 %

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

  • les pertes de conversion, en particulier celles des centrales Ă©lectriques (8 562 PJ), qui consomment 14 320 PJ d'Ă©nergie primaire (dont 11 912 PJ de charbon, soit 68 % des ressources en charbon) pour produire 5 758 PJ d'Ă©nergie Ă©lectrique ; les autres pertes de transformation sont : 496 PJ pour les centrales de cogĂ©nĂ©ration, 865 PJ pour la cokĂ©faction, 280 PJ pour les transformations de biomasse ;
  • l'utilisation d'Ă©nergie pour les besoins propres de l'industrie Ă©nergĂ©tique (centrales Ă©lectriques, raffineries, pompes des olĂ©oducs et gazoducs, etc) : 1 626 PJ ;
  • les pertes de transport : 975 PJ.

Les consommations non énergétiques sont surtout celles de la chimie (engrais en particulier).

Énergie finale consommée

RĂ©partition par Ă©nergie de la consommation finale d'Ă©nergie

Après la transformation en électricité de 68 % des ressources charbonnières, le charbon cède la première place (pour l'utilisation directe) au pétrole et à la biomasse au stade de la consommation finale : les produits pétroliers représentent 33 % de la consommation en 2019 (surtout pour les transports), suivis par la biomasse et les déchets : 26,5 % (surtout dans le secteur résidentiel) ; la part de l'électricité est de 17,9 %[1].

Consommation finale d'Ă©nergie en Inde par source (PJ)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2019 % 2019 var.2019
/1990
Charbon1 60117,81 38811,43 65119,74 0604 47517,0 %+180 %
PĂ©trole2 10023,33 95532,65 78331,17 5208 70733,0 %+315 %
Gaz naturel2552,84904,07814,21 1911 4375,4 %+464 %
Biomasse-dĂ©chets4 28447,64 98541,15 75931,06 3976 98426,5 %+63 %
Autres EnR thq*0,30,0031,50,01120,0628460,2 %x153
ÉlectricitĂ©7628,51 32310,92 59214,03 6634 72017,9 %+519 %
Total9 00310012 14310018 57710022 85826 369100 %+193 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]
* Autres énergies renouvelables thermiques : solaire thermique, géothermie, etc

Répartition par secteur de l'énergie finale consommée

Consommation d'Ă©nergie finale en Inde par secteur (PJ)
Filière 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2019 % 2019 % 2019
France
var.2019
/1990
Industrie2 47227,53 54529,26 60835,68 48810 15638,5 %18,3 %+311 %
Transport8699,71 33611,02 72014,63 6554 39716,7 %30,1 %+406 %
RĂ©sidentiel4 30847,95 01241,35 85831,56 3476 70225,4 %24,9 %+56 %
Tertiaire2462,72642,25232,87299433,6 %14,4 %+283 %
Agriculture3614,06465,38124,41 0401 2824,9 %2,9 %+255 %
Non spécifié1912,12181,86283,46567372,8 %0,4 %+286 %
Usages non Ă©nergĂ©tiques (chimie)5566,21 1229,21 4287,71 9452 1518,2 %8,9 %+287 %
Total9 00310012 14310018 57710022 85826 368100 %100 %+193 %
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 et de l'agriculture bien plus élevée en Inde, à l'inverse des transports et du tertiaire.

L'industrie consomme surtout du charbon : 39 %, de la biomasse : 26 %, de l'électricité : 19 % et des produits pétroliers : 13 %, peu de gaz : 3 %.

Les transports consomment bien entendu surtout des produits pétroliers : 94 %.

Le résidentiel (ménages) consomme surtout de la biomasse (bois, déchets agricoles, etc) : 62 %, des produits pétroliers : 17,7 % et de l'électricité : 17,1 %. Cette structure de consommation est plus proche de celle des pays en développement que d'un pays émergent, malgré une évolution rapide : en 1990, la biomasse couvrait encore 84 % des besoins des ménages et l'électricité seulement 2,7 %.

Secteur Ă©lectrique

Production d'électricité

Production brute d'électricité en Inde
Source : Agence internationale de l'Ă©nergie[2]

En 2019, la production brute d'Ă©lectricitĂ© de l'Inde s'est Ă©levĂ©e Ă  1 623,7 TWh ; la part des centrales thermiques fossiles a Ă©tĂ© de 77,1 % (surtout charbon : 72,7 %), les centrales nuclĂ©aires ont assurĂ© 2,9 % de la production et les Ă©nergies renouvelables 20,0 % (hydraulique 10,6 %, Ă©olien 4,3 %, biomasse 1,9 %, solaire 3,1 %)[2].

Production brute d'électricité en Inde (TWh)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2016 2017 2018 2019 % 2019 var.2019
/1990
Charbon189,165,3390,269,4658,067,51 032,11 081,61 130,51 206,51 180,872,7 %+524 %
PĂ©trole12,54,321,63,817,71,812,710,99,76,66,00,4 %-52 %
Gaz naturel10,03,456,010,0113,311,666,470,574,368,264,94,0 %+552 %
Total comb. fossiles211,673,1467,883,2788,980,91 111,21 163,01 214,51 281,31 251,777,1 %+491 %
Nucléaire6,12,116,93,026,32,737,437,938,337,846,52,9 %+657 %
Hydraulique71,724,874,513,2124,912,8136,5137,8141,8151,3172,310,6 %+141 %
Biomasse01,30,214,21,524,724,631,830,531,11,9 %ns
DĂ©chets000,80,081,71,71,71,50,80,1 %ns
Solaire PV0nsns0,1ns10,418,826,039,750,63,1 %ns
Éolien0,03ns1,70,319,72,035,148,355,065,769,94,3 %ns
Total EnR71,724,877,413,8159,616,4208,4231,2256,3288,8324,720,0 %+353 %
Total prod.brute289,5100562,1100974,81001 357,01 432,01 509,01 607,91 623,7100 %+461 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[2]

En comparaison, la production brute d'Ă©lectricitĂ© en France en 2019 Ă©tait de 570,8 TWh. L'Inde produit donc près du triple de la production d'Ă©lectricitĂ© française (2,84 fois) ; mais elle a une population 20,2 fois plus nombreuse ; sa production par habitant est donc 7,1 fois moins Ă©levĂ©e.

Puissance installée

Au 31/08/2020, la puissance installĂ©e des centrales indiennes atteignait 372 693 MW[19], dont :

  • thermique fossile : 231 421 MW (62,1 %), dont charbon+lignite : 205 955 MW (55,3 %) ;
  • nuclĂ©aire : 6 780 MW (1,8 %) ;
  • hydroĂ©lectrique : 45 699 MW (12,3 %) ;
  • autres EnR : 88 793 MW (23,8 %).

La propriété de ces capacités de production se répartit en :

  • État fĂ©dĂ©ral : 25,2 %,
  • États : 27,8 %,
  • PrivĂ© : 47,0 %.

Thermique fossile

Centrale de Ramagundam
Centrale de Dahanu au Maharashtra

Sur le total de 331 118 MW de puissance installĂ©e au 31/08/2020 en Inde, les centrales thermiques fossiles totalisent 231 421 MW (62,1 %) : charbon 199 595 MW (53,6 %), lignite 6 360 MW (1,7 %), gaz 24 957 MW (6,7 %) et diesel 510 MW (0,1 %)[19].

En 2019, les centrales thermiques à combustibles fossiles ont produit 77,1 % de l'électricité indienne (charbon : 72,7 %, gaz : 4,0 %)[2]. La plupart de ces centrales fonctionnent en base, avec un facteur de charge élevé (61 % en moyenne en 2018-19)[19], d'où leur part dans la production plus élevée qu'en termes de puissance installée.

En octobre 2021, 135 centrales au charbon sont en service[20].

La centrale Vindhyachal Thermal Power Station, dans l'État de Madhya Pradesh, est une des plus grandes centrales indiennes avec 3 760 MW. Elle brĂ»le 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 brĂ»le le charbon des mines de Singareni. Elle appartient Ă  National Thermal Power Corporation, la plus grande entreprise publique d'Ă©lectricitĂ©, qui exploite un parc de centrales de 39 174 MW et est cotĂ©e 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 Ă  avoir reçu les deux certificats ISO 9000 et ISO 14001. Sa cheminĂ©e est la plus haute en Inde : 275 m, pour favoriser la dispersion des particules en suspension, et la centrale est Ă©quipĂ©e de prĂ©cipitateurs Ă©lectrostatiques pour retenir les cendres volantes et rĂ©duire les Ă©missions Ă  l'atmosphère[21].

Nucléaire

Statistiques

En 2021, l'Inde a produit 43,1 TWh (exajoules) d'Ă©lectricitĂ© nuclĂ©aire[p 11], en baisse de 1,6 % en 2021 mais en progression de 29 % depuis 2011. Elle se classe au 14e rang mondial avec 1,6 % de la production mondiale[p 12].

En 2020, les centrales nuclĂ©aires indiennes ont produit 40,37 TWh, soit 3,3 % de la production nationale d'Ă©lectricitĂ©[22].

Au 12 mai 2022, l'Inde exploite 23 rĂ©acteurs nuclĂ©aires opĂ©rationnels, totalisant 6 885 MW de puissance installĂ©e, rĂ©partis sur 8 sites nuclĂ©aires de production d'Ă©lectricitĂ©, et compte 8 rĂ©acteurs nuclĂ©aires en construction totalisant 6 028 MW[22], ce qui la place au 7e rang en nombre de rĂ©acteurs en service, au 10e rang en capacitĂ© de production[23], et au 2e rang en nombre de rĂ©acteurs en construction, derrière la Chine (15 rĂ©acteurs en construction) et devant la Russie et la CorĂ©e du sud (4 rĂ©acteurs chacun), et au 2e rang en capacitĂ© de production derrière la Chine (15 002 MW) et devant la CorĂ©e du sud (5 360 MW)[24].

L'Inde se situe au 13e rang des pays producteurs d'Ă©nergie Ă©lectrique d'origine nuclĂ©aire, loin derrière les États-Unis (789,9 TWh), la France (379,5 TWh) et la Chine (366,3 TWh)[25].

La construction du rĂ©acteur Ă  neutrons rapides PFBR (500 MWe), en cours Ă  Kalpakkam au Tamil Nadu, est prĂ©vue pour s'achever en octobre 2022[26].

Le , le rĂ©acteur no 3 de la centrale nuclĂ©aire de Kakrapar a divergĂ©. C'est le premier rĂ©acteur Ă  eau lourde sous pression (PHWR) de 700 MW, de conception nationale, Ă  entrer en fonctionnement. Un projet de construction de quatre de ces rĂ©acteurs avait Ă©tĂ© approuvĂ© en 2009 ; Kakrapar 4 devrait ĂŞtre mis en service en , Rajasthan 7 en et Rajasthan 8 en 2023[27]. Kakrapar 3 a Ă©tĂ© connectĂ© au rĂ©seau le 10 janvier 2021[22].

Centrales nucléaires en activité[22]
Centrale Opérateur État Type Unités Puissance
brute(MW)
KaigaNPCILKarnataka PHWR220 x 4880
KakraparNPCILGujarat PHWR220 x 2
700 x 1
1140
KudankulamNPCILTamil Nadu VVER-10001000 x 22000
KalpakkamNPCILTamil Nadu PHWR220 x 2440
NaroraNPCILUttar Pradesh PHWR220 x 2440
RawatbhataNPCILRajasthan PHWR100 x 1
200 x 1
220 x 4
1180
TarapurNPCILMaharashtra BWR (PHWR)160 x 2
540 x 2
1400
Total237480

Les projets en cours de construction sont :

Réacteurs nucléaires en construction[22]
Centrale Opérateur État Type Unités Puissance
brute (MW)
KudankulamNPCILTamil Nadu VVER-10001000 x 22000
KalpakkamNPCILTamil Nadu PFBR500 x 1500
KakraparNPCILGujarat PHWR700 x 1700
RawatbhataNPCILRajasthan PHWR700 x 21400
Total64700
Centrale de Kudankulam en construction en 2009.

Le concept PHWR indien est basĂ© sur un concept CANDU exportĂ© du Canada dans les annĂ©es 1960. Les premières unitĂ©s PHWR avaient une puissance de 220 MWe, les plus rĂ©centes atteignent 540 MWe. L'accord de coopĂ©ration nuclĂ©aire indo-amĂ©ricain de 2008 et la levĂ©e de l'interdiction d'exportation des technologies nuclĂ©aires par le Groupe des fournisseurs nuclĂ©aires ont mis fin Ă  30 annĂ©es d'isolation pour l'Inde. L'Inde est appelĂ©e Ă  jouer un rĂ´le important dans le marchĂ© mondial des technologies nuclĂ©aires. Deux VVER-1000 russes sont en construction Ă  Kudankulam, et plusieurs autres sont en projet[WEC 5].

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 6].

Programme nucléaire

En avril 2015, le gouvernement approuve dix nouveaux sites de centrales nuclĂ©aires dans neuf États, dont cinq pour des PHWR : Gorakhpur Ă  Fatehabad (Haryana) ; Chutka et Bhimpur au Madhya Pradesh ; Kaiga au Karnataka ; Mahi Banswara au Rajasthan. Les cinq autres sites sont destinĂ©s Ă  des projets en coopĂ©ration avec l'Ă©tranger : Kudankulam au Tamil Nadu (VVER); Jaitapur au Maharashtra (EPR); Chhaya Mithi Virdhi au Gujarat (AP1000); Kovvada dans l'Andhra Pradesh (ESBWR) et Haripur au Bengale-Occidental (VVER). De plus, deux rĂ©acteurs Ă  neutrons rapides de 600 MWe Ă©taient proposĂ©s Ă  Kalpakkam. En 2016, le site de Kovvada a Ă©tĂ© allouĂ© aux rĂ©acteurs AP1000 Ă  la place de celui de Mithi Virdhi, et le projet d'ESBWR a Ă©tĂ© remis Ă  plus tard[28].

Le gouvernement indien a dévoilé mi- un projet de construction en série de dix réacteurs à eau lourde de conception indienne, totalisant une puissance de GW, afin de réduire les coûts et les délais de construction. La construction de réacteurs nucléaires de technologie indienne est l’une des pierres angulaires du programme phare « Make in India » lancé en 2014 par le Premier ministre Narendra Modi, déjà déployé dans l’éolien et le solaire[29]. Le premier béton est prévu en 2023 pour les réacteurs Kaiga 5 et 6, en 2024 pour Gorakhpur Haryana Anu Vidyut Praiyonjan 3 & 4 et pour Mahi Banswara Rajasthan 1 à 4, et en 2025 pour Chutka Madhya Pradesh 1 & 2[30].

Le Premier ministre indien Narendra Modi souhaite plus que tripler la taille du parc nuclĂ©aire du pays au cours de la prochaine dĂ©cennie afin d'accroĂ®tre son indĂ©pendance Ă©nergĂ©tique et rĂ©duire ses Ă©missions carbone, passant de GW en 2022 Ă  25 GW en 2040 et portant la part du nuclĂ©aire dans la production d'Ă©lectricitĂ© de 3 % Ă  6 %[31].

Projet EPR de Jaitapur

Un MOU (Memorandum of understanding) signé en par le gouvernement indien avec AREVA prévoit la construction de six récteurs EPR à Jaitapur dans l'État de Maharashtra. En , 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 7].

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 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. »[32].

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 et , où un manifestant a trouvé la mort, puis en . Le gouvernement indien a déclaré le 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[33]. L'accord cadre pour la construction des deux premiers réacteurs a été signé en 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[34]. Le gouvernement du Maharashtra a réaffirmé le 06/12/2012 sa décision de construire la centrale de Jaitapur[35], 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[36]. 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[37].

Le 23 avril 2021, EDF annonce avoir remis au groupe nuclĂ©aire public indien NPCIL une « offre technico-commerciale engageante » en vue de la construction de six rĂ©acteurs EPR sur le site de Jaitapur[38], dont la puissance totale de 9,6 GW en ferait la plus grande centrale nuclĂ©aire du monde. NPCIL aurait estimĂ© l'investissement nĂ©cessaire pour construire une telle centrale Ă  plus de 30 milliards €. L'offre d'EDF ne comprend ni le financement, ni mĂŞme la construction des rĂ©acteurs, mais seulement les Ă©tudes d'ingĂ©nierie et la fabrication des Ă©quipements les plus critiques comme les cuves des rĂ©acteurs ou les gĂ©nĂ©rateurs de vapeur. EDF espère qu'un accord-cadre engageant pourrait ĂŞtre signĂ© au premier semestre 2022[39]. Des points essentiels restent nĂ©anmoins Ă  clarifier avec les autoritĂ©s indiennes : le partage des responsabilitĂ©s entre EDF et NPCIL, le futur exploitant de la centrale ; la responsabilitĂ© civile d'EDF en cas d'accident, la rĂ©glementation indienne sur ce point Ă©tant diffĂ©rente de celle en vigueur dans les conventions internationales ; la mise en Ĺ“uvre d'une norme de haute qualitĂ© pour les soudures, notion qui n'existe pas dans le rĂ©fĂ©rentiel de sĂ»retĂ© indien. EDF devra aussi parvenir Ă  rassurer les opposants sur la sismicitĂ© du site qu'il estime « modĂ©rĂ©e »[40].

En juin 2023, EDF négocie avec NPCIL un contrat d'études complémentaires afin de sécuriser l'homologation de l'EPR ; ces études seront à la charge de NPCIL. La question du partage des responsabilités entre EDF et NPCIL reste à régler, ainsi que celle du financement, qui pourrait être assuré par NTPC (National Thermal Power Corporation)[41].

Projets avec la Russie

Lors de la visite de Vladimir Poutine à New Delhi, début , 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 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[37].

Projets avec les États-Unis

Lors de la visite d'État de Barack Obama à Narendra Modi en , 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[42].

Les premiers ministres japonais, Shinzo Abe et indien, Narendra Modi, ont défini en les bases d’un accord qui va permettre aux géants japonais du nucléaire civil d’enfin entrer sur le marché indien : Toshiba-Westinghouse pourrait ainsi finaliser dès 2016 la vente du réacteur AP1000 à des électriciens indiens, et GE Hitachi est déjà en discussion pour d'autres centrales en partenariat avec Areva[43]. En , un communiqué commun de Barack Obama et Narendra Modi a salué le début des travaux préparatoires sur site en Inde pour six réacteurs AP1000 qui seront construits par Westinghouse ; le contrat définitif devrait être signé en [44].

Énergies renouvelables

Production d'électricité renouvelable en Inde
Source : Agence internationale de l'Ă©nergie[2]

En 2019, les Ă©nergies renouvelables ont assurĂ© 20,0 % de la production Ă©lectrique de l'Inde : 324,7 TWh ; l'hydraulique contribue pour 172,4 TWh, soit 10,6 % de la production Ă©lectrique totale, les Ă©oliennes pour 69,9 TWh, soit 4,3 %, le solaire 50,6 TWh (3,1 %) et la biomasse 31,1 TWh (1,9 %)[2].

L’AIE recommande à l’Inde de porter une attention particulière à son secteur électrique, marqué « par une faible utilisation des centrales à charbon et à gaz et une pénétration croissante des filières renouvelables à production variable ». Dans certains États indiens, la part de ces filières « variables » dans la production d’électricité « est déjà bien supérieure à 15 %, un niveau qui nécessite des politiques spécifiques pour assurer leur bonne intégration dans le système électrique ». L’AIE préconise la création d’un marché de gros de l’électricité compétitif et la création d'outils de flexibilité (stockage, smart grids, etc)[7].

Évolution de la production brute d'électricité des énergies renouvelables (TWh)[2]
Source 2000 % 2010 % 2015 2019 part 2019* 2019/2000**
Hydraulique74,513,3124,912,8136,5172,410,6 %+4,5 %/an
Éoliennes1,70,319,72,035,169,94,3 %+22 %/an
Solaire0,002ns0,10,0110,450,63,1 %+70 %/an
Biomasse0,20,0416,31,724,731,11,9 %+30 %/an
Production EnR77,413,6161,016,5206,7324,720,0 %+7,9 %/an
* part 2019 : part dans la production totale d'électricité ; ** 2019/2000 : taux de croissance moyen annuel.

Au 31/07/2018, les installations de production d'Ă©lectricitĂ© Ă  base de technologies renouvelables de l'Inde atteignaient (hors grande hydraulique) une puissance installĂ©e de 85,9 GW[45] :

Puissance installée des énergies renouvelables électriques en Inde au 31/12/2019 (hors hydro)[45]
Technologie Puissance installée (MW)
Éolien37 505
Solaire au sol31 379
Solaire en toiture2 333
Mini-hydro4 672
Biomasse9 861
Incinérateur de déchets140

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).

En juillet 2021, le conglomĂ©rat Reliance Industries de Mukesh Ambani, la plus grosse compagnie pĂ©trolière et gazière indienne, annonce un programme d'investissement de 8,5 milliards d'euros dans les Ă©nergies vertes sur trois ans, dont 6,8 milliards d'euros seront consacrĂ©s Ă  quatre « giga usines », installĂ©es sur plus de 2 000 hectares Ă  Jamnagar, dans l'État du Gujarat : une usine de modules solaires photovoltaĂŻques, une de batteries pour le stockage d'Ă©lectricitĂ©, une de production d'hydrogène vert et une de piles Ă  combustible[46].

De la production Ă  la consommation

Tableau ressources-emplois du système électrique indien[2]
en TWh 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2019 % 2019
Production brute289,599,5562,199,8974,899,41 357,01 623,7100,2 %
Importations1,40,51,50,35,60,65,25,80,4 %
Exportations-0,06-0,02-0,2-0,03-0,06-0,01-5,1-9,5-0,6 %
total ressources290,8100563,4100980,31001 357,11 620,0100 %
Conso propre*22,67,839,77,065,46,7107,4134,88,3 %
Pertes56,519,4155,127,5194,519,8240,9270,716,7 %
Consommation finale211,872,8368,765,4720,473,51 017,61 311,180,9 %
* consommation propre du secteur énergétique et consommation des STEP (stations de transfert d'énergie par pompage) pour le pompage..

On remarque le taux de pertes très élevé, mais en baisse.

Consommation d'électricité

La consommation d'Ă©lectricitĂ© par habitant Ă©tait en 2019 de 987 kWh, soit seulement 30,2 % de la moyenne mondiale (3 265 kWh), 19,3 % de celle de la Chine (5 119 kWh) et 14,0 % de celle de la France (7 043 kWh)[k 1].

L’AIE souligne que « des progrès impressionnants » ont été réalisés en Inde ces dernières années pour améliorer l’accès à l’électricité : entre 2000 et 2019, près de 750 millions de nouvelles personnes ont ainsi obtenu un accès à l’électricité dans le pays[7].

Consommations par secteur

Consommation finale d'électricité par secteur[2]
en TWh 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2019 % 2019 % var.2019
/1990
Industrie105,649,9158,443,0320,044,4419,8546,741,7 %+418 %
Transport4,11,98,22,213,31,816,619,61,5 %+376 %
RĂ©sidentiel32,015,176,120,7158,121,9245,8318,224,3 %+895 %
Tertiaire11,25,323,06,266,79,392,9112,08,5 %+900 %
Agriculture50,323,884,723,0126,417,5173,2228,217,4 %+353 %
Non spécifié8,64,018,35,035,85,069,986,46,6 %+909 %
TOTAL211,8100368,7100720,41001 018,21 311,1100 %+519 %

Mobilité électrique

Amazon annonce le dĂ©ploiement de 10 000 rickshaws Ă©lectriques en Inde d’ici 2025 ; ils dĂ©buteront dès cette annĂ©e leurs tournĂ©es de livraisons dans une vingtaine de villes, dont Delhi City, Bangalore, Hyderabad, Ahmedabad, Pune, Nagpur et Coimbatore. Cette annonce s'inscrit dans la politique de dĂ©veloppement de la mobilitĂ© Ă©lectrique lancĂ©e par le gouvernement indien, dont un des actes majeurs est de mailler actuellement le pays en infrastructures de recharge[47].

Hydrogène vert

En juin 2022, le conglomĂ©rat Adani et son partenaire TotalEnergies annoncent la crĂ©ation d'une coentreprise spĂ©cialisĂ©e dans la production d'hydrogène vert, produit Ă  partir d'Ă©lectricitĂ© renouvelable, Adani en dĂ©tenant 75 % et TotalEnergies 25 %. Ils vont investir 5 milliards $ (4,8 milliards €) dans la première phase du projet, qui prĂ©voit des Ă©lectrolyseurs de GW, alimentĂ©s par un parc solaire et Ă©olien de GW. Dans un premier temps, l'hydrogène servira Ă  produire de l'urĂ©e, un engrais azotĂ© massivement utilisĂ© dans l'agriculture, Ă  hauteur de 1,3 Mt par an. L'Inde pourra ainsi rĂ©duire ses importations d'engrais issus des hydrocarbures. Le pays consomme 32 Mt d'urĂ©e par an, dont 10 Mt sont importĂ©s. Ă€ l'horizon de 2030, Adani et TotalEnergies annoncent une production d'hydrogène vert de Mt par an, grâce Ă  des capacitĂ©s d'Ă©lectricitĂ© renouvelable de 30 GW. Adani Ă©voque des investissements de 50 milliards $ au cours des dix prochaines annĂ©es, pour devenir « le plus grand producteur d'hydrogène vert au monde ». Selon les analystes de Citi, l'hydrogène produit par les deux partenaires en Inde devrait ĂŞtre « très compĂ©titif », son coĂ»t de production Ă©tant estimĂ© Ă  3,2 $/kg[48].

Impact environnemental

Émissions de gaz à effet de serre

Émissions de CO2 par consommation d'énergie en Inde
source : EIA[49]

L'Inde occupe le troisième rang mondial pour les Ă©missions de CO2 liĂ©es Ă  l'Ă©nergie, avec 2 310 Mt d'Ă©missions en 2019, soit 6,9 % du total mondial (33 622 Mt), derrière la Chine : 9 876 Mt (29,5 %) et les États-Unis : 4 744 Mt (14,1 %)[k 1].

NĂ©anmoins, ses Ă©missions par habitant s'Ă©levaient en 2019 Ă  1,69 t CO2, infĂ©rieures de 62 % Ă  la moyenne mondiale : 4,39 t CO2/hab, de 61 % aux Ă©missions de la France : 4,36 t, de 76 % Ă  celles de la Chine : 7,07 t, et de 88 % Ă  celles des États-Unis : 14,44 t[k 1].

Évolution des émissions de CO2 liées à l'énergie
1971 1990 2018 var.
2018/1971
var.
2018/1990
var.Monde
2018/1990
Émissions[h 1] (Mt CO2)180,9530,12 307,8+1176 %+335 %+63 %
Émissions/habitant[h 2] (t CO2)0,320,611,71+434 %+180 %+13,9 %
Source : Agence internationale de l'Ă©nergie

L'AIE fournit Ă©galement les Ă©missions de 2019 : 2 309,1 MtCO2, en progression de 0,06 % par rapport Ă  2018[h 1].

Répartition par combustible des émissions de CO2 liées à l'énergie
Combustible 1971
Mt CO2
1990
Mt CO2
2018
Mt CO2
% 2018 var.
2018/1990
var.Monde
2018/1990
Charbon[h 3]127,2364,81 628,070,5 %+346 %+78 %
PĂ©trole[h 4]52,6151,1595,125,8 %+294 %+34 %
Gaz naturel[h 5]1,014,283,43,6 %+487 %+93 %
Source : Agence internationale de l'Ă©nergie
Émissions de CO2 liées à l'énergie par secteur de consommation*
Émissions 2018 part du secteur Émissions/habitant Émiss./hab. UE-28
Secteur Millions tonnes CO2 % tonnes CO2/hab. tonnes CO2/hab.
Secteur Ă©nergie hors Ă©lec.64,22,8 %0,050,41
Industrie et construction1 049,345,5 %0,781,55
Transport323,214,0 %0,241,85
dont transport routier277,512,0 %0,211,71
RĂ©sidentiel390,316,9 %0,291,30
Tertiaire138,56,0 %0,100,86
Total2 307,8100 %1,716,14
Source : Agence internationale de l'Ă©nergie[h 6]
* après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation.

On remarque la faiblesse des émissions indiennes dans tous les secteurs et le poids prépondérant de l'industrie : 45,5 % (contre 17 % en France et 32,5 % en Allemagne, mais 58,4 % en Chine).

La contribution de l'Inde Ă  l'effort mondial de lutte contre le dĂ©règlement climatique, remise Ă  l'ONU le , ne comporte pas d'engagement de rĂ©duction de ses Ă©missions de gaz Ă  effet de serre, qui ont augmentĂ© de 67 % entre 1990 et 2012, mais seulement un engagement de rĂ©duction de son « intensitĂ© carbone Â» (taux d'Ă©missions de CO2 par unitĂ© de PIB) de 33 Ă  35 % en 2030 par rapport au niveau de 2005. L'Inde s'engage Ă©galement Ă  porter Ă  40 % en 2030 la part des Ă©nergies renouvelables ; la production solaire en particulier serait multipliĂ©e par trente, Ă  100 000 MW en 2022. Mais la part du charbon dans la production d'Ă©lectricitĂ© sera encore de 40 % en 2022[50].

Politique énergétique

L'Inde est le troisième Ă©metteur de CO2 au monde, derrière la Chine et les États-Unis, principalement Ă  cause d’une Ă©norme dĂ©pendance envers le charbon, source des deux tiers de l’électricitĂ© produite par des centrales anciennes et polluantes. Mais un Indien Ă©met seulement 1,7 tonne de CO2 par an, soit dix fois moins qu’un AmĂ©ricain, quatre fois moins qu’un Chinois et trois fois moins qu’un Terrien moyen. Cela est principalement dĂ» au fait que 300 millions d’habitants ne sont pas connectĂ©s au rĂ©seau Ă©lectrique. La prioritĂ© de l'Inde est de faire profiter cette population rurale des retombĂ©es de la croissance (environ 7 % par an). Dans sa contribution Ă  la COP21, le gouvernement ne s’est pas engagĂ© Ă  rĂ©duire ses Ă©missions de manière absolue, mais relative : d’ici Ă  2030, chaque point de croissance devra ĂŞtre obtenu avec 35 % en moins de CO2 rejetĂ© dans l’atmosphère. La demande en charbon devrait doubler d’ici Ă  2035, alors que l’Inde est dĂ©jĂ  le troisième consommateur mondial. Le pays projette cependant une ambitieuse rĂ©volution solaire visant Ă  multiplier par 25 les capacitĂ©s de production photovoltaĂŻque d’ici Ă  2030 ; avec l’éolien, l’hydraulique et la biomasse, 40 % de l’électricitĂ© serait alors produite de manière renouvelable. Les observateurs estiment cette ambition difficile Ă  tenir : le solaire sur les toits, principal levier, est encore naissant et mal organisĂ©, et l’expansion du photovoltaĂŻque au sol nĂ©cessite l’achat de terres, ce qui est difficile dans un pays agricole et densĂ©ment peuplĂ©[51].

Le gouvernement indien a annoncĂ© en d’ambitieux objectifs de dĂ©ploiement d’énergies renouvelables, visant un total de 150 GW de capacitĂ© installĂ©e d’ici Ă  2022. En 2014, avec 34 GW installĂ©s, les Ă©nergies renouvelables fournissent 6,5 % de l’électricitĂ© du pays. Le solaire se taille la part du lion, avec un objectif de 100 GW, alors que seuls GW sont actuellement exploitĂ©s. L’éolien devra atteindre 60 GW en 2022, contre 22 465 MW installĂ©s fin 2014. Biomasse (10 GW) et petite hydraulique (GW) complèteront le dispositif. Pour financer ces dĂ©ploiements, qui apparaissent difficilement atteignables, le gouvernement a notamment annoncĂ© le doublement, pour la deuxième annĂ©e consĂ©cutive, de la taxe sur le charbon[52].

Le premier ministre Narendra Modi Ă©lu en est un fervent partisan des Ă©nergies renouvelables, qu'il avait promues lorsqu'il Ă©tait premier ministre du Gujarat, au point que cet État rassemblait plus du tiers de la capacitĂ© installĂ©e solaire de l'Inde Ă  la fin 2013. Le ministre indien de l'Énergie a dĂ©clarĂ© dĂ©but au journal britannique The Guardian que son gouvernement s'engage Ă  donner accès Ă  l'Ă©lectricitĂ© Ă  chaque foyer indien d'ici Ă  5 ans (au moins une ampoule Ă©lectrique par foyer), et Ă  supprimer l'usage des gĂ©nĂ©rateurs au diesel, alors qu'actuellement plus de 300 millions indiens ne sont pas reliĂ©s au rĂ©seau Ă©lectrique. Pour cela, l'objectif de 20 GWc solaires installĂ©s en 2020 fixĂ© par le gouvernement prĂ©cĂ©dent sera largement dĂ©passĂ©, le nouveau gouvernement envisageant de passer rapidement Ă  un rythme de 10 GWc solaires installĂ©s par an, plus 6 Ă  GW/an d'Ă©olien. Les analystes de Bloomberg Energy Finance prĂ©voient que l'Inde pourrait compter plus de 200 GWc de photovoltaĂŻque installĂ©s en 2030, presque autant que la capacitĂ© actuelle des centrales Ă  charbon et estiment que, dès 2020, l'Ă©lectricitĂ© des centrales solaires pourrait coĂ»ter moins cher que celle des centrales Ă  charbon. Le gouvernement Modi a doublĂ© la taxe sur le charbon et propose des aides pour fermer les centrales Ă  charbon de plus de 25 ans. Cependant, le ministre ne cache pas que la production Ă©lectrique issue du charbon continuera nĂ©anmoins Ă  croĂ®tre pour rĂ©pondre Ă  la double exigence d'amener l'Ă©lectricitĂ© Ă  tous les Indiens tout en rĂ©pondant aux besoins d'une Ă©conomie en plein dĂ©veloppement[53].

L'État indien a vendu en Bourse, le , 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[54].

Lors de la COP26, le Premier ministre indien Narendra Modi annonce vouloir atteindre la neutralité carbone d'ici à 2070, baisser d'un milliard de tonnes les rejets de gaz à effet de serre (GES) et tripler la production d'électricité issue des énergies renouvelables d'ici à 2030. Les grands industriels indiens contribuent à ces objectifs : Gautam Adani, annonce que son groupe investira 70 milliards $ dans les énergies renouvelables d'ici à 2030, et Mukesh Ambani, à la tête du conglomérat Reliance, compte investir 80 milliards $ dans le secteur[55].

Notes et références

Notes

    Références

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    46. L'homme le plus riche d'Asie se lance dans les énergies vertes, Les Échos, 4 juillet 2021.
    47. 10.000 rickshaws électriques pour Amazon en Inde d’ici 2025, automobile-propre.com, 27 janvier 2020.
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    53. Inde - L'objectif de 20 GWc en 2020 sera pulvérisé, Observ'ER, 15 octobre 2014
    54. L'Etat indien entame le bal des privatisations partielles, Les Échos, 3 février 2015.
    55. Climat : l'Inde veut obtenir davantage d'aide financière, Les Échos, 8 novembre 2022.

    Voir aussi

    Sources et bibliographie

    • (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

    Liens externes

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