Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

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1  Master EDDEE  Stage EDF  Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais   Master Économie du Développement Durable, de l’Énvironnement et de l’Énergie  stage final  Mateusz Piotr Sikora ‐ 22 octobre 2014 ([email protected])    La centrale nucléaire de SaintAlban   

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Le rapport de Stage de fin d'études dans l’entreprise EDF SA, premier producteur et fournisseur d'électricité en France, au sein du Département Grands Projets et plus précisément dans l’équipe s’occupant du projet de la première centrale nucléaire en Pologne Le processus de transformation politique de la Pologne a commencé en juin 1989, avec les premières élections libres organisées depuis la Seconde Guerre mondiale. Malgré une évolution significative de la conjoncture politique, économique et sociétale de la Pologne, avec entres autres, son intégration dans les instances internationales telles que l’OTAN, le 8 juillet 1997, et l’adhésion de cette dernière à l'Union européenne le 1er mai 2004, force est de constater que ce processus de transition n’est toujours pas achevé en particulier dans le domaine de l’énergie. Ainsi, la Pologne doit aujourd’hui faire face à de nouveaux défis. La Pologne produit environ 88% de l’énergie électrique à la base de charbon, dont 54% à base de charbon noir et 34% à base de lignite. Le système énergétique actuel est dominé par les centrales électriques ayant environ 30 ans et la plupart des centrales en fonction aujourd'hui disparaîtront dans les années 2030-2040. Le secteur de l’énergie polonais attend donc une profonde modernisation. C’est la raison pour laquelle, les choix politiques et économiques concernant la sécurité énergétique polonaise devront être pris rapidement pour éviter une perte de capacité et des pannes de courant à larges échelles plus connues sous le nom de blackouts. Depuis 2009 , le document officiel – la Politique Énergétique Polonaise 2030 – concernant la politique et la stratégie à mettre en œuvre laisse entendre la possibilité pour la Pologne de se lancer dans la préparation et la construction de la première centrale nucléaire. Cette volonté a été confirmée récemment par l’adoption, le 28 janvier 2014, du programme d’énergie nucléaire en Pologne – PPEJ – le premier document complet relatif à l'énergie nucléaire en Pologne. Par ailleurs, l’histoire du projet de la centrale nucléaire à Żarnowiec dans les années 80 montre que l’État polonais n’est jamais resté indifférent à la technologie nucléaire. De plus, les réalisations et les participations des Polonais comme Maria Curie-Sklodowska ou Kazimierz Piotr Zaleski, mais aussi beaucoup d’autres dans le développement de la technologie nucléaire à l'échelle mondiale prouvent un engagement certain pour cette puissante technologie. Le travail qui m’a été confié durant mon stage a consisté essentiellement en l’analyse du programme d’énergie nucléaire en Pologne, les différentes études et rapports, mais aussi l’étude sur le nouveau mix énergétique polonais. La problématique du rapport se précise dans le sujet du rapport-mémoire - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

  

Master Économie du Développement Durable, de l’Énvironnement et de l’Énergie – stage final 

 Mateusz Piotr Sikora ‐ 22 octobre 2014 

([email protected])   

 La centrale nucléaire de Saint‐Alban 

  

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 « Je m’intéresse à l’avenir parce que c’est là que je vais passer le reste de ma vie »  

Charles F. Kettering                                      

À mes parents 

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Table de matières  Table de matières ............................................................................................................... 3 

Remerciements ................................................................................................................... 5 

Introduction ........................................................................................................................ 6 

Ière Partie – La Politique énergétique polonaise ................................................................. 8 

I. Le secteur énergétique actuel en Pologne ....................................................................................... 8 

I. 1. Le bilan de conditions socio‐économiques actuelles. .............................................................. 8 

I. 2. La politique énergétique de la Pologne .................................................................................... 9 

I. 3. Le secteur d’énergie en Pologne au sens large ...................................................................... 11 

I. 4. Le mix énergétique actuel en Pologne ................................................................................... 18 

II. Les perspectives du secteur de l'énergie polonaise ...................................................................... 21 

II. 1. Les caractéristiques pour le développement du secteur de l'énergie .................................. 21 

II. 2. Le plan de liquidation des anciennes centrales d'électricité et les projets de la nouvelle 

capacité ......................................................................................................................................... 29 

III. Le bilan de la situation et les conclusions sur le secteur énergétique actuel .............................. 32 

III. 1. Les priorités de la politique énergétique polonaise (selon le Ministère de l’Économie) ..... 32 

III. 2. Le résultat de la situation énergétique actuelle en Pologne ................................................ 34 

IIe Partie – La technologie nucléaire ................................................................................. 35 

I. L’électronucléaire aujourd’hui ....................................................................................................... 35 

I. 1. L’état actuel ‐ L'industrie mondiale de la construction nucléaire .......................................... 35 

I. 2. Les projets ‐ Nuclear power plants (NPP) – dans le monde ................................................... 36 

II. L'essentiel sur les réacteurs nucléaires ......................................................................................... 40 

II. 1. Les réacteurs nucléaires ........................................................................................................ 41 

II. 2. EPR ‐ Les aspects techniques de la sûreté et la protection de l’environnement renforcée . 43 

IIIe Partie – Le choix de la solution optimale du mix énergétique polonais à l’horizon 2030 

(perspective 2050) ............................................................................................................ 45 

I. Les circonstances pour le développement du secteur de l'énergie ............................................... 45 

I. 1. Le contexte de prévisions ....................................................................................................... 45 

I. 2. Les perspectives énergétiques du secteur énergétique en Pologne ...................................... 46 

I. 3. Les technologies prises en compte dans le rapport ............................................................... 52 

I. 4. La taille et la structure de la demande d'énergie primaire, finale et électrique .................... 53 

I. 5. La puissance installée ............................................................................................................. 56 

II. Les scénarios pour le développement du secteur de l'énergie ..................................................... 57 

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II. 1. Les fondements d’analyse pris en compte dans le rapport .................................................. 57 

II. 2. Les scénarios possibles de la nouvelle politique énergétique polonaise .............................. 59 

III. 3. Les aspects économiques ..................................................................................................... 64 

Conclusions de la politique de l'énergie polonaise ............................................................ 67 

Bibliographie .................................................................................................................... 69 

Annexes ............................................................................................................................ 72 

Table des illustrations ....................................................................................................... 88 

Les abréviations ................................................................................................................ 90 

 

                                   

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Remerciements  Je  souhaite  adresser  mes  remerciements  à  Monsieur  Olivier  Orsini,  Monsieur  Jacques Sacreste, Madame Nathalie Beauzemont et à l’ensemble de l’équipe du Département Grands Projets pour  leurs conseils pertinents et  leur aide tout au  long de mon rapport, à Monsieur Éric ROYER, coordinateur du rapport final, à Madame Jeanne DAVY à Madame Claude Thirault pour  leur  soutien  continu,  à  Monsieur  Éric  ROYER  et  Frédéric  Lantz,  en  leur  qualité  de responsable  du Master  EDDEE‐INSTN,  et  enfin  à  l’ensemble  de  nos  professeurs  du  centre INSTN et du centre IFP School.  Je souhaite adresser mes remerciements à Monsieur Jacques Sacreste et à Madame Nathalie Beauzemont pour  cette grande opportunité qui m’a été donné de  faire mon  stage dans  le Département Grands Projets – EDF France.   Je  souhaite  adresser mes  remerciements  aussi  à Monsieur Andrzej  Sikora,  le  Président  de l'Institut ISE pour ses conseils pertinents tout au long de mon rapport.                                  

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Introduction  La possibilité d’effectuer  le  stage de  fin d’études dans  l’entreprise  EDF  SA, premier 

producteur et fournisseur d'électricité en France, au sein du Département Grands Projets et plus  précisément  dans  l’équipe  s’occupant  du  projet  de  la  première  centrale  nucléaire  en Pologne, est devenu une opportunité exceptionnelle pour consacrer ce rapport‐mémoire sur le nouveau mix énergétique polonais. 

Le  processus  de  transformation  politique  de  la  Pologne  a  commencé  en  juin  1989, avec  les  premières  élections  libres  organisées  depuis  la  Seconde Guerre mondiale. Malgré une évolution significative de la conjoncture politique, économique et sociétale de la Pologne, avec  entres  autres,  son  intégration dans  les  instances  internationales  telles que  l’OTAN,  le 8 juillet 1997, et l’adhésion de cette dernière à l'Union européenne le 1er mai 2004, force est de constater que ce processus de transition n’est toujours pas achevé en particulier dans  le domaine de l’énergie. Ainsi, la Pologne doit aujourd’hui faire face à de nouveaux défis. La Pologne produit environ 88% de l’énergie électrique à la base de charbon, dont 54% à base de charbon noir et 34% à base de  lignite. Le système énergétique actuel est dominé par  les centrales électriques ayant environ 30 ans et la plupart des centrales en fonction aujourd'hui disparaîtront dans  les années 2030‐2040. Le  secteur de  l’énergie polonais attend donc une profonde modernisation.  C’est  la  raison  pour  laquelle,  les  choix  politiques  et  économiques  concernant  la  sécurité énergétique polonaise devront être pris rapidement pour éviter une perte de capacité et des pannes de courant à larges échelles plus connues sous le nom de blackouts.      Depuis  20091,  le  document  officiel  –  la  Politique  Énergétique  Polonaise  2030  – concernant la politique et la stratégie à mettre en œuvre laisse entendre la possibilité pour la Pologne de se lancer dans la préparation et la construction de la première centrale nucléaire. Cette volonté a été confirmée récemment par  l’adoption,  le 28 janvier 2014, du programme d’énergie  nucléaire  en  Pologne  –  PPEJ  –  le  premier  document  complet  relatif  à  l'énergie nucléaire en Pologne. Par  ailleurs,  l’histoire du projet de  la  centrale nucléaire  à  Żarnowiec dans  les années 80 montre que  l’État polonais n’est jamais resté  indifférent à  la technologie nucléaire.  De  plus,  les  réalisations  et  les  participations  des  Polonais  comme Maria  Curie‐Sklodowska2 ou Kazimierz Piotr Zaleski,3 mais aussi beaucoup d’autres dans le développement de  la technologie nucléaire à  l'échelle mondiale prouvent un engagement certain pour cette puissante technologie. L’actuel  contexte  explique  donc  certainement  l’intérêt  d’EDF  pour  le marché  polonais.  Le Groupe EDF est y présent depuis 1993 et représente le plus grand investisseur étranger dans la production d’électricité et de chaleur du pays. En effet, le Groupe y détient environ 10% de part de marché de l'électricité et 15% de part de marché du chauffage urbain.   Le travail qui m’a été confié durant mon stage a consisté essentiellement en l’analyse du programme d’énergie nucléaire en Pologne, les différentes études et rapports, mais aussi l’étude sur le nouveau mix énergétique polonais. La problématique du rapport se précise dans le  sujet  du  rapport‐mémoire  ‐  Les  aspects  politiques  et  économiques  du  mix  énergétique polonais. La complexité, la difficulté et l’importance du sujet se justifient par la situation actuelle de la Pologne. Selon  l’obligation  juridique prévue par  la Loi énergétique,  la Politique Énergétique 

                                                            1 La Politique Énergétique Polonaise – 2030 a été voté le 10 novembre 2009 par le Conseil des Ministres 2 Marie Curie 3 Casimir Pierre Zaleski 

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Polonaise  2030  votée  en  2009  devrait  être  actualisée  après  4  ans.  Les  institutions responsables  de  la  stratégie  sont  en  retard  et  la  nouvelle  Politique  Énergétique  Polonaise 2050  est  toujours  en  cours  de  préparation.  Les  premiers  documents  dont  Le  bilan  de  la Politique Énergétique Polonaise, Les hypothèses pour la Politique énergétique de la Pologne à l’horizon  2050  et  Les  analyses  de  la  demande  de  carburant  et  d'énergie,  viennent  d’être publiés comme servant de base à des consultations publiques. Cependant,  le choix  final du mix énergétique optimal de la Pologne reste toujours à définir.   Après  la  longue  analyse  du  sujet  et  de  cette  problématique  spécifique,  le  présent rapport  se  décompose  en  trois  grandes  parties.  Afin  de  bien  expliquer  la  situation  dans laquelle  se  retrouve  aujourd’hui  la  Pologne,  nous  allons  analyser  tout  d’abord  la  Politique énergétique  polonaise  actuelle  (I).  Par  ailleurs,  l’intérêt  du  projet  et  de  l’équipe  d’EDF  est l’implantation de la première centrale nucléaire dans le futur mix. C’est la raison pour laquelle le  rapport essayera d’expliquer  rapidement certains aspects de  la  technologie nucléaire  (II). Enfin, la dernière partie du rapport décrit le choix de la solution optimale du mix énergétique polonais à l’horizon 2030 (avec la perspective 2050) (III).   

                

 

 

 

 

 

  

 

 

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Ière Partie – La Politique énergétique polonaise  

Depuis de nombreuses années, le sujet concernant l’énergie, sa sécurité et son avenir, est l’un des problèmes les plus importants à la fois pour la politique internationale, mais aussi et  surtout  vis à  vis de  la politique  intérieure. Nous ne pouvons pas discuter de  l’avenir de l’énergie  sans  l’analyser  le  présent  et  l’état  actuel  de  la  sécurité  énergétique  dans  les différents secteurs de l’énergie polonaise, secteurs par ailleurs très diversifiés.   

I. Le secteur énergétique actuel en Pologne   

La Pologne est un  grand pays européen possédant une dette étrangère de près de mille  milliard  de  PLN4  (soit  le  double  d’il  y  a  dix  ans)5. Malgré  cet  obstacle,  l’économie polonaise est aujourd’hui l’une des plus dynamiques d’Europe.  I. 1. Le bilan de conditions socio‐économiques actuelles.  

En 2009, nous avons connu pour la première fois depuis la Seconde Guerre mondiale une  croissance  négative  du  PIB  dans  l’économie  mondiale  (‐0,5%).  En  2010,  l’économie mondiale  a  profité  une  restauration  partielle  de  la  production  et  l’année  2012  a  été caractérisée par un ralentissement continu de la croissance de la production dans l’économie mondiale  (4,0  à  3,2%).  Dans  les  pays  économiquement  développés,  la  croissance  de  la production n’était que de 1,2%6. La bonne période de  l’économie polonaise a commencé en 2004 et  s’est étendue  jusqu'en 2008. Le point important déjà signalé était l’adhésion de la Pologne à l’Union européenne. En 2009,  la Pologne était  le seul État membre de  l’UE à afficher une croissance positive de son PIB (+1,7%). La croissance a été soutenue en 2010 et 2011 (3,8% et 4,5%) puis a diminué en 2012  (à  seulement  1,9%  contre  2,5%  prévus  dans  la  loi  de  Finances).  Le  gouvernement polonais a assoupli la consolidation budgétaire, avec un objectif de déficit relevé de 3% à 3,5% du PIB en 2012 tout en révisant à  la baisse sa prévision de croissance pour 2013 de 2,9% à 2,2%. Les actions du gouvernement ont toutefois porté leur fruit avec une croissance de 1,6% en 2013  contre 1,1% prévue par  la Commission  européenne7.  Le projet de  loi de  finances pour  2014  prévoyait  la  croissance  de  2,5%  et  selon  Eurostat  la  Pologne  enregistrerait une croissance de plus de 2 % du PIB en 2014. 

                                                            4 Złoty est l’unité monétaire de la Pologne 5 KASZTELEWICZ Zbigniew, « Doktryna energetyczna Polski na I połowę XXI wieku », AGH – Cracovie, août 2014. 6 Les chiffres cités dans Le bilan de la Politique Énergétique Polonaise – 2030) – version publié le 14 aout 2014 7 Les chiffres cités dans la Présentation de la Pologne ‐ http://www.diplomatie.gouv.fr 

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 Figure 1 ‐ L’intensité énergétique de l’économie 2005‐2012 (selon les ARE) – Source : Le bilan de la PEP 2030 

 Les  indexes  de  l’intensité  énergétique  de  l’économie  (comprise  comme  la 

consommation finale d'énergie par rapport au PIB) et l’intensité électrique de l’économie (le rapport  de  la  consommation  intérieure  d'électricité  au  PIB)  diminuent  depuis  2005.  Nous voyons  une  petite  augmentation  de  l’intensité  électrique  de  l’économie  à  partir  de  2011. Cependant, nous pouvons  conclure que  selon  les deux  index, nous avons besoin de moins d’énergie pour produire une unité de PIB.  

 

 Figure 2 ‐ L’intensité électrique de l’économie 2005‐2012 (selon d’ARE) – Source : Le bilan de la PEP 2030 

 Le bilan de la population en Pologne dans les années 2009‐2012 s’élève à environ 38,5 

millions de personnes. L’agence GUS  (Bureau central des  statistiques) estime qu'à  la  fin de 2013 années, la Pologne comptait 38,496 millions de personnes ce qui signifie que le taux de croissance diminuait de ‐ 0,1%. Au niveau démographique, la Pologne se situe à la 33ème place mondiale et à la 6ème dans l'Union européenne.  L’ensemble  des  personnes  en  âge  de  travailler  pendant  la  période  considérée  représente environ 24,7 million de Polonais. Le taux de chômage a augmenté de 8,1% en 2009 à 10,1% en 2012 et il est aujourd’hui d’environ 12% (juin 2014).  

I. 2. La politique énergétique de la Pologne  A. La politique énergétique interne   

La politique énergétique interne est comprise dans le document officiel – la Politique Énergétique Polonaise 2030 votée en 2009. Cette stratégie relève toujours de la compétence 

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du  Ministre  de  l’Économie.  La  nouvelle  politique  énergétique  est  actuellement  en préparation. Il  est  intéressant  de  souligner  que  le Ministère  ne  s’est  pas  limité  dans  sa  conception  au ministère ou aux discussions  interministérielles. L’élaboration a été enrichie par des groupes de  travail  composés  d’une  cinquantaine  de  représentants  dont  des  universitaires,  des entreprises et des experts indépendants. Le nouveau document est attendu fin de 20148 pour qu’il puisse prendre en compte la nouvelle politique énergétique de l’UE.  Un autre document important s’inscrivant dans le concept de la politique énergétique interne est  le Programme d’activité des mines de charbon noir 2007‐2015 également voté en 2009. La  nouvelle  stratégie  est  aussi  en  préparation.  Il  est  attendu  que  le  document  reste  en cohérence avec la Politique Énergétique Polonaise.   En reprenant les documents cités, nous pouvons noter que les priorités de la politique énergétique de  la Pologne à horizon 2030 sont  la diversification des sources d’énergie  (gaz, renouvelables,  nucléaire),  la  réduction  des  émissions  de  CO2  grâce  aux  technologies  de charbon  propre,  dont  la  capture  et  le  stockage  du  carbone  (CCS)  et  l’amélioration  de l’efficacité énergétique.  B. Le politique de l’UE  

En  faisant partie de  l’Union européenne,  la Pologne  s’est engagée  à participer  à  sa construction et à son développement, mais aussi à respecter la politique établie par les vingt‐huit États membres.   A) La politique énergétique de l’UE 

 L’article 194 du Traité sur  le Fonctionnement de  l’Union Européenne  (TFUE) dispose 

que « dans le cadre de l’établissement ou du fonctionnement du marché intérieur et en tenant compte de l'exigence de préserver et d'améliorer l'environnement, la politique de l’Union dans le domaine de l'énergie vise, dans un esprit de solidarité entre les États membres ». Le marché intérieur  est  absolument  indispensable  à  la  réalisation  des  objectifs  de  la  politique énergétique de l'Union. Durant  le Conseil européen du 4 février 2011,  les États membres se sont mis d’accord pour achever le marché intérieur de l’électricité pour 2014. Le  3 mars  2011,  le  3ème  Paquet  Energie  est  entré  en  vigueur  dans  l’UE  (composé  de  cinq textes,  dont  deux  directives  présentés  en  Annexe  1).  Ce  corpus  de  textes  est  un  outil  lui permettant de  réaliser  la politique énergétique de  l’UE et de  clôturer  le  long processus de libéralisation progressive des marchés de l’énergie en Europe.  Durant la période de la PEP 2030, la Pologne a réussi à appliquer : ‐ Le  25  juin  2009  –  la  Directive  n°2009/28/CE  du  23/04/09  relative  à  la  promotion  de 

l'utilisation  de  l’énergie  produite  à  partir  de  sources  renouvelables  modifiant  puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE; 

‐ Le 2 décembre 2010 – le Règlement (UE) n°994/2010 du 20 octobre 2010 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et abrogeant la directive 2004/67/CE du Conseil;  

                                                            8 http://www.cire.pl/item,99223,1,0,0,0,0,0,koniec‐prac‐nad‐pep‐2050‐jeszcze‐w‐tym‐roku.html 

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‐ Le 28 décembre 2011 –  le Règlement (UE) n°1227/2011 du 25 octobre 2011 concernant l'intégrité  et  la  transparence  du marché  de  gros  de  l’énergie  (Regulation  on  wholesale energy market integrity and transparency – REMIT);  

‐ Le 4 décembre 2012 – la Directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil sur l'efficacité énergétique.  

 B) La politique climatique UE  

Le  23  janvier  2008,  la  Commission  européenne  a  proposé  plusieurs  objectifs  à atteindre  dans  le  cadre  d’une  politique  climatique  globale.  Ce  Plan  climat‐énergie,  appelé aussi « 3 X 20 », consistait à :  ‐ diminuer de 20 % les émissions de gaz à effet de serre,      ‐ réduire de 20 % la consommation d’énergie,      ‐ atteindre 20 % d’énergies  renouvelables dans  le mix énergétique d'ici à 2020  (auxquels 

s’ajoutent les 10 % de biocarburants). Le plan a été adopté en décembre 2008 et il a été publié dans le journal officiel le 5 juin 2009. Le point clé de  la politique climatique est surtout  le système communautaire d’échange de quotas d’émission connue comme EU ETS.  Il s’agit d’un mécanisme de droits d’émissions de CO2 instauré par l’Union européenne dans le cadre de la ratification par l'UE du protocole de Kyoto.  Le  système  a  été  introduit  par  la  Directive  2003/87/CE  établissant  un  système d’échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre9. Le mécanisme EU ETS s’applique à l'énergie, aux installations industrielles les plus polluantes et à l'aviation.   I. 3. Le secteur d’énergie en Pologne au sens large  A. Le secteur de l’électricité  

Selon les informations de l’agence URE et PSE (Figure 3), la consommation d’électricité en  2013  s’élève  à  157 980 GWh  soit  une  augmentation  d’environ  0,6%  par  rapport  2012. Nous pouvons ainsi constater une relative stabilité de la consommation en Pologne durant les dernières années. Cependant,  la production d'électricité en 2013  (162 501 GWh) a, pour sa part  augmenté d’environ 1,7% par  rapport 2012  soit une  surproduction d’électricité  sur  la consommation d’environ 4 521 GWh en 2013. Cette surproduction résulte principalement du fait de la situation favorable dans le commerce extérieur d’électricité. Comme nous pouvons voir, la majorité de l’électricité a été produite dans les centrales au charbon noir et au lignite.             

                                                            9 Le système a été modifié à plusieurs reprises, par les directives 2004/101/CE ; 2008/101/CE ; 2009/29/CE (s'intégrant au « paquet climat‐énergie ») ; et le règlement CE no 219/2009. 

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La production 2011 [GWh] 2012 [GWh] 2013 [GWh] la production en 2013 [%]

La production d’électricité en total  163 153 159 853 162 501 100,00 

Les centrales au charbon noir  90 813 84 493 84 566 52,04 

Les centrales au lignite  53 623 55 593 56 959 35,05 

Les centrales au gaz  4 355 4 485 3 149 1,94 

Les centrales industrielles  9 000 8 991 9 171 5,64 

L’hydroélectricité 2 529 2 265 2 762 1,70 

ENR  2 833 4 026 5 895 3,63 

Le solde de change  ‐5 243 ‐2 840 ‐ 4 521  

La consommation d'électricité  157 910 157 013 157 980  Figure 3 ‐ La structure de la production d'électricité pendant la période 2011‐2013 [GWh] – Source: URE basé sur les 

données de PSE 

 Selon  les  informations de  l’agence URE et PSE (Figure 4),  la capacité  installée dans  le 

système KSE s’est élevée 38 406 MW en 2013 soit une augmentation de 360 MW (0,9%) par rapport  2012.  La  demande  moyenne  s’est  élevée  21 884  MW  avec  une  pointe  de consommation  électrique  de  24 761 MW.  En  ce  qui  concerne,  la  capacité  installée,  il  est difficile de percevoir des changements importants dans le système.  

La spécification   2012 [MW] 2013 [MW] Dynamique* [%] 

La capacité totale installée 38 046 38 406 100,95 

Les centrales au charbon noir 20 152 19 812 100,80 

Les centrales au lignite 9 635 9 374 98,31 

Les centrales au gaz  934 934 100,00 

Les centrales industrielles 2 486 2 561 103,02 

L’hydroélectricité  2 211 2 221 100,00 

ENR  2 617 3 504 133,89 Figure 4 ‐ La structure de la capacité installée en Pologne – 31 décembre 2013 –  Source: URE basé sur les données de PSE 

*2013/2012 où 2012 =100 

 Le nombre  et  la  structure des  entités du  secteur  électrique depuis  la  consolidation 

(commencée en 1990) n’a pas beaucoup changé. C’est également  le cas pour  l’année 2013 par rapport à  l’année 2012,  la plus grande part dans  le secteur de  la production d'électricité est  toujours  le groupe PGE  (39,3% en 2013  contre 40,5% en 2012) et  sur  le marché de  la vente aux consommateurs finaux, TAURON SA (13,6% en 2013) reste leader.   

 Figure 5 ‐ La part des groupes énergétiques dans la production d'électricité en 2013 – Source : URE 

 

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Le  prix moyen  annuel  d’électricité  a  diminué  significativement  en  2013  passant  à 181,55  PLN/MWh.  En  guise  de  comparaison  avec  les  années  précédentes,  le  prix  sur  le marché concurrentiel de 2009 à 2012 était plutôt stable.   

An  2009 2010 2011 2012 2013 

Le prix moyen PLN/MWh 197,21 195,32 198 ,90 201,36 181,55 

Figure 6 ‐ Le prix moyen annuel  d'électricité sur le marché concurrentiel [PLN / MWh] – Source : URE 

 B. Le secteur du gaz naturel (conventionnel)  

Le  second  secteur  important en Pologne est  le  secteur gazier.  La  consommation du gaz naturel augmente systématiquement passant de 13,3 Md m3 en 2009 à 15,84 Md m3 en 2012. Selon  le Ministre de  l’Économie,  la consommation annuelle de gaz naturel en Pologne s'élève  aujourd’hui  à  près  de  16 Md m3.  Environ  78%  de  l'approvisionnement  provient  de l'étranger, dont environ 9 Md m3 en vertu du contrat à long terme Yamal (la clause « take or pay »)  avec  la  Fédération  de  Russie.  Le  contrat  a  été  signé  en  1996  entre  PGNiG  SA.  et Gazprom Eksport. Les quantités restantes viennent de  l'étranger et sont complétées par  les concessions  transfrontalières  avec  l’Allemagne  et  la  République  tchèque.  Le  bilan  est complété par la production de gaz polonais, environ 5,4 Md m3 en 201310. 

Par ailleurs, il nous faut souligner que le système de transmission polonais a transféré en  réalité beaucoup plus de gaz que nous ne pouvons en voir dans  le  tableau – Figure 7.  Il s'agit d’un différentiel de 524,8 TWh de gaz transporté en transit par le gazoduc Yamal. 

Il existe actuellement  sept  stockages de gaz naturel en Pologne, dont  cinq dans  les gisements épuisés, et deux dans les cavités salines (la carte et les capacités dans Annexe 2). La capacité totale est de 2,5 Md m3. Selon  les données du 27 août 2014,  les stockages sont remplis à 100%. 942 M m3 représentent des réserves dites obligatoires. 

La  structure  des  entités  du  secteur  gazier  est  complètement  différente  de  celle  de l’électricité.  L'activité dans  le  commerce de  gros du  gaz naturel  en Pologne,  en  termes de ventes du gaz aux entités qui l’utilisent pour la revente, est dominée par la société PGNiG SA. Les sociétés gazières en dehors de  la PGNiG SA ont  rapporté 8,3 TWh de gaz naturel, dont 56,3% venaient des achats de PGNiG SA. Pour comparer avec des années précédentes, 98% de la vente du gaz a été réalisée par PGNiG SA en 2009 contre 95% en 2012.   

La spécification La quantité [TWh]

L’importation, dont : 124,9

Le contrat Yamal 97,7

L’acquisition intracommunautaire 27,2

La production polonaise 46,1

Le stockage ‐3,7*

L’achat auprès de sources nationales 25,8Figure 7 ‐ La structure de l'approvisionnement en gaz en 2013 – Source : URE  *la réduction du stock 

 C. Le secteur de la chaleur  

Le  secteur  de  la  chaleur  est  aussi  intéressant,  car  il  se  caractérise  par  une  série d'acteurs  locaux  restant  dans  le  domaine  d'approvisionnement  de  clients.  C'est  aussi  la 

                                                            10 PIG ‐ "The balance of mineral resources deposits in Poland as of 31.12.2013". 

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spécificité de cette branche, car la chaleur est en général envoyée sous la forme d'eau chaude ou de vapeur sur des distances plus longues pouvant causer une perte de qualité.       

 Figure 8 ‐ La structure de la capacité installée (la chaleur) en Pologne par des sources en 2012 – Source: URE 

 En  2012,  466  entités  étaient  présentes  sur  le marché  de  la  chaleur  régulé  par  URE  (les données de 2013 ne sont pas encore publiées). La capacité installée à cette époque était de 58  147,9 MW.  Comme  nous  pouvons  le  voir,  la  chaleur  polonaise  est  produite  dans  les centrales de taille très différentes. Environ 50% de la chaleur a été produite dans les centrales disposant d’une capacité  inférieure à 500 MW. Selon  les d’informations de  l’URE, seulement sept entreprises avaient dans leurs sources une capacité disponible de plus de 1 000 MW. Ces sept  entreprises  sont  par  ailleurs  également  présentes  dans  le  domaine  de  la  production d'électricité.   La source primaire utilisée dans la production de chaleur est le charbon noir. Même si la  part  du  charbon  noir  a  diminuée  significativement  dans  la  production  de  chaleur,  elle demeure cependant élevée en 2012 (74,5%).  À l’inverse, on constate une augmentation non négligeable de la biomasse qui s’est élevée à 6,5% en 2012. Le reste de la production est assurée par le gaz et autres sources (la structure de la production de chaleur est présentée dans l'Annexe 3).   D. Le secteur du pétrole (les carburants liquides)     Le secteur du pétrole et plus précisément des carburants  liquides reste  libre c’est‐à‐dire que  les prix ne  sont pas  régulés et  sont déterminés en vertu du prix du pétrole  sur  le marché, des taxes et du taux de change.    

La spécification %

La Russie 94

La Norvège  3,4

Autres 1,1

La production polonaise 0,6Figure 9 ‐ Structure de l'approvisionnement en pétrole [%] ‐ 2012 – Source: MG 

 Environ  24 Md  de  tonnes  de  pétrole  brut  ont  été  importés  en  Pologne  en  2012. 

Inévitablement,  la  principale  source  d'approvisionnement  est  la  Russie.  Seules  de  petites quantités ont été  importées de Norvège et d’autres pays. Enfin, quelques tonnes de pétrole brut proviennent de sources nationales. 

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La production de carburants est principalement dominée par deux raffineries PKN Orlen SA et Grupa Lotos. En ce qui concerne  le marché de  la vente au détail de  l'essence,  il est considéré comme un marché régulé avec un haut taux. Selon les données de l’agence URE, il existe  6 750 stations‐services en Pologne dont 2 940 stations indépendantes, 1780 stations sous la marque de PKN ORLEN, 440 stations sous la marque de Grupa Lotos, 1420 stations de marques étrangères et 170 stations attachées à des magasins de grande ou moyenne surface (GMS).  E. Le secteur du charbon  

Le  charbon  est  la  matière  première  la  plus  importante  pour  l’économie  et  pour l’énergie polonaise. En parlant du charbon polonais, nous pensons tout de suite au charbon noir et au lignite. Historiquement, le charbon était présenté en tant que l’or noir et de ce fait avait  une  place  prépondérante  en  Pologne  notamment  du  point  de  vue  de  l’emploi.  Pour comprendre l’importance de cette matière première il nous faut noter que, selon les données du Ministère  de  l’Économie,  le  secteur  du  charbon  noir  emploie  104 000  personnes  et  le secteur du lignite, 15 000 personnes. D’un point de vue économique et surtout social, il reste donc un secteur très privilégié. 

Toutefois,  malgré  la  situation  historiquement  favorable  au  développement  du charbon, le secteur de l’industrie charbonnière actuel est en pleine crise.       A) Le marché du charbon noir  

 Il y a trois principaux gisements de charbon noir polonais ‐ Gornoslaskie Zagłebie Weglowe 

(GZW), Lubelskie Zaglebie Weglowe (LZW) et Dolnoslaskie Zaglebie Weglowe (DZW) (Figure 10). L’exploitation du  charbon noir a actuellement  lieu à GZW et à  LZW et elle est  finie à DZW depuis 2000.  

 Figure 10 ‐ La localisation des gisements de charbon noir en Pologne – Source : PIG 

 Le charbon noir est produit principalement par les opérateurs restant sous le contrôle 

de  l’État.  Cependant,  ils  existent  aussi,  depuis  quelques  années,  les  mines  privées  ou privatisées (La structure du marché est présentée en Figure 11). 

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      La société  L’abrégé Le nombre des mines Le statut 

Kompania Weglowa S.A.  KW 15 Publique 

Katowicka Grupa Kapitalowa S.A.  KGK 5 Publique 

Lubeslki Wegiel Bogdanka S.A.  LWB 1 Privée 

Jastrzebska Spolka Weglowa S.A.  JSW 6 Publique (55,2%) 

Poludniozy Koncern Weglowy S.A.  PKW 2 52,48% Tauron, 47,52 KW S.A.

ZG Siltech Sp. z o.o.  1 Privée 

PG Silesia Sp. z o.o.  1 91,4% ‐ privée 

EKO Plus Sp. z o.o.  1 Privée Figure 11 ‐ Les producteurs de charbon noir en Pologne

 Comme nous pouvons  lire dans  le bilan de  la Politique Énergétique Polonaise – 2030 

produit  par  le  Ministère  de  l’Économie,  jusqu’en  2008,  l’industrie  minière  polonaise fonctionnait dans des conditions de  forte demande. Le secteur a profité des prix élevés du charbon sur les marchés mondiaux. L’offre excédentaire causée particulièrement par la crise économique mondiale a provoqué, en premier  lieu  la diminution de  l’exploitation (d’environ 7,3%)  et  puis,  en  second  lieu,  la  diminution  de  la  vente  (d’environ  12,3%)  en  2009.  La situation  s’est  rajustée  en 2010  avec  la diminution de  l’exploitation de 76,2 Mt  (d’environ 1,7%) et avec l’augmentation de la vente de 75,4 Mt (d’environ 3,4%).   

 Figure 12 ‐ La consommation et l'exploitation du charbon noir 2003‐2012 – Source : PIG

 L’exploitation  a  encore diminué  en 2011 pour  atteindre 75,7 Mt.  L’exploitation  en 2012  a, quant à elle, augmenté d’environ 3,5 Mt représentant 79,2 Mt (Figure 12). L’augmentation de l’export en 2012 (7,4 Mt de tonnes) par rapport à 2011 (5,8 Mt) n’a pas rééquilibré le marché interne.  À  cause  de  la  diminution  de  la  demande  nationale,  les  ventes  de  charbon  noir atteignaient seulement 71,9 Mt. La conséquence directe a donc été l’augmentation du stock de 6,2 Mt à 8,4 Mt en 2012. L’année dernière ont été exploitées 76,5 Mtde charbon noir ce qui est représenté 4,5% de moins qu’en 2012. Toutefois, le volume des ventes a atteint  77,5 Mt la même année.   Aujourd’hui, le secteur du charbon noir est en pleine crise. Kompania Weglowa et les autres mines publiques  sont presque en  faillite. KW a enregistré environ 700 M de PLN de pertes  en  2013  et  les  résultats  après  les  six  premiers mois  de  l’année  2014  ne  sont  pas optimistes, déjà  342 M de pertes11. Nous pouvons donner plusieurs  causes qui  expliquent cette situation notamment les faibles prix du charbon noir à l’échelle mondiale, l’hiver chaud, 

                                                            11 Les statistiques parlent même de 772 Md de PLN de pertes et d’environ 1 Md de PLN de pertes dans la vente de charbon noir ‐  le Ministère de l’Économie 

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les coûts de production  importants,  l’augmentation de  la part de charbon noire  importée et surtout le manque d’investissements et de modernisation des infrastructures.   B) Le lignite  

La  Pologne  est  l’un  des  leaders  mondiaux  de  la  production  de  lignite.  Il  y  a  90 gisements  de  lignite  en  Pologne,  dont  seulement  12  actuellement  en  exploitation.  Les gisements se trouvent dans la partie ouest et dans la partie centrale de la Pologne et couvrent environ 22% du territoire polonais (Figure 13).  

 Figure 13 ‐ La localisation des gisements de lignite en Pologne – Source : PIG 

 La  structure  de  production  du  lignite  est  différente  de  celle  du  charbon  noir.  En 

premier lieu, le lignite est produit à partir de mines à ciel ouvert. En second lieu, le lignite est plus difficile à  transporter que  le  charbon noir  ce qui oblige  les  industriels à  construire  les centrales au lignite dans le voisinage des mines. C’est le cas pour deux des mines centrales les plus importantes en Pologne qui restent sous l’autorité de l’opérateur public PGE (Figure 14) et  pour  trois  mines/centrales  privées.  Il  nous  faut  noter  que  la  centrale  Belchatow  est aujourd’hui  la plus grande centrale au  lignite de Pologne et d’Europe. Sa puissance s’élève à 5 298 MW, ce qui représente environ 19% de la capacité installée dans le secteur de l'énergie polonais.  La  production  d’énergie  annuelle  s’élève  en  moyenne  à  27‐28  TWh,  ce  qui représente environ 20% de la production nationale12.   

La mine La production [Mt] Le destinateur du lignite Le statut 

KWB Belchatow  39‐40 La centrale Belchatow PGE 

KWB Turow  10‐12 La centrale Turow PGE 

KWB Konin 13‐14 

Les centrales Patnow et Konin ZE PAK 

KWB Adamow  La centrale Adamow

KWB Sieniawa  0,1 Les destinateurs locaux Privée Figure 14 ‐ Les producteurs du lignite en Pologne 

 Selon  le bilan de  la Politique Énergétique Polonaise – 2030  fait par  le Ministère de 

l’Économie, 56,3 Mt ont été exploitées en 2010, contre 62,8 Mt en 2011 et 64,3 Mt en 2012 (Figure  15)  ce  qui  place  la  Pologne  en  seconde  place  des  pays  exploitants  le  lignite  dans 

                                                            12 Selon PGE ‐ http://www.elbelchatow.pgegiek.pl/ 

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l’Union  européenne  après  l’Allemagne  (185  Mt)  et  en  septième  place  dans  au  niveau mondial13. Comme nous pouvons le voir, l’exploitation est stable dans le temps et le fait que les mines restent concentrées avec les producteurs d’électricité permet de ne pas considérer les  prix  du  charbon  sur  les marchés mondiaux.  Ainsi,  la  crise  du  secteur  du  charbon  ne concerne pas le secteur du lignite.  

 Figure 15 ‐ La consommation et l'exploitation du lignite 2003‐2012 – Source  PIG 

 I. 4. Le mix énergétique actuel en Pologne  

Les  informations  présentées  jusqu’à  présent  donnent  une  image  générale  de  la situation actuelle de la Pologne d’un point de vue économique, social et surtout énergétique. Concentrons‐nous maintenant sur le mix énergétique polonais.  A. La présentation du mix énergétique polonais  

En  2009,  93%  de  l’énergie  primaire  en  Pologne  a  été  produite  à  la  base  de combustibles  fossiles.  Dans  le  même  temps,  la  domination  du  charbon  dans  le  bilan énergétique national a considérablement changé, passant de 76% en 1990 à 56% en 200814. Après analyse des données disponibles en  la matière,  la part dominante du charbon dans  la structure  d’énergie  primaire  ne  devrait  pas  être  étonnante  (Figure  16).  Les  réserves  et l’exploitation  nationale  du  charbon  expliquent  cette  part  dans  la  production  d’énergie primaire. Le charbon gardait 53% du mix en 2012, mais il faut souligner que sa part a diminué par  rapport  2011  (55,7%).  C’est  en  général  les  sources  renouvelables  qui  influencent  cet abaissement.  

                                                            13 GRUDZINSKI  Z.,  LORENZ U.,  SIKORA A.,  i  inni  (praca  zbiorowa pod  redakcją naukową  Lidii Gawlik), 2013 – Węgiel dla polskiej energetyki w perspektywie 2050 roku – analizy scenariuszowe. 14 Energy Policies of IEA Countries ‐ Poland 2011 Review. 

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 Figure 16 ‐ La structure d’énergie primaire en Pologne – Source : ARE 2013 

La  deuxième matière  première  importante  est  le  pétrole  avec  24,5%  et  la  troisième  place reste pour le gaz avec 12,9%. Comme nous l’avons déjà souligné, les deux  sources d’énergie sont  importées et proviennent en général de  la Russie. Les données  les plus actuelles sur  la structure  d’énergie  primaire  ne  sont  pas  accessibles,  mais  nous  pouvons  constater rapidement qu’ils ne se distinguent pas drastiquement.  

 Figure 17 ‐ La production d'électricité en 2009 – Source : Le bilan de la PEP 2030 

 L’hégémonie  du  charbon  est  très  visible  dans  la  production  d’électricité.  En  2009 

environ 88% de  l’électricité polonaise a été produite à  la base de charbon (Figure 17), cette part étant passé à 83% en 2012 (Figure 18). Selon  l’IEA (2013)  la Pologne est au 10ème rang mondial  dans  la  production  d’électricité  à  la  base  de  charbon.  En  analysant  les  deux camemberts (Figure 17 et Figure 18) nous pouvons constater  la diminution du charbon noir dans  le  mix  énergétique  polonais.  Comme  c’est  le  cas  pour  l’énergie  primaire,  cet abaissement est en  faveur des énergies  renouvelables, dont  la biomasse et  le biogaz, mais aussi  l’énergie produite à partir du vent.  Il faut noter  ici que  la part du  lignite reste presque inchangée dans la production.     

le charbon noir ‐ 40,8%

le lignite ‐ 12,3%

ENR ‐ 5,3%

le gaz naturel ‐ 12,9%

le pétrole 24,5

autres ‐ 4,2%

le charbon noir ‐ 54,8%

le lignite ‐ 33,1%

la biomasse et le biogaz ‐ 3,4%

le gaz naturel ‐ 3,2%

l’hydraulique ‐ 2%

le vent ‐ 0,7%

autres ‐ 2,8%

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 Figure 18 ‐ La production d'électricité en 2012 – Source : Le bilan de la PEP 2030 

 B. L’analyse du mix énergétique polonais  

En  analysant  les données, nous  voyons  tout de  suite que  la  Pologne dispose d’une indépendance énergétique significative assurée par le charbon. Le système national, basé sur ce  combustible,  maintien  aujourd’hui  la  stabilité  des  prix  et  la  souveraineté  de  l’Etat. Soulignons le mot «la souveraineté», mot clé employé pour désigner le système polonais. Les informations présentées montrent que la situation énergétique et économique est complexe. La  spécifié du  système polonais  se  traduit par une  certaine  rigidité de  l’administration qui rend  particulièrement  difficile  toute mise  en  place  de  changement.  Ceci  explique  la  part importante du charbon noir et du lignite dans le mix énergétique. En effet, ces deux sources d’énergie  sont  historiquement  exploitées  de manières  importante  et  géologiquement  très abondantes.   Regardons bien la puissance installée d’ENR. Elle s’est élevée à 5 725 MW fin 2013 (sur 38 GW au total), soit 15% de  la capacité  installée alors que  la production d’électricité à base d’ENR s’élevait quant à elle seulement 5,3% la même année15. Le principe est simple, sur 1 000 MW des énergies renouvelables, il faut compter environ 800 MW d’énergies conventionnelles (cas d’intermittence), puisque dans  les conditions géographiques de  la Pologne,  les éoliennes ne produisent de l'électricité que 15 à 25% du temps pendant l’année et l’énergie solaire que 10 à 15% du temps16. 

D’un point vu social, c’est  le secteur du charbon qui était et est  toujours un secteur créateur d’emplois et autour duquel la formation (et la science) ont pu se concentrer et peut toujours se développer. Nous pensons  ici directement aux écoles polytechniques à Cracovie ou  en  Silésie,  mais  aussi  à  AGH  à  Cracovie.  Un  nombre  important  d’experts  dont  les représentants  de  PAN  et  d’AGH  insistent  particulièrement  sur  l’importance  du développement du secteur de l’exploitation minière du charbon noir et du lignite en Pologne. Les  différentes  études17  soulignent  que  ce  processus  devrait  être  échelonné  afin  que  le charbon exploité de manière équilibrée et surtout sur le long terme. Les experts18 notent que même avec  les prix des émissions CO2 plus élevés,  le charbon  sera essentiel pour  l’énergie 

                                                            15 KASZTELEWICZ Zbigniew, « Doktryna energetyczna Polski na I połowę XXI wieku », AGH – Cracovie, août 2014. 16 Ibid. 17 GRUDZINSKI Z., LORENZ U., SIKORA A., i inni (praca zbiorowa pod redakcją naukową Lidii Gawlik), 2013 – Węgiel dla 

polskiej energetyki w perspektywie 2050 roku – analizy scenariuszowe. 18 Ibid. 

le charbon noir ‐ 49,7%

le lignite ‐ 33,3%

la biomasse et le biogaz ‐ 6,2%

le gaz naturel ‐ 3,9%

le vent ‐ 2,9%

l’hydraulique ‐ 1,3%

STEP ‐ 0,3%

autres ‐ 2,4%

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polonaise  et  ce,  pendant  encore  longtemps. Notons  que  le  charbon  aussi  est  une  source décisive dans la production d’électricité pour New Policies Scenario malgré le fait que sa part diminuera passant de 41% à 33% en 2035 dans le mix énergétique polonais19.   

II. Les perspectives du secteur de l'énergie polonaise  

Nous  soulignons  que  la  spécifié  de  système  polonais  ne  permet  pas de  le modifier rapidement.  Cependant,  la  Pologne  devrait  mettre  en  œuvre  certaines  réformes indispensables  pour  moderniser  le  secteur  de  l’énergie.  Afin  de  bien  préparer  les changements et  les améliorations  futures,  il  faut prendre en compte  les caractéristiques du système polonais.  II. 1. Les caractéristiques pour le développement du secteur de l'énergie  A. Le développement du secteur du gaz  

Nous avons déjà dit que  la production de gaz naturel polonais était d'environ 5,4 Md m3 en 2013 et que sa production sur l’année 2013 avait diminué de 0,131 Md m3 par rapport au  2012.  Toutefois,  selon  les  informations  de  l’agence  PIG,  la  production  du  gaz  pourrait augmenter au niveau national.  A) Le développement du secteur du gaz conventionnel  

La  région principale de  la présence de gisements du gaz naturel en Pologne est Niz Polski (Annexe 4). Les gisements du gaz sont aussi présents aux Carpates, en Poméranie ouest et sous la mer Baltique (Figure 19). 

 

 Figure 19 ‐ Les régions principales de la présence de gisements du gaz naturel en Pologne – Source : PIG 

 Selon  les  informations de  l’agence PIG,  il existe 28720 gisements de gaz naturel en Pologne. Les ressources disponibles en gaz naturel s’élèvent à 134,297 Md m3. Cependant, les réserves 

                                                            19 WEO 2013 20 PIG ‐ "The balance of mineral resources deposits in Poland as of 31.12.2013". 

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connues s’élèvent à 111,06 Md m3 dont 62,18 Md m3 sont les réserves récupérables avec les moyens techniques actuels et dans les conditions économiques actuelles.  Nous voyons toute de suite que la production polonaise pourrait donc être augmentée et de nouveaux  investissements  restent  envisageables  si  la  politique  gouvernementale  menée jusqu’à présent  change  le  contrat à  long  terme Yamal passé avec  la Russie  (notamment  la clause du « take or pay »). Nous pouvons aussi supposer que les réserves de gaz sont utilisées comme un argument fort dans la négociation des prix avec Gazprom.    La sécurité de  l’approvisionnement en gaz est un sujet très  important en Pologne. La dépendance  énergétique  au  gaz  était  d’environ  75%  en  201221.  Cela montre  à  quel  point l’économie polonaise dépend des  importations pour  faire  face  à  ses besoins énergétiques. Afin  de  diversifier  les  directions  de  l’approvisionnement  en  gaz,  la  Pologne  a  déjà  pris  la décision  en  2006  de  construire  le  premier  terminal  méthanier  du  pays.  Le  Conseil  des ministres a voté le 19 août 2008 un arrêté selon lequel la construction est considérée comme un  investissement  stratégique  pour  la  Pologne.  La  crise  économique  en  2009  est  la  cause principale du retard du début de la construction de ce dernier,  commencé en 2011. Le port méthanier sera fini le 30 décembre 2014.  Dans un premier temps, la capacité du terminal méthanier permettra recevoir 5 Md m3 de gaz naturel par an. En fonction de  la croissance de  la demande de gaz,  la capacité d'exportation pourrait augmenter de 7,5 Md m3 par an.  En analysant cet investissement, nous comprenons qu’il permettra de recevoir du gaz naturel liquéfié  (GNL) provenant de n'importe quelle direction dans  le monde et ainsi de  limiter  la dépendance de l’approvisionnement en gaz russe.   Un changement significatif concernant la sécurité passe aussi le développement et les investissements  dans  le  stockage  et  le  réseau  de  gaz  naturel  en  Pologne  (Annexe  2).  La question du stockage a été déjà décrite, mais  il nous faut signaler que  le nombre des stocks pourrait toujours être augmenté afin d’assurer la stabilité du système ou l’approvisionnement pendant une période de crise. Le gazoduc Yamal, contournant l’Ukraine, est jusqu’à présent la seule  source  stable  du  pays.  Cependant  le  réseau  de  gaz  naturel  interne  pourrait  être beaucoup  plus  riche. De  plus,  avec  le  terminal méthanier,  la  Pologne  devrait  envisager  le développement  du  réseau  et  la  construction  d’un  gazoduc  afin  de  se  connecter  avec  la section occidentale du gazoduc Nord Stream et avec  les deux gazoducs de  transmission en Allemagne dont le gazoduc OPAL et gazoduc JAGAL.    Le dernier aspect qui reste à prendre en compte rapidement dans  le contexte actuel est la question des « revers gaziers » et nous pensons aux revers physiques. Nous savons qu’il y a des possibilités pour réaliser ces revers, mais n’oublions pas que le réseau de gaz naturel en Europe a été construit à la base pour livrer le gaz de l’est à l’ouest. Certaines modifications techniques  seront  donc  nécessaires  pour  augmenter  et  faciliter  tels  échanges.  De  plus, certaines clauses prévues dans les contrats avec Gazprom n’autorisent pas la revente du gaz.  B) Le développement du secteur du gaz non conventionnel   

La Pologne n’est pas restée insensible à « la révolution du gaz de schiste », mais il est difficile de dire pour le moment si cette révolution représente ou non une opportunité pour la Pologne. Depuis 2010, seulement 64 forages ont été réalisés dont 15 forages horizontaux. La fracturation  hydraulique  a  été  effectuée  dans  23  forages,  dont  10  forages  horizontaux. 72 concessions  pour  la  recherche  du  gaz  de  schiste  sont  actuellement  attribuées  aux 

                                                            21 Eurostat ‐ Dépendance énergétique (code tsdcc310) 

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27 entreprises  polonaises  et  étrangères  (Annexe  5)  pour  la  recherche  du  gaz  de  schiste (1er juin 2014). Le premier gaz de schiste polonais a été extrait le 21 juillet 2013 dans la concession de Łebień LE‐2H  (région de Lębork)22 par  l’entreprise américaine ConocoPhillips. 8 000 m3 de gaz par jour  sont  produits  pour  faire  des  tests. De  tels  résultats  sont  les  premiers  du  genre  dans l’histoire de la recherche du gaz de schiste en Europe.  Toutefois, nous constatons rapidement que le nombre de forages est trop faible. Les experts disent qu’il faudrait faire au moins 100 forages par an pour que les différentes estimations sur les  ressources  disponibles  puissent  être  au moins  vérifiées  et  confirmées.  Paweł  Poprawa souligne que 300 forages au minimum sont nécessaires en Pologne.23.  

 Figure 20 ‐ Les prévisions du gaz de schiste en Pologne [Md m3] 

 Il est difficile de nier que la recherche reste cruciale, car les prévisions ne sont pas cohérentes (Figure 20 et Annexe 6). Les estimations des institutions internationales commencent avec EIA 5 300 Md m3, Wood Mackenzie 1 370 Md m3 et Advanced Resources International 2 830 Md m3. L’agence polonaise PIG a aussi préparé son rapport24 en prenant en compte seulement le bassin Bałtycko‐Podlasko‐Lubelski (Annexe 4) et pas l’ensemble du territoire polonais.  Nous  soulignons  alors  l’importance  des  forages  et  la  recherche,  surtout  qu’ils  sont indispensables pour bien estimer les ressources et les réserves récupérables. Il nous faut aussi noter qu’il y a des prévisions et des modèles (par exemple l’institut ISE)25 qui montrent que la Pologne peut être toujours un leader dans la production du gaz non conventionnel. 

                                                            22 FURMAN Tomasz, PISZCZAROWSKA, « Płynie polski gaz z łupków », rp.pl, 28 sierpnia 2013. 23 http://www.gazdlagminy.pl/ 24  Poprawa  Pawel,  « Ocena  zasobów wydobywalnych  gazu  ziemnego  i  ropy  naftowej w  formacjach  łupkowych  dolnego paleozoiku w Polsce (Basen Bałtycko‐Podlasko‐Lubelski) », PIG, Warszawa, marzec 2012. 25 SIKORA Andrzej, « Dlaczego wegiel w Polsce bedzie glownym  surowcem energetycznym do 2050 ? », Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” – PAN, Warszawa 2014. 

Energy Information Administration ‐ EIA (2011)

Advanced Resources International (2009)

EUCERS (2011)

Wood MacKenzie (2009)

Lane Energy (3 Legs, 2011) ‐ Les six concessions de Lane

Rystad Energy (2010)

PIG (estimation max) (2012)

PIG (estimation moyenne) (2012)

USGS (estimation max) (2012)

USGS (estimation moyenne) (2012)

5300

2830

1870

1370

1000

1000

865

346

116

38

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B. Le développement du secteur de la chaleur 

Comme nous l’avons déjà signalé, le secteur de la chaleur se caractérise par une série d'acteurs  locaux.  Il est difficile d’analyser  l’ensemble du secteur, mais nous pouvons donner des  propositions  d’ordre  général  pour  assurer  son  développement.  La  première  serait d’augmenter  le  rendement  des  centrales  au  charbon  déjà  existantes.  La  seconde  tiendrait dans l’amélioration et l’accroissement du réseau de distribution.     C. Le développement du secteur du pétrole  

Le  secteur  du  pétrole  en  Pologne  peut  être  comparé  avec  le  secteur  gazier. Nous avons déjà dit qu’environ 24 Mt de pétrole brut russe a été importé en Pologne en 2012. Les deux producteurs polonais  PKN Orlen  SA  et Grupa  Lotos  sont  de  facto obligés d’utiliser  le pétrole  russe,  car  les  sites  industriels  de  raffinage  du  pétrole  ont  été  construits    avec  la technologie permettant de traiter et de transformer le pétrole russe riche en soufre. De plus, ces deux entreprises ont signé des contrats de long terme avec les Russes.  Cependant,  le  terminal  Naftoport  à  Gdansk  pourrait  sans  problème  assurer l’approvisionnement  en  pétrole.  Notons  aussi  que  la  construction  de  six  réservoirs  de 62 500 m3 chacun (702 000 m3 prévus au total) a commencé le 21 février 2014. La première étape  de  la  construction  devrait  être  finie  en  2015.  Cet  investissement  s’inscrit  dans  la politique polonaise de la diversification d’approvisionnement en source énergétique.   Il  nous  faut  aussi  parler  du  projet  récent  du  LOTOS  Petrobaltic  (Grupa  Lotos).  La plateforme pétrolière vient de commencer  le forage (août 2014) dans  le gisement B8. Lotos veut  produire  environ  250  kt  de  pétrole  par  an  et  les  réserves  sont  estimées  à  3,5  kt.  En analysant le volume des importations du pétrole russe, on cinstate que 250 kt de pétrole ne représentent que peu. Pourtant,  les deux  investissements doivent être pris en compte dans l’analyse  globale,  car  et  ils pourraient  changer  la  répartition des  forces  en présence  sur  le marché.   D. Le développement du secteur de l’électricité  

Nous avons déjà signalé que selon les informations de l’agence URE et PSE (Figure 4), la capacité installée dans le système KSE était de 38 406 MW en 2013 et qu'elle a augmenté de 360 MW (0,9%) par rapport 2012. 

Le  système  national  de  l'électricité  (KSE)  reste  dans  la  gestion  de  l’opérateur  PSE (Figure 22). Il s’agit du système avec 245 lignes avec la longueur totale 13 445 km dont : ‐ 1 ligne de 750 kV d'une longueur de 114 km, ‐ 77 lignes de 400 kV d'une longueur totale de 5 383 km,  ‐ 167 lignes de 220 kV d'une longueur totale de 7 948 km, ‐ 101 stations de haute tension ‐ 1  ligne  sous‐marine  de  450  kV  entre  la  Suède  et  la  Pologne  d'une  longueur  totale  de 

254 km. 

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 Figure 21 ‐ Les interconnexions électriques internationales –  Source : PSE‐KSE 

 Le dernier  rapport de  l’institution NIK  (La Cour des comptes) publié en mars 201426 

présente  des  conclusions  plutôt  positives  sur  le  fonctionnement  et  la  sécurité  du  réseau existant. Cette position est néanmoins  très critiquable, car déjà en 2011, 80% des  lignes de 220 kV, 23% des lignes de 400 kV et 38% des transformateurs avaient plus de 30 ans. Notons aussi que les pertes dans le transfert sont 8,2% environ alors que la moyenne européenne se situe à environ 5,7%27. N’oublions pas qu’il y a des régions en Pologne où les pertes s’élèvent même à 12%.  Il est difficile de dire que  le bilan est positif.  L’amélioration de  la qualité du réseau reste et demeure un point très important.  

La  capacité  totale  d’interconnexions  électriques  internationales  avec  les  pays  de l'Union européenne va de 2 000 à 3 000 MW (Figure 21). Elle dépend de la configuration du système  et  reste  limitée  par  le  réseau  interne  faible  et  peu  développé.  L’opérateur  PSE prévoit  dans  ses  plans  plusieurs  projets  de  modernisation  et  d’investissements  dans  les interconnexions28  parmi  lesquelles  des  lignes  entre  l’Allemagne,  la  République  tchèque,  la Slovaquie, l’Ukraine et la Lituanie. Cependant, il faut souligner qu’un accord entre la Pologne et la Lituanie a d’ores et déjà été signé le 8 décembre 2006 et que le projet n’est toujours pas finalisé. 

  

                                                            26 NIK – Funkcjonowanie i bezpieczeństwo elektroenergetycznych sieci przesyłowych, 31 mars 2014. 27 Le bilan de la Politique Énergétique Polonaise – 2030 28 Le plan des modernisations ‐ http://www.pse‐operator.pl/index.php?dzid=191&did=1805 

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 Figure 22 ‐ Le plan du réseau électrique en Pologne –  Source : PSE‐KSE 

 En analysant  le plan de  liquidation des anciennes centrales d'électricité et  les projets 

de la nouvelle capacité (la partie analysée ci‐dessous), il est difficile parler du futur du secteur de  l’électricité en Pologne. Ce qui reste très  important dans  le contexte du mix énergétique, c’est l’accident de Fukushima. Cependant, ce récent accident de la centrale nucléaire n’a pas altéré  la  volonté  polonaise  de  se  doter  de  centrales  nucléaires  comme  c’est  le  cas  par exemple en  Italie. Cette volonté a été confirmée au début de  l’année par  l’adoption,  le 28 janvier 2014, du programme d’énergie nucléaire en Pologne – PPEJ –  le premier document complet  relatif  à  l'énergie  nucléaire  en  Pologne.  La  question  sera  développée  plus précisément par la suite dans la Partie II ‐ I. 2. B. Le projet polonais.  E.  Le développement du secteur du charbon 

Nous avons déjà signalé  la présence de  la stratégie polonaise concernant  le charbon. Le Programme d’activité des mines de charbon noir 2007‐2015 a aussi été voté en 2009 et il devrait être actualisé prochainement. Selon les informations obtenues, mais non officielles, la stratégie  devrait  être  votée  en  2015.  Afin  de  bien  préparer  le  nouveau  programme, mais surtout  la politique énergétique,  il  faut prendre en compte  les caractéristiques du  système polonais. A) Le développement du secteur du charbon noir  

 La Pologne dispose 146 gisements dont 51 sont actuellement en exploitation. Comme 

nous  avons  déjà  démontré,  il  y  a  trois  principaux  gisements  du  charbon  noir  polonais  ‐ Gornoslaskie  Zagłebie Weglowe  (GZW),  Lubelskie  Zaglebie Weglowe  (LZW)  et Dolnoslaskie 

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Zaglebie Weglowe  (DZW)  (Figure  10).  L’exploitation  du  charbon  noir  a  actuellement  lieu  à GZW et à LZW et elle est finie à DZW depuis 2000. Les  ressources  disponibles  en  charbon  noir  s’élèvent  à  51 414 Mt  (2013)29,  les  réserves récupérables s’élèvent à 19 485 Mt. Selon l’agence, les réserves récupérables dans les mines actuelles  s’élèvent  à  3  839,63 Mt  et,  par  rapport  2012,  elles  ont  diminué  de  370,96 Mt généralement à cause de  la production. En analysant  l'exploitation actuelle du charbon noir (Figure 12), nous  constatons  rapidement qu’avec  les  réserves  récupérables dans  les mines actuelles,  la  production  peut  être  assurée  pendant  environ  40  ans.  Si  la  Pologne  arrive  à exploiter  le total des réserves récupérables,  la production peut même être assurée pendant un siècle.  

Le  potentiel  du  charbon  noir  parait  évident,  mais  depuis  quelques  temps  nous constatons que la part du charbon noir polonais a été remplacée par le charbon importé. Les importations  se  sont  élevées  à  12,7 Mt  en  2011,  un  véritable  record.  En  2013,  elles  ont diminué, mais la part était toujours importante (10,8 Mt). La plupart du charbon noir importé vient de Russie (6,6 Mt)30, de République tchèque (1,6 Mt) et d'Ukraine (1 Mt).  

 Figure 23 ‐ Les importations et les exportations du charbon noir en Pologne 2003‐2012 – Source : PIG 

 Les  exportations dans  les  années  70 du  XX  siècle  se  sont  élevées  à  40 Mt. Avec  la 

transformation  et  certaines  obligations  de  la  Banque Mondiale  (immersion  obligatoire  des mines), peu d’investissements ont été consacrés au secteur du charbon noir. Les exportations se sont élevées à 7,07 Mt en 2011 et elles ont augmenté à 10,6 Mt en 2013. La destination principale du charbon noir polonais est l’Allemagne (3,5 Mt), la République tchèque (1,6 Mt), l’Autriche (0,7 Mt) puis la Grande‐Bretagne (0,6 Mt). 

 Figure 24 ‐ Le coût moyen annuel de production du charbon noir en Pologne et le prix moyen annuel du charbon noir sur 

la bourse de Rotterdam [PLN/t] – Source : MG 

                                                            29 PIG ‐ "The balance of mineral resources deposits in Poland as of 31.12.2013". 30 Selon Eurostat ‐ Jusqu’à avril 2014, la Pologne a déjà importé 2,5 Mt 

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En analysant le coût moyen annuel de la production de charbon noir en Pologne et le prix moyen annuel du charbon noir sur la bourse de Rotterdam (Figure 24), nous comprenons rapidement  le problème du  secteur polonais.  La  crise  économique mondiale, mais  aussi  la révolution  du  gaz  de  schiste  en  Amérique  du Nord  ont  fait  diminuer  les  prix  du  charbon partout  dans  le  monde.  L’industrie  minière  polonaise  n’a  pas  réussi  à  se  transformer rapidement  pour  améliorer  l’exploitation  et  diminuer  le  prix  de  production.  Il  ne  faut  pas oublier existence des conditions d'exploitation difficiles. Les gisements de charbon noir sont placés  à  une  profondeur  considérable  ce  qui,  naturellement,  augmente  les  coûts  de production.    Le secteur est toujours en retard et doit être profondément réorganisé et restructuré. Depuis l’avril  2014,  les  représentants  du  Ministère  de  l’Économie  et  du  gouvernement  sont  en négociation avec  les représentants des syndicats et  les dirigeants des mines afin de trouver des solutions possibles. Ils sont en même temps en train de négocier le nouveau Programme d’activité des mines de charbon noir pour la période 2015‐2020 (avec comme horizon 2024). Sans entrer dans les détails des négociations, il faut souligner que la réorganisation du secteur est nécessaire. Le Ministère de l’Économie doit aussi envisager la question de fermetures de mines non rentables économiquement et la privatisation d’une partie du secteur. Elles restent évidemment socialement critiquables, mais comme le montre les exemples de mines privées Bogdanka ou PG  Silesia,  l’industrie peut  être  rentable  et  les prix du  charbon noir polonais peuvent être toujours concurrentiels sur le marché.  B) Le développement du secteur du lignite  

La Pologne dispose de 90 gisements de  lignite dont seulement 12 sont actuellement en  exploitation.  Les  gisements  se  trouvent  dans  la  partie  ouest  et  la  partie  centrale  de  la Pologne couvrant 22% du territoire polonais (Figure 13). Les ressources disponibles de lignite s’élèvent à 22 683,98 Mt (2013)31. Elles sont considérées comme des réserves certaines par l’agence  PIG.  Selon  l’agence,  les  réserves  récupérables  dans  les  cinq mines  actuelles  sont estimées  à  1 164,67 Mt  (2013)32.  En  analysant  l'exploitation  du  lignite  (Figure  15),  nous constatons  rapidement  que  ces  réserves  prouvées,  pourraient  assurer  statistiquement  la production  pendant  environ  250  ans33  à  raison  d’une  production  de  60Mt/an  (production actuelle). De même,  les réserves récupérables, pourraient assurer  la production pendant 20 ans  en  tenant  compte  de  la  production  actuelle  sachant  que  la  seule mine  de  Belchatow assure aujourd’hui environ 62% de la production nationale.  

Les  ressources  en  lignite  sont  perçues  comme  des  opportunités  et  le Ministère  de l’Économie,  dans  son  projet  de  la  Politique  Énergétique  Polonaise  –  2050,  estime  qu’elles seront le garant de la sécurité énergétique à long terme. Il est difficile de nier le potentiel de ressources  du  lignite, mais  il  nous  faut  nous  concentrer  sur  le  fait  que  le  lignite  exploité actuellement dans les mines en fonctionnement n’est pas éternel (Figure 25).  

Les  différentes  sources  donnent  les  différentes  dates,  mais  en  général,  elles  se mettent d’accord  sur  le  fait que  la  production diminuera  visiblement  en  2030  sauf  en  cas d’investissements  dans  les  nouveaux  gisements.  Nous  ne  pouvons  pas  analyser  tous  les gisements, mais il suffit d’analyser bien la carte de la Pologne (Figure 13) pour constater que le  potentiel  est  énorme. Nous  pouvons  donner  l’exemple  du  gisement  Zloczew  pour  KWB 

                                                            31 PIG ‐ "The balance of mineral resources deposits in Poland as of 31.12.2013". 32 Ibid. 33 Le projet de la PEP 2050 parle même de 350 ans 

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Belchatow qui pourrait prolonger la production jusqu’à 2055 ou le projet de PGE GiEK avec  la mine à Gubin avec les ressources estimées à 1 600 Mt.  

La mine   La fin de la production

KWB Belchatow 2037* 

KWB Turow  2039 

KWB Konin  2025* 

KWB Adamow  2023* 

KWB Sieniawa  Pas d’information Figure 25 ‐ L’épuisement des gisements du lignite – Source : AGH‐ISE *sauf les investissements 

 Les nouvelles mines  sont donc  indispensables pour que  le  lignite  reste présent dans  le mix énergétique  polonais.  Les  décisions  devraient  être  prises  rapidement,  car  la  procédure d’attribution  d’une  concession  est  assez  longue  dans  la  loi  polonaise. N’oublions  pas  qu’il s’agit  ici  de  mines  à  ciel  ouvert  dont  l'impact  environnemental  est  considérable  et  les questions  concernant  l’expropriation  évidentes.  Le  lignite  reste  aujourd’hui  une  source concurrentielle très  intéressante, car  les prix des émissions de CO2 ne sont pas élevés. Avec l’augmentation du prix des émissions de CO2 ou plus précisément avec l’incertitude quant aux régulations  des  émissions  de  CO2,  les  investissements  futurs  dans  le  lignite  restent,  pour certains, problématiques et discutables. En finissant l’analyse et en comparant le secteur du lignite avec le secteur du charbon noir, il nous faut noter que la fusion des mines avec les producteurs d’électricité permet à la Pologne de ne pas dépendre des prix internationaux ou des importations.  II. 2. Le plan de  liquidation des anciennes centrales d'électricité et  les projets de  la nouvelle capacité   

Le  système  électrique  polonais  est  âgé  et  vétuste.  Le  rendement  des  centrales actuelles (Annexe 7) s’élève en moyenne à 32%34. Le Ministère de l’Économie informe dans le projet de la Politique Énergétique Polonaise – 2050 qu’environ 45% des centrales électriques en Pologne ont déjà 30 ans et 77% plus de 20 ans. En prenant en compte  l’état actuel des centrales  et  la  durée  de  la  vie  des  blocs  au  charbon  (40/45  ans)  la  Pologne  devrait reconstruire entre 13 GW à 18GW de sa capacité.  A. Le plan de liquidation des anciennes centrales d'électricité et la nouvelle capacité prévue 

Afin  d’analyser  le  plan  de  liquidation  il  faut  rappeler  que  le  24  novembre  2010,  le Parlement européen et  le Conseil de  l’Europe ont voté  la Directive 2010/75/UE relative aux émissions  industrielles  (prévention et  réduction  intégrée de  la pollution) –  IED. L’entrée en vigueur a eu lieu le 6 janvier 2011 et les États membres ont eu comme délai de transposition jusqu’au  7  janvier  2013.  Sans  entrer  dans  les  détails,  les  normes  strictes  prévues  par  la Directive  IED  doivent  être  respectées  par  des  installations  de  combustion  existantes  et nouvelles  à  partir  du  1er  janvier  2016.  Cependant,  la  directive  prévoit  des  exemptions  au niveau du plan national de transition (Transitional National Plan) qui permettent de déplacer le  début  d’application  en  2020.  La  Commission  a  validé  le  Plan  polonais  (Przejsciowy  Plan Krajowy)  le  17  février  2014  qui  énumère  73  installations.  Le  Président  de  la  Pologne, 

                                                            34 L’analyse AGH‐ISE (Le document confidentiel)   

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Bronislaw  Komorowski  a  signé  la  loi  modifiant  et  actualisant  La  loi  de  la  protection  de l'environnement  concernant  IED,  le  4  aout  2014.  En  vertu  des  obligations  européennes rapidement présentées, nous pouvons analyser le plan de liquidation.   L’analyse AGH‐ISE35 estime  l’écart à environ 12 GW.  Les prévisions du Ministère de l’Économie  faite  en  2012  par  EM&CA36  estiment  un  écart  allant  de  12,3  GW  à  14,3  GW jusqu’à 2030. Cette analyse explique que jusqu’à 2030 :  ‐ 7,3 GW des installations au charbon noir vont être fermés ; ‐ 1,9 GW des installations au lignite vont être fermés ; ‐ 2,5 GW des installations (elektrocieplownia) au charbon noir vont être fermées.  Ces estimations des fermetures des installations allant de 12,3 GW à 14,3 GW jusqu’en 2030 signifient que  sans  les modernisations  et  le  renouvèlement du parc,  le niveau de  capacité installée de 38,4 GW (Figure 4) peut être diminué à 23,7‐25,8 GW.  

Centrales  2015  2015‐20 

2020‐25 

2025‐30 

2030‐35 

2035‐40 

2040‐45 

2045‐50 

Le lignite (centrales électriques)  400  793 0 940 5285 0  0  0

Le charbon noir (centrales électriques) 

0  3523 0 2975 6802 1845  0  0

Le charbon noir (elektrocieplownia) 

8  759 200 956 1743 400  904  0

Le gaz naturel (elektrocieplownia) 

0  0 0 101 489 316  0  0

Le vent  0  0 0 0 1800 0  0  0

La biomasse (elektrocieplownia)  0  0 0 0 0 325  0  0

Le biogaz (elektrocieplownia)  0  0 0 0 0 102  0  0

Autres  72  38 100 100 100 100  0  0Figure 26 ‐ La fermeture des centrales [MW] jusqu’à 2050 – Source : KAPE et WISE

L’analyse la plus récente faite par l’agence KAPE et l’institut WISE37 pour le projet de la 

Politique  Énergétique  Polonaise  –  2050  estime  que  6  GW  de  la  capacité  existante  seront retirés du système jusqu’à 2020 et encore (environ) 5 GW dans la prochaine décennie (Figure 26).  La  plupart  des  unités  de  puissance  en  fonction  aujourd'hui  vont  disparaître  dans  les années 2030‐2040. L’agence KAPE et l’institut WISE estiment aussi que seulement 5GW de la capacité existante actuellement fonctionnera en 2050, principalement dans l’hydroélectrique (Figure 27).  

                                                            35 Ibid. 36 Le rapport sur la sécurité de l'approvisionnement en électricité – 2013 37 L’analyse KAPE‐WISE (Le document confidentiel) 

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 Figure 27 ‐ Le fonctionnement de la capacité existante de production 2011 ‐ 2050, GW – Source : KAPE et WISE

Autres ; Le biogaz (centrales électriques) ; La biomasse (centrales électriques); L’hydraulique ; Le vent ; Le gaz naturel (elektrocieplownia) ; Le charbon noir (elektrocieplownia) ; Le charbon noir (centrales électriques) ; 

Le lignite (centrales électriques) ; 

En  analysant  les  différentes  données,  nous  constatons  que  la  Directive  IED  pose  certains problèmes  à  la  Pologne  et  au  parc  électrique  polonais.  Nous  voyons  aussi  beaucoup  de difficultés à bien estimer  les écarts finaux. Rappelons rapidement que  la demande polonaise moyenne était de 21 884 MW et  la pointe de consommation électrique était de 24 761 MW en 2013 ce qui signifie que les investissements dans la nouvelle capacité sont indispensables.   B. Les différents projets dans le secteur électrique en Pologne 

Neuf  centrales  au  charbon  noir  et  au  lignite  seront  modernisées  d’ici  2016  et  la puissance  installée  augmentera  d’environ  152  MW  (Annexe  8)  ce  qui  relativement insignificiant.  En  ce qui  concerne  les nouveaux  investissements  en Pologne, nous  trouvons plusieurs  analyses,  parmi  lesquelles  la  riche  étude  produite  par  AGH  –  ISE  qui  présente plusieurs projets prévus dans  les unités au gaz et au charbon (Annexe 9 et Annexe 10) et  le rapport du Ministère de  l’Économie  (avec des prévisions EM&CA)38  selon  lequel  la Pologne devrait investir dans les nouvelles centrales (environ 28,31 GW) entre 2012‐2030 dont :  ‐ 7 ,65 GW des installations au charbon noir (avec elektrocieplownia) ; ‐ 1,31 GW des installations au lignite ; ‐ 3,47 GW des installations au gaz ; ‐ 9,88 GW d’ENR ; ‐ 6,0 GW du nucléaire   

De son côté,  l’analyse  la plus récente de  l’agence KAPE et de  l’institut WISE a pris en compte les hypothèses de puissance déterminée, c'est‐à‐dire les centrales qui ont déjà investi dans des plans d'investissement ou qui résultent de  l'état des documents stratégiques dont les nouvelles centrales (elektrocieplownia), les centrales électriques au charbon, les centrales à  gaz  ainsi  que  les  nouvelles  centrales  nucléaires  qui,  conformément  aux  plans,  auront  la puissance de 6 GW pendant la période 2024‐2035 (Figure 28). 

                                                            38 Le rapport sur la sécurité de l'approvisionnement en électricité – 2013 

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 Centrales  2015 2015‐20 2020‐25 2025‐30  2030‐35 

Le lignite (centrales électriques) 0 450 0 0  0 

Le charbon noir (centrales électriques) 0 3000 0 0  0 

Le charbon noir (elektrocieplownia) 0 100 0 0  0 

Le gaz naturel (elektrocieplownia) 558 1420 0 0  0 

Les centrales nucléaires  0 0 1500 1500  3000 

Total  558 4520 1500 1500  3000 Figure 28 ‐ La nouvelle capacité [MW] jusqu’à 2035 – Source : KAPE et WISE

  Comme  nous  venons  de  dire,  6,4  GW  de  la  capacité  existante  seront  retirés  du système  d’ici  2020.  Il  reste  réaliste  de  penser  qu’environ  4  GW  de  la  puissance  seront construits dans l’avenir proche (jusqu'à 2017) et dans le scénario le plus optimiste environ 6,5 GW (jusqu'à 2019).  Les  investissements  les  plus  grands  sont  actuellement  en  cours  à  Jaworzno,  Opole  et Kozienice.  Ils  sont  réalisés  par  les  sociétés  énergétiques  Tauron,  PGE  et  Enea.  Nous constatons aussi  la construction de deux centrales nucléaires. En analysant  l’étude d’AGH – ISE, nous remarquons plusieurs projets intéressants. Ce qui reste applicable à tous les projets, c’est la longue période de construction, les difficultés de financement des projets et parfois la construction incertaine.  La période d’application de  la Directive  IED approche et avec elle  la décision d’arrêter une bonne partie des blocs. De ce fait, il est légitime de se demander si la Pologne n’est pas déjà en retard dans les investissements dans les nouvelles centrales ?  III. Le bilan de la situation et les conclusions sur le secteur énergétique actuel  

L’évaluation  reste  souvent  marquée  par  l'individualisme  et  le  subjectivisme.  Le contexte  nous  oblige  de  rester  le  plus  objectif  possible  dans  le  bilan  de  la  politique énergétique actuelle en Pologne.  III. 1. Les priorités de la politique énergétique polonaise (selon le Ministère de l’Économie)   

La doctrine de  la politique énergétique polonaise actuelle et  future est parfaitement expliquée dans la figure 29. Elle se traduit par une vraie collaboration entre les trois facteurs ou  les variables  le plus  importantes dans  le monde d’aujourd’hui.  Il nous faut noter tout de suite  que  les  mêmes  objectifs  sont  stables  et  sont  repris  dans  le  projet  de  la  Politique Énergétique Polonaise – 2050. Il s’agit d’un mix entre la sécurité énergétique, la compétitivité de l’économie et la protection de l’environnement. Ces trois facteurs deviennent les priorités les plus absolues pour la Pologne et restent en connexion directe avec les objectifs de l’Union européenne.   

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 Figure 29 ‐ La doctrine de la politique énergétique polonaise actuelle et future – Source : MG 

 En plus de ces  trois  facteurs,  le bilan officiel de  la Politique Énergétique Polonaise – 

2030 énumère six priorités dont :  ‐ L’amélioration de l’efficacité énergétique ;   ‐ L’augmentation de la sécurité d’approvisionnement en matière première et en énergie ; ‐ La  diversification  de  la  structure  de  la  production  d’électricité  par  l'introduction  de 

l'énergie nucléaire ; ‐ Le développement des sources d'énergie renouvelables, notamment les biocarburants ; ‐ Le développement du marché de l'énergie compétitive ; ‐ La réduction de l'impact de l'énergie sur l'environnement.  

 Nous  constatons  que  la  Pologne  comprend  bien  l’importance  de  l’amélioration 

d’efficacité  énergétique  et  la  réduction  de  l'impact  de  l'énergie  sur  l'environnement.  La Directive IED sera appliquée et les anciennes centrales seront arrêtées.  

Nous  avons  démontré  que  l’augmentation    de  la  sécurité  d’approvisionnement  de matière  première  et  de  l’énergie  est  un  point  essentiel  pour  la  Pologne.  Les  différents secteurs nationaux puissent être développés et la production améliorée. Cale concerne aussi la diversification de la structure de la production de l’électricité par l'introduction de l'énergie nucléaire.  L’accident  de  Fukushima  n’a  pas  altéré  la  volonté  polonaise  de  se  doter  de centrales  nucléaires.  La  Pologne  veut  toujours  construire  ses  centrales  et  développer  le secteur  de  l’atome.  Il  nous  faut  critiquer  le  développement  des  sources  d'énergie renouvelables. En analysant les informations, nous constatons que la Pologne se tourne vers le  secteur  des  biocarburants,  dont  la  biomasse  et  le  biogaz,  en  mettant  à  côté  le développement des parcs éoliens. Cependant, nous devons défendre ici la Pologne.  Comme nous  l’avons déjà souligné,  la puissance  installée d’ENR à  la fin de 2013 s’est élevée à 5725 MW (sur 38GW) ce qui donne 15% de la capacité installée. La production d’électricité à base d’ENR s’élève à 5,3% en 2013 seulement39. Le principe est simple, sur 1 000 MW des énergies renouvelables,  il  faut  compter  environ  800  MW  d’énergies  conventionnelles  (cas d’intermittence), puisque dans  les conditions géographiques de  la Pologne,  les éoliennes ne produisent de l'électricité que 15 à 25% du temps pendant l’année et l’énergie solaire que 10 à 15% du temps40. Ce type d’énergie reste donc économiquement contestable en Pologne. 

                                                            39 KASZTELEWICZ Zbigniew, « Doktryna energetyczna Polski na I połowę XXI wieku », AGH – Cracovie, août 2014. 40 Ibid. 

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III. 2. Le résultat de la situation énergétique actuelle en Pologne   

La  situation  énergétique  actuelle  de  la  Pologne  se  présente  de manière  positive  et stable. D’après  les  informations présentées,  la sécurité énergétique est assurée. Même si  la Pologne  ne  dispose  pas  de  ressources  en  gaz  et  en  pétrole  considérables,  elle  a  réussi  à diversifier la sécurité d’approvisionnement de ses matières premières. Nous voyons aussi les nouveaux projets et les opportunités de la recherche du gaz de schiste comme une solution à long  terme.  Les  ressources  concernant  le  charbon  dont  le  lignite  et  le  charbon  noir  sont significatives et pourraient garantir  la production d’électricité pendant  longtemps. Pourtant, la Pologne comprend et accepte  lentement  les questions environnementales et  le besoin de développer l'énergie nucléaire. 

Il est indéniable que le secteur de l'électricité polonaise est actuellement confronté à de  sérieux  défis41  comme  le  renouvèlement  du  parc  et  le  choix  des  technologies  de  long terme. De plus,  il ne  faut pas  ignorer  le  fait que  la qualité de  la production d'électricité,  la qualité de l'infrastructure de transmission et les obligations dans le domaine de la protection du climat, etc. sont des éléments prépondérants.  Ajoutons dans ce contexte  le dernier 24th Economic Forum (2014) à Krynica (2‐4 septembre 2014) où les experts ont souligné que « le charbon était, est et restera un élément important du mix énergétique polonais.  Le  charbon  sera  important pendant  longtemps pour  l'industrie polonaise  de  l'énergie.  La  question  est  de  savoir  si  nous  utilisons  le  charbon  polonais  ou  le charbon importé ? »42.   De son coté, WISE a publié un rapport en mai 2014 sur L'intérêt polonais. Comment utiliser la politique  énergétique  et  climatique  de  l'UE  pour  soutenir  le  développement  de  la  Pologne jusqu'en 2030? qui s’inscrit dans la conception du projet ‐ Low‐Emission Poland 2050. Dans ce dernier, les auteurs observent aussi que le secteur de l'énergie polonais est en attente d’une profonde  vague  de  modernisation.  L’étude  remarque  que  le  coût  de  l'évolution  de  la composition du mix énergétique d’une émission inférieure ne sera pas significativement plus cher que de maintenir  le rôle dominant du charbon. Toutes  les options du mix énergétique seront  très  semblables  les  unes  aux  autres.  Soit  la  Pologne  décide  d’investir  dans  les technologies  à  forte  intensité  capitalistique  qui  exigent  moins  de  carburant,  soit  elle  se concentre  sur  les  technologies moins chères, mais qui exigent plus de carburant. Quel que soit  le  choix  polonais,  les  coûts  de  l'énergie  seront  plus  ou moins  les mêmes.  Les  coûts devraient même augmenter à cause des investissements et du prix du carburant (comprenant les émissions de CO2).    

                                                            41 dont Tomasz Popławski, Andrzej Sikora, Paweł Poprawa etc. 42 http://www.cire.pl/item,98294,1,0,0,0,0,0,eksperci‐wegiel‐waznym‐elementem‐polskiego‐miksu‐energetycznego.html 

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IIe Partie – La technologie nucléaire   

L’énergie  primaire  consommée  dans  le  monde  est  actuellement  d’environ 12,7 milliards de TEP  ce qui permet de produire d’environ 8,7 milliards de TEP43 d’énergie secondaire dont 20% d’électricité.   I. L’électronucléaire aujourd’hui  

Nous essayerons dans un premier temps de  faire un bilan rapide sur  l’état actuel de l’industrie  nucléaire.  Puis  dans  un  second  temps,  nous  nous  concentrerons  sur  les  projets nucléaires dans le monde et sur le projet polonais en particulier.  I. 1. L’état actuel ‐ L'industrie mondiale de la construction nucléaire  

D’après l’AIEA, la capacité de production d’énergie d’origine nucléaire dans le monde s’élève à 377,1 GW en 2014 avec 437 réacteurs en exploitation44 (Figure 30). Plus de 80% de la capacité est installée dans les pays de l'OCDE, 11% en Europe de l'Est et en Eurasie, et 8% dans les pays en développement45. « Trois nouveaux réacteurs ont été raccordés au réseau, et deux  réacteurs  qui  avaient  été  mis  «  à  l’arrêt  à  long  terme  »  ont  été  redémarrés.  Trois réacteurs seulement ont été mis à l’arrêt définitivement en 2012, contre 13 en 2011 »46.  131  réacteurs  sont en exploitation dans  les 14 États membres de  l’Union européenne47 et presque  la moitié de  l’électricité nucléaire est produite en France, cette dernière possédant 58 réacteurs répartis sur 19 sites. La capacité installée dans l’UE s’élève à 122 GW. 

 Figure 30 ‐ La répartition régionale des centrales nucléaires (2014) – Source : AIEA

 L’AIE prévoit une  forte hausse de  l’utilisation de  l’énergie nucléaire dans  le monde  ‐ 

entre 23 % et 100 % d’ici à 203048. La figure 31 montre l’évolution de la capacité installée, qui passe de 372 GW en 2012 à 578 GW en 2035. 

                                                            43 World Energy Outlook 2012, IEA. 44 https://pris.iaea.org/pris/ 45 World Energy Outlook 2012, IEA. 46 AIEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2013, 31 juillet 2013 47 WNA ‐ New Nuclear in Europe 2030 Outlook 48 IAEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2013, 31 juillet 2013 

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Cependant un événement vient bouleverser cet ordre. En effet,  le 11 mars 2011, un séisme et un tsunami ravagent le site nucléaire de Fukushima Daiichi. Les réacteurs 1, 2 et 3 ainsi que la piscine de désactivation du réacteur n°4 de la centrale nucléaire ont été impliqués dans  cette  catastrophe.  En  vertu  de  l'échelle  internationale  permettant  le  classement  des événements  nucléaires,  il  s'agit  d'un  accident  nucléaire majeur  classé  au  niveau  7  (le  plus élevé). Nous parlons donc d’un accident de même ampleur que la catastrophe de Tchernobyl en 1986.  

 Figure 31 ‐ La capacité nucléaire installée par région dans les nouveaux scénarios – Source : WEO 2013 

 

I. 2. Les projets ‐ Nuclear power plants (NPP) – dans le monde  A. Les projets nucléaires dans le monde (en bref) 

Les  accidents  dans  la  centrale  de  Three  Mile  Island  (États‐Unis)  en  1979,  de 

Tchernobyl  (Ukraine) en 1986 et de Fukushima en 2011 s’inscrivent dans  l’histoire noire de l’atome civil.  

 Figure 32 ‐ Croissance historique de l’industrie électronucléaire (1965‐2002) – Source : AIEA 

Le  graphique  de  l'Agence  internationale  de  l'énergie  atomique  (Figure  32) montre  que  les années  1990  avaient  été  marquées  par  un  fort  ralentissement  du  nombre  de  projets nucléaires.  En  effet,  pendant  dix  ans,  seulement  17  réacteurs  ont  été  construits  dans  le monde.  

En analysant  les données, nous pouvons constater que  l’accident  japonais n’a pas eu un effet de ralentissement énorme des constructions (sauf par exemple en Italie) puisque 72 

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nouveaux réacteurs étaient en chantier dans le monde en 201349. Au contraire, les différentes études parlent plutôt d’une  renaissance de  l’énergie nucléaire dans  le monde. Selon World Nuclear Association50 « l'énergie nucléaire  est  sérieusement envisagée dans plus  de 45 pays qui ne la détiennent pas encore ». Plus de 34% du marché mondial est détenu par la Chine où nous constatons (Figure 30)  la plus forte augmentation de  la capacité nucléaire. Concernant les technologies, 28% du marché  international est dominé par  les technologies occidentales c’est‐à‐dire les réacteurs de génération III (AP1000, EPR, ABW). La technologie coréenne PWR représente 9% des centrales nucléaires. Les Russes quant à eux gardent 21% du marché grâce à  leurs unités Rosatom dont 9  réacteurs sont en construction sur son  territoire. La Nuclear Power Corporation of  India  (NCPIL)  reste en  Inde, mais conserve 7% du marché. En  janvier 2013, nous avions 247 réacteurs de recherche en exploitation51.   L’augmentation de  la  consommation d’électricité pousse  les nouveaux États  comme l’Arabie  Saoudite  à  lancer un  appel d’offres  estimé  entre  70  et  100 milliards de dollars  et portant sur  la construction d’un parc de 16 réacteurs d’une puissance totale de 18 GW52. La Pologne quant à elle, avec son programme d’énergie nucléaire, prévoit  la construction d’un parc de 6 GW jusqu’à 2035. Le Brésil et l’Argentine sont pour leur part, des exemples de pays ayant annoncé un plan de réactivation du nucléaire.    B. Le projet nucléaire polonais   A) L’histoire du secteur nucléaire polonais  

 L’histoire de  l’énergie nucléaire polonaise  commence avec  le  réacteur de  recherche 

EWA  (2  MW  et  puis  10MW)  en  exploitation  entre  1958‐1995  à  Otwock‐Swierk.  Son  le processus de démantèlement du réacteur a commencé en 1997 et a été achevé en 2002.  Il est maintenant placé dans une  installation de  stockage de  combustible nucléaire usé dans ZUOP. Le second réacteur de recherche MARIA (30 MW) est exploité depuis 1974 à Otwock‐Swierk et est toujours en fonction aujourd’hui.  La recherche a été suivie par une prise de décision le 12 août 1970 amenant à la construction de  la première centrale nucléaire polonaise. La  localisation de  l’EJ Żarnowiec a été choisie  le 19 décembre 1972.  Le permis de  construire a été délivré  le 20 mars 1982 et  les premiers travaux ont commencé  le 31 mars 1982. Le projet prévoyait  la construction d’une centrale avec 4 réacteurs de type WWER‐440 représentant une puissance totale de 1 860 MW (4x 465 MW).  L’accident  du  26  avril  1986  à  Tchernobyl  (Ukraine)  a  été  le  point  décisif  dans  la poursuite du projet. Les  protestations  contre  les  travaux  se  sont multipliées  et  le  financement  du  projet  a  été bloqué  le  13 juillet 1989.  Le  22  décembre  1989,  le Conseil  des ministres  a  pris  la  décision d’arrêter la construction de la centrale et la liquidation a été décidée le 31 décembre 1992.  

                                                            49 IAEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2013, 31 juillet 2013. 50 http://www.world‐nuclear.org/info/Country‐Profiles/Others/Emerging‐Nuclear‐Energy‐Countries/ 51 Ibid. 52 Un parc nucléaire de 18 GW d’ici 2030 ‐ https://www.lenergieenquestions.fr/tag/arabie‐saoudite/ 

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 Figure 33 ‐ La construction et l'état actuel du site ‐ Source : http://www.atom.edu.pl

 Le  gouvernement  de  Tadeusz  Mazowiecki  a  demandé  une  analyse  financière d’investissements de  la société belge    ‐ Belgatom / Tractebel. L’avancement du projet a été estimé à 37% et le coût total de l’investissement a été estimé à 2,08 Md de dollars (le prix de 1990) ce qui nous donne environ 770 M de dollars (environ 600 M d’euro actuels)53.   L’accident de Tchernobyl, mais surtout le processus de détachement de la Pologne vis‐à‐vis  de  la  Russie  en  juin  1989  a  rendu  compliqué  les  relations  entre  ces  deux  pays.  Ce contexte  particulier  a  joué  une  part  non  négligeable  dans  la  décision  finale  concernant l’abandon du projet EJ Żarnowiec. Le  13  avril  2012,  le Ministre  du  Trésor  a  officiellement  admis  que  la  décision  d’arrêter  la construction de la centrale nucléaire Żarnowiec avait été une erreur fondamentale54.  B) Le programme nucléaire polonais  

Comme nous l’avons déjà signalé, c’est la Politique Énergétique Polonaise 203055 qui a remis sur  la table  l’idée de  la construction de  la première centrale nucléaire. Par  la décision du  12  mai  2009,  le  Gouvernement  polonais  a  créé  la  fonction  de  Représentant  du Gouvernement  polonais  pour  l'énergie  nucléaire.  Le  15  mai  2009,  Madame  Hanna Trojanowska  a  été  nommée  par  le  Premier Ministre Donald  Tusk.  Le  11  avril  2014,  elle  a démissionné de son poste en soulignant qu’elle avait accompli  les tâches qui  lui avaient été confiées. Jusqu’à présent (01.05.2014)  le poste demeure vacant. Selon  les  informations non officielles du Ministre   de  l’Économie, c’est directement    Janusz Piechociński,  le Ministre de l'Économie  dans  le  gouvernement  de  Donald  Tusk  et  le  Vice‐président  du  Conseil  des ministres qui s’occupe de cette fonction. Pour autant, Hanna Trojanowska a été la personne en charge de la préparation du PPEJ – Le programme d’énergie nucléaire en Pologne qui a été voté  le 28  janvier 201456. Le PPEJ doit être considéré comme un programme de développement et sa préparation par  le Ministère de l'Économie (MG) est l'accomplissement d'une obligation imposée par l'article 108a alinéa 1 

                                                            53 http://www.atom.edu.pl/index.php/ej‐w‐polsce/wczoraj/ej‐zarnowiec.html 54 http://energetyka.wnp.pl/budzanowski‐zatrzymanie‐zarnowca‐bylo‐fundamentalnym‐bledem,167522_1_0_0.html 55 La Politique Énergétique Polonaise – 2030 a été voté le 10 novembre 2009 par le Conseil des Ministres 56 La version anglaise ‐ http://www.mg.gov.pl/files/upload/10960/PPEJ%20eng.2014.docx 

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de  la  loi  sur  l’énergie atomique  ‐  Loi atomique57. C’est aussi  le premier document  complet relatif à l'énergie nucléaire en Pologne.  Il présente la portée et la structure des mesures à prendre en compte pour mettre en œuvre l'énergie  nucléaire,  pour  assurer  un  fonctionnement  sûr  et  efficace  des  installations nucléaires, pour protéger le démantèlement et la fin de vie de la centrale et pour garantir la sécurité  du  combustible  usé  et  des  déchets  radioactifs.  Le  document  reste  en  vigueur pendant la période 2014‐2024, mais il contient aussi des actions prévues pour 2030. Il devrait être actualisé tous  les 4 ans. Le PPEJ prévoit  le choix de  la  localisation et  la conclusion d'un contrat  de  fourniture  de  la  technologie  pour  la  première  centrale  à  la  fin  de  2016.  Le programme  précise  que  la  Pologne  est  intéressée  seulement  par  la  3ème  génération  de réacteurs nucléaires. La construction devrait donc commencer en 2019. Le PPEJ envisage  le lancement du premier bloc de la première centrale nucléaire d'ici la fin de l’année 2024.  Il s’agit de quatre étapes :  I Étape – 01.01.2014 – 31.12.2016 – le choix de la localisation et de la technologie ; II Étape – 01.01.2017 – 31.12.2018 – le projet technique et les décisions/opinions ; III Étape – 01.01.2019 – 31.12.2024 – le permis de construire et la construction ; IV Étape – 01.01.2025 – 31.12.2030 –  la  fin de  la construction  (le début de  la construction d’une seconde centrale).  

PGE  Polska  Grupa  Energetyczna  S.A.  via  sa  filiale  PGE  EJ1  est  désignée  comme  la société  responsable de  la construction de  la première centrale nucléaire. En  juillet 2014,  la société anglaise AMEC a été choisie comme l’ingénieur du contrat (owner’s engineer) afin de conseiller,  de  soutenir  et  d’aider  le  pays  dans  le  choix  de  la  technologie.  Parmi  les emplacements  figurant  sur  la  courte  liste  des  localisations,  deux  communes  Żarnowiec  et Choczewo en Poméranie sont considérées comme sérieuses. La société WorleyParsons a été choisie  en  janvier  2014  afin  de  vérifier  et  contrôler  des  localisations  et  pour  effectuer  les études environnementales.  De  plus,  le  3  septembre  2014,  trois  entreprises  énergétiques  polonaises  Tauron,  Enea  et KGHM ont signé l’accord avec PGE EJ1 pour acquérir 30% des actions dans le projet nucléaire polonais. La condition préalable de cette acquisition était l’autorisation de l’institution UOKiK qui a été attribuée le 9 octobre 201458. 70% des actions restent dans la gestion de PGE EJ1 qui cherchera un investisseur étranger.   

                                                            57 Ustawa z dnia 6 grudnia 2006 r. o zasadach prowadzenia polityki rozwoju (Dz. U. z 2009 r. Nr 84, poz. 712, z poźn. zm.) 58 http://cire.pl/item,100083,1,0,0,0,0,0,zgoda‐uokik‐na‐jadrowa‐spolke.html 

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 Figure 34 ‐ Les centrales nucléaires en Europe et les projets européens – Source : http://www.nuclear‐transparency‐

watch.eu 

 Selon  le  nouveau  sondage  fait  par  l’institut  PISM59  et  publié  en  septembre  2014 

environ  64%  personnes  se  déclarent  d’accord  pour  la  production  d’électricité  à  la  base d’énergie nucléaire.  

Nous  constatons  que  le  programme  nucléaire  polonais  est  bien  avancé  et  l’actuel projet pourrait se  traduire par un succès. En analysant  la carte d’Europe, nous voyons qu’à moins de 300km des frontières de la Pologne il existe aujourd’hui 8 centrales nucléaires avec 23 réacteurs. La Pologne pourrait bientôt rejoindre ce groupe.  

II. L'essentiel sur les réacteurs nucléaires60   

L’électricité « nucléaire » est considérée comme complexe, mais dans son principe elle ne  diffère  pas  de  l’électricité  au  «  charbon ».  Il  s’agit  seulement  d’une  autre  source  de chaleur.  Les  centrales  thermiques  classiques  brulent  le  charbon  qui  chauffe  l’eau.  Elle  se transforme en vapeur qui entraîne la turbine. Dans les centrales nucléaires, durant la réaction de fission, le neutron divise l'atome d'uranium en libérant les nouveaux neutrons qui peuvent à  leur  tour engendrer une division d'autres atomes  (la  réaction en chaîne)61. Cette  réaction produit beaucoup de chaleur qui est récupérée par l’eau jouant aussi le rôle de modérateur). En  chauffant  l’eau,  elle  se  transforme  en  vapeur  qui  entraîne  la  turbine  couplée  à  un alternateur qui transforme cette chaleur en électricité (le modérateur est constitué d'eau et le fluide caloporteur d'eau pressurisée).   

                                                            59http://www.pap.pl/palio/html.run?_Instance=cms_www.pap.pl&_PageID=1&s=infopakiet&dz=gospodarka&idNewsComp=&filename=&idnews=176621&data=&status=biezace&_CheckSum=353489190 60 La partie rédigée selon les informations publiée officiellement par CEA 61  Selon  la  CEA  ‐ Dans  un  réacteur,  le  contrôle  permanent  de  la  réaction  en  chaîne  est  assuré  grâce  à  des  “barres  de commande”, également appelées “barres de contrôle”, absorbantes de neutrons qui sont, par exemple, à base de bore. 

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II. 1. Les réacteurs nucléaires  

Le premier réacteur nucléaire a été construit par Enrico Fermi aux États‐Unis en 1942. Il est connu sous  le nom de « pile de Fermi » et était doté d’une puissance de 0,5 watt. En France,  Le  premier  réacteur  nucléaire  appelée  « pile  Zoé »  a  été  construit  par  le  CEA  au centre d’études de Fontenay‐aux‐Roses en 1948. Il était quant à lui doté d’une puissance de 150kW.  A. L'essentiel sur les filières de réacteurs nucléaires  

Le CEA explique que la notion de « filière » est « distincte de celle de « génération » qui correspond  à  des  progrès  majeurs  en  termes  de  sûreté  de  fonctionnement,  de  sécurité  et d’économie du combustible ou encore de compétitivité »62.  Les filières se différencient par des choix d’options technologiques, principalement en termes de  type  de  combustible,  de  fluide  caloporteur  ou  de  modérateur.  Elles  restent  aussi connectées  avec  le  progrès  dans  les  technologies,  car  l’avancement  des  travaux  dans l’enrichissement  de  l’uranium  a  permis  l’évolution  de  nouvelles  filières  fonctionnant  à l’uranium enrichi.  Filière  Combustible  Modérateur Caloporteur 

RBMK  Uranium faiblement enrichi Graphite Eau 

UNGG  Uranium naturel Graphite Gaz 

Candu  Uranium naturel Eau lourde Eau lourde ou légère

REP et REB 

Uranium enrichi Eau légère Eau légère sous pression ou bouillante 

RNR  Uranium enrichi, naturel, de recyclage, plutonium 

Aucun Métal ou gaz 

Figure 35 ‐ Les filières de réacteurs actuellement en service dans le monde et leurs critères de classement – Source : CEA 

 La Figure 35 reprend les filières de réacteurs actuellement en service dans le monde63. 

Nous  avons  donc  la  filière  de  réacteurs  RBMK  (Reactor  Bolchoie  Molchnastie  Kipiachié) modérés  au  graphite  et  refroidis  à  l’eau.  La  filière  de  réacteurs  UNGG  (Uranium  naturel graphite gaz) qui sont modérés au graphite et refroidis au gaz. La filière de réacteurs Candu (CANada  Deuterium  Uranium)  qui  est  aujourd’hui  la  seule  filière  de  réacteurs  de  1ère génération qui continue à être commercialisée. Notons aussi la filière de réacteurs à neutrons rapides (RNR) dont leur cœur ne doit pas être modéré, filière à eau bouillante (REB) et à eau sous  pression  (REP)  qui  représente  85 %  de  la  puissance  installée  à  travers  le monde.  La nouvelle  technologie de  réacteur  français EPR pour European Pressurized Reactor  fait aussi partie de cette filière de réacteur à eau sous pression.  B. L'essentiel sur les générations de réacteurs nucléaires  

Comme nous  venons de  le  souligner,  le  secteur nucléaire  fait  la distinction entre  la notion de « génération » et  la notion « filières technologiques ». Pour simplifier,  il nous faut 

                                                            62 http://www.cea.fr/ 63 http://www.cea.fr/jeunes/themes/l‐energie‐nucleaire/l‐essentiel‐sur‐les‐filieres‐de‐reacteurs‐nuc 

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dire que  la génération comprend  les différentes technologies de réacteurs qui se traduisent par des critères d’exigences spécifiques pour chaque période.   

 Figure 36 ‐ Les générations de réacteurs nucléaires – Source : CEA 

 Les générations dépendent en général de la période de construction. La Figure 36 faite par le CEA propose un schéma chronologique. Nous avons donc tout d’abord les réacteurs de la 1ère génération dont nous mettons les prototypes et les premiers réacteurs industriels. Il s’agit en général de réacteurs mis au point dans les années 1950 et 1960 et entrés en service avant les années 1970 parmi Magnox (Grande‐Bretagne), UNGG, HWGCR, Chooz A (France). Les  réacteurs  qui  ont  été  construits  à  partir  des  années  1970  concernent  les  réacteurs nucléaires de 2ème génération. « La majorité des réacteurs actuellement en exploitation dans le monde  sont des  réacteurs de génération 2. En France,  il  s’agit principalement de  filière à eau  sous  pression,  une  technologie  américaine  adaptée  par  EDF »64.  Le  retour d'expérience des  précédentes  générations  et  surtout  les  accidents  de  la  centrale  de  Three Mile  Island (États‐Unis)  en  1979  et  de  la  centrale  de  Tchernobyl  (Ukraine)  en  1986,  mais  aussi  des attentats du 11 septembre 2001 ont été pris en considération dans les schémas des nouveaux réacteurs. Grâce à leurs niveaux de sûreté et de sécurité supérieurs, ils sont appelés réacteurs nucléaires  de  3ème  génération.  Les  projets  actuels  considèrent  également  le  retour d'expérience après  l'accident de Fukushima en 2011.  Les  réacteurs dits de 3ème génération sont l’EPR (European Pressurized Reactor) français, l’AP1000 (Advanced Pressurized de 1 000 MW) américano‐japonais et l’AES 2006, dernier modèle de 1 200 MW du VVER russe. En ce qui concerne la 4ème génération, elle comprend les réacteurs actuellement en phase de la conception qui pourraient être construits à l’horizon 2040‐2050. L’État français a mandaté le CEA afin d’étudier la conception d’un réacteur de 4ème génération en 200665.   

                                                            64  http://www.cea.fr/jeunes/themes/l‐energie‐nucleaire/l‐essentiel‐sur‐les‐generations‐de‐reacteurs‐nu  dont  AGR  : Réacteur avancé au gaz, RBMK : Réacteur à eau bouillante, modéré au graphite, de conception soviétique, REB : Réacteur à eau  bouillante,  PHWR  :  Réacteur  à  eau  lourde  pressurisée,  REP  ou  PWR  :  Réacteur  à  eau  pressurisée  (REP), WWER  : Réacteur à eau pressurisée de conception soviétique, CANDU : Réacteur nucléaire à l’uranium naturel à eau lourde conçu au Canada 65 Ibid. 

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II. 2. EPR ‐ Les aspects techniques de la sûreté et la protection de l’environnement renforcée  

Le  nouveau  réacteur  EPR  a  été  développé  en  France  par  EDF,  en  partenariat  avec d’autres  industriels (Areva, Simens) en 1990. Nous concentrerons sur  les aspects techniques de la sûreté et la protection de l’environnement renforcée du réacteur EPR. 

Le  réacteur  EPR  est  présenté  comme  une  des  technologies  assurant  un  très  haut niveau  de  sûreté.  Selon  Areva66,  « le  réacteur  EPR  comprend  4  sous‐systèmes  de  sûreté distincts, appelés « trains de sureté » et situés dans 4 divisions différentes » (Figure  37). Dans les cas de panne dus à des causes extérieures (cas de Fukushima en 2011) le réacteur EPR est capable  à  fonctionner  de  façon  autonome.  Cela  est  assuré  par  le  système  d’alimentation d’urgence sur site et plus précisément par quatre générateurs diesel qui peuvent alimenter chacune  des  divisions  de  sûreté  pendant  72  heures.  De  plus,  le  système  d’urgence  est complété par un système d’alimentation distinct de deux générateurs de secours capable de fournir  de  l’électricité  pendant  24  heures.  Areva  souligne  aussi  le  fait  que,  « la  piscine  à combustible  est  située  à  l’extérieur  du  bâtiment  réacteur,  dans  une  structure  séparée, protégée par une double coque de béton ». 

 

 Figure 37 ‐ Le réacteur EPR – Source : EDF ‐ Note d'information EPR 2013 

  EDF, de son côté67,  insiste sur  la protection de  l’environnement renforcée parce que l’énergie nucléaire permet de produire de  l’électricité non émettrice de gaz à effet de serre (indirectement). Cette 3e génération produit 30 % de déchets radioactifs, car elle permet de réduire de 17%  la consommation de combustible, par  rapport aux  réacteurs de 1 300 MW. EDF le présente comme le réacteur le plus puissant au monde (1 650 MW, contre 1 500 MW pour  les plus récents). Son rendement a été amélioré et  la production annuelle d'électricité augmentera de 36 % par rapport aux réacteurs actuels. Le réacteur français est prévu pour la durée  de  fonctionnement  d’environ  60  ans  avec  un  taux  de  disponibilité  de  91  %.  Le rendement énergétique global annoncé par Areva est de 37% (contre 33% pour les réacteurs de génération précédente). 

                                                            66 http://www.areva.com/FR/activites‐1733/reacteur‐epr‐certification‐et‐projets‐en‐cours.html 67 EDF ‐ Note d'information EPR 2013 

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Actuellement,  quatre  réacteurs  de  type  EPR  sont  en  cours  de  construction  dans  le monde68 : ‐ Le producteur d’électricité finlandais Teollisuuden Voima Oyj (TVO) a signé un contrat clé 

en main avec le consortium AREVA‐Siemens69 (futur exploitant : TVO) ; ‐ La construction par EDF en France sur le site de Flamanville70 (futur exploitant : EDF) ; ‐ Le China Guangdong Nuclear Power Group a signé un contrat pour  la fourniture de deux 

EPR sur le nouveau site de Taishan en Chine71 (futur exploitant : China Guangdong Nuclear Power Corp). EDF détient 30% de la société propriétaire‐exploitant. Areva est chargé de la fourniture de l’îlot nucléaire 

 La technologie nucléaire est aujourd’hui majeure et garantit des conditions de sécurité 

et de sûreté optimales. Les chiffres actuels, 437 réacteurs en exploitation, 72 en chantier dans le  monde  en  201372  et  45  pays  intéressés  l'énergie  nucléaire73,  doivent  être  considérés comme un bilan positif du secteur.   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                            68 http://www.areva.com/FR/activites‐1733/reacteur‐epr‐certification‐et‐projets‐en‐cours.html 69 L’autorisation de construction a été obtenue en février 2005 70 L’autorisation de construction a été accordée le 10 avril 2007 71 L’autorisation de construction a été délivrée en août 2009 72 IAEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2013, 31 juillet 2013. 73 http://www.world‐nuclear.org/info/Country‐Profiles/Others/Emerging‐Nuclear‐Energy‐Countries/ 

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IIIe Partie – Le choix de la solution optimale du mix énergétique polonais à l’horizon 2030 (perspective 2050) 

Les prévisions sont toujours incertaines en particulier celles de long terme qui sont les plus discutables et les plus critiquables, car elles ne reflètent pas souvent une réalité pratique.  En analysant  le sujet du  rapport et  les documents existants et en délimitant  la période des prévisions, nous avons voulu suivre  le programme national  le plus actuel (le PPEJ) ce qui est aussi,  l’objectif  du  stage. De  plus  nous  n’avons  pas  prévu  que  le Ministère  de  l’Économie serait  en  cours  de  préparation  de  son  bilan  de  la  Politique  Énergétique  Polonaise  –  2030, l’analyse  KAPE  ‐  Les  prévisions  de  la  demande  de  carburant  et  d'énergie  en  2050 (confidentiel) et surtout le projet de la Politique Énergétique Polonaise – 2050, pendant mon stage.  La publication  inattendue et  rapide de  ces nouveaux documents  le 14 août 2014 a permis tout d’abord, de clarifier  la situation des prévisions du mix énergétique polonais, mais aussi de  confirmer  le  choix  de  2030  comme  étant  la  période  de  prévision  optimale.  En même temps, il est indispensable de prendre en compte les prévisions et les stratégies officielles de la  Pologne.  C’est  la  raison  pour  laquelle  et  en  respectant  l’art  15  de  la  loi  ‐  Loi  atomique polonaise (la période minimum d’analyse étant de 20 ans), nous analysons le mix énergétique à l’horizon 2050.  

I. Les circonstances pour le développement du secteur de l'énergie  

La problématique du mix énergétique en Pologne a été récemment et profondément analysée dans les différents rapports et études.      I. 1. Le contexte de prévisions  A. La base d’études et de rapports    

En  analysant  le  sujet,  nous  avons  pris  en  comptes  plusieurs  documents  importants parmi ceux qui ont été utilisés par le Ministère de l’Économie dans ses analyses. Tout d’abord, considérons le rapport fait par KPRM, le bureau des analyses de la Chancellerie du Président du Conseil des ministres, sur  le Modèle optimal pour  le mix énergétique polonais à  l’horizon 2060 du 12 novembre 2013. Nous avons  regardé  l’étude  riche d’AGH –  ISE  sur  Le  charbon polonais  pour  l’énergie  dans  la  perspective  de  2050  ‐  l'analyse  de  scénarios  qui  comprend analyse des 16  scénarios possibles  et qui  a  été profondément  étudiée par  le Ministère de l’Économie.  Nous  avons  analysé  L’actualisation  des  prévisions  de  la  demande  de  l’énergie jusqu’en 2030 qui a été faite par ARE en 2013 et qui a été utilisée dans  le Programme PPEJ. Nous avons également considérer les analyses de l’Institut WISE, L'intérêt polonais. Comment utiliser  la  politique  énergétique  et  climatique  de  l'UE  pour  soutenir  le  développement  de  la Pologne jusqu'en 2030? qui s’inscrit dans le projet Low‐Emission Poland 2050. Comme nous  l’avons déjà souligné,  la base des documents a été récemment enrichie par  le Ministère de  l’Économie dans  son bilan de  la Politique Énergétique Polonaise – 2030 et  le projet  de  la  Politique  Énergétique  Polonaise  –  2050,  mais  surtout  par  l’analyse  KAPE (commandée par  le Ministère de  l’Économie) sur  les prévisions de  la demande de carburant et d'énergie en 2050  (confidentiel).  Le dernier document en date est une étude d’Ernst & 

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Young Polska sur Le mix énergétique polonais potentiel en 2030 à  la  lumière des conditions internes et externes. Le rapport a été publié en septembre 2014 et ses analyses constituaient précisément l’objet du stage. B. Les résultats de ces analyses et les hypothèses 

Toutes les études et tous les rapports analysés durant la période du stage oscillent autour 

d’hypothèses  similaires  et  d’objectifs  comparables. Cependant,  nous  préférons  prendre  en compte plusieurs hypothèses de nature stratégique qui ont été proposées dans  les analyses faites par KAPE, car selon les documents présentés par le Ministère de l’Économie le 14 août 2014, les analyses KAPE construiront la base de la nouvelle politique énergétique polonaise.  

La  pression  internationale  pour  réduire  les  émissions  de  gaz  à  effet  de  serre  sera maintenue  et  la  politique  climatique  européenne  sera  poursuivie,  y  compris  par  le maintien de  l’UE ETS et de  l'augmentation progressive du prix des quotas d'émission de CO2 ; 

Les  sources  d’énergie  renouvelables  seront  présentes  dans  le  bilan  énergétique  du pays et les objectifs ENR de 2020 seront maintenus jusqu’à 2050 ; 

La politique visant à améliorer  l'efficacité énergétique de  l'économie sera poursuivie permettant ainsi de réduire l’intensité énergétique ; 

Le  développement  des  marchés  européens  de  l'énergie  et  de  l'infrastructure  de transmission  pour  assurer  la  stabilité  de  l'approvisionnement  et  la  diversification (particulier le gaz naturel) sera assuré ;  

Il n'y aura pas des changements importants dans la structure de taxation de l'énergie. Le  programme  nucléaire  polonais  (PPEJ)  sera  réalisé  (6GW),  avec  la  possibilité  de poursuivre  le développement de  l'énergie nucléaire après 2035 (si  la construction de nouvelles centrales reste juridiquement et économique rentable) ; 

Les  réglementations  environnementales  actuelles  seront  mises  en  œuvre,  en particulier  celles  concernant  la  limitation  des  émissions  de  SOx,  de  NOx  et  des poussières respirables dans le secteur de l'énergie.  

Nous pourrions ajouter aussi d’autres hypothèses comme :  

La  disponibilité  du  charbon  noir,  du  pétrole,  du  gaz  naturel  et  du  combustible nucléaire  sur  les  marchés  mondiaux  permettant  d’assurer  la  demande  de  ces carburants grâce aux importations ; 

Les retardements dans les analyses des gisements du gaz de schiste pouvant limiter sa production sur la période analysée.  

 I. 2. Les perspectives énergétiques du secteur énergétique en Pologne  A.  Plusieurs hypothèses socio‐économiques 

25  ans  après  le  début  de  la  transformation  polonaise  et  dans  un  contexte  de croissance  économique,  la  société  polonaise  a  commencé  aujourd’hui  à  vieillir.  La  crise démographique  européenne  s’implante  aussi  en  Pologne.  Les  rapports  reprennent  à l'unanimité  les analyses de  l’agence GUS ou d’Eurostat concernant  la population en Pologne 

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jusqu’à  2030. L’étude  KAPE  se réfère aussi  à  l’agence  GUS  et  Eurostat  en  appliquant  le modèle de l’Institut WISE pour estimer la population en à l’horizon 2050 (Figure 38).  

An  2010 2020 2030 2040 2050

La population, M 38,3 38,4 37,8 36,4 34,9Figure 38 ‐ La population en Pologne en à l’horizon 2050 – Source : KAPE (2014) 

 Nous constatons la diminution systématique de la population polonaise  à 37,8 M en 2030 et à  34,9 M  en  2050.  En même  temps,  le Ministre  des  Finances  et  l’étude  KAPE  estiment l’augmentation stable de la croissance économique et le PKB au niveau 3,1% pour la période 2010‐2030 (Figure 39) et 2,4% pour la période 2010‐2050.   

  2010‐15  2016‐20 2020‐30 2030‐40 2040‐50 2010‐30  2010‐50 

PKB  2,8%  4,0% 2,9% 2,5% 1,0% 3,1%  2,4% 

PKB per capita  2,9%  3,9% 3,0% 2,9% 1,4% 3,2%  2,7% Figure 39 ‐ PKB, PKB per capita – Source : MF (2013) et KAPE (2014) 

 B. Les hypothèses sur les prix des matières premières et les prix des émissions de CO2  

Comme  nous  l’avons  démontré,  la  matière  première  la  plus  importante  pour  le secteur de l’énergie polonaise est bien sûr le charbon et plus précisément le charbon noir. Le prix moyen de  la vente du charbon noir en 2014 est au niveau 270,7 PLN/t et  le coût de  la production en 2013 de 319,7 PLN/t74 (Figure 24). Comme la plupart des matières premières sont importées, il nous faut regarder les prévisions de leurs prix (Figure 40). 

  L’unité 2010 2015 2020 2030 2040  2050 

Le charbon noir  USD’10/t 107 97 100 104 104  104 

USD’10/GJ 3,6 3,3 3,4 3,5 3,5  3,5 

Le gaz USD’10/1000m3 365 348 331 342 364  388 

USD’10/GJ 10,4 9,9 9,4 9,7 10,4  11,1 

Le combustible nucléaire  USD’10/GJ 0,6 0,6 0,7 0,7 0,8  1,1 

Le pétrole  USD’10/boe75 83 105 106 114 128  143 Figure 40 ‐ Les prix des matières premières importés en Pologne – Source : KAPE (2014)

L’étude KAPE précise que le coût de la production du lignite à partir des nouvelles mines sera d’environ 7 PLN/GJ et la production de la biomasse à 25 PL/GJ. Le rapport envisage que le prix du  charbon noir  et du pétrole  sera  comparable  avec  le prix moyen prévu dans  l’étude de l’OCDE  New  Policies  Scenario76.  En  ce  qui  concerne  le  combustible  nucléaire,  les  auteurs prennent  en  compte  l’augmentation  probable  de  la  demande  mondiale.  Malgré  cette augmentation, les prévisions des prix du nucléaire restent raisonnables et acceptables.   Le  point  décisif  pour  la  Pologne  est  évidemment  les  prix  des  émissions  de  CO2. L’analyse globale des  tous  les  scénarios présentés dans  tous  les  rapports et études montre qu’il est une variable cruciale pour  les prévisions. Son augmentation met  toute de suite en question les projets des installations polluantes, dont le lignite et le charbon noir.  

                                                            74 Selon l’agence GUS et le Ministère de l’Économie – 2014 75 Barrel of oil equivalent 76 WEO 2013 

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  L’unité  2010 2015 2020 2030 2040 2050 

Le prix  EUR’10/tCO2 14,6 8,5 12,5 25 35 45 Figure 41 ‐ Les prix des émissions de CO2 – Source : KAPE (2014) 

 L’étude KAPE (Figure 41) envisage l’augmentation progressive des prix des émissions de CO2, même  si  ce  dernier  reste  peu  onéreux.  Son  niveau  commence  à  augmenter  de manière significative à partir de 2030 seulement. Nous pouvons donc dire que  les prévisions suivent les tendances actuellement présentes sur  le marché. L’étude AGH‐ISE (Figure 42) est encore plus sceptique dans son scénario de référence. Elle envisage environ 21 EUR’11/tCO2 en 2050 et  elle  compare  ses  résultats  avec  l’étude  KPRM  et  son  scénario  CO2  élevé  où  les  prix augmentent de manière plus agressive, 51,21 EUR’11/tCO2.  

  Le scénario  2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045  2050 

EUR’11/tCO2  Référence  10  15,12 15,12 17,07 18,04 18,02 20  21,21 

EUR’11/tCO2  CO2 élevé  10  15,12 23,17 32,19 40,24 49,26 50,24  51,21 Figure 42 ‐ Les prix des émissions de CO2 – Source : AGH‐ISE (2013) et KPRM (2013)

« Nous constatons  rapidement que  le premier défi  du  secteur polonais  de  l’énergie,  c’est  la politique  climatique  européenne  qui,  par  son  intensification,  peut  affecter  directement  la position  des matières  premières  et    l'énergie  ‐  y  compris  le  charbon  comme  le  combustible principal utilisé dans  la production d'électricité et, par conséquent,  l'ensemble de  l'économie polonaise »77. C. La disponibilité des matières premières polonaises  

Les  perspectives  du  secteur  de  l'énergie  polonais  ont  été  profondément  analysées dans la Partie I du rapport section II. Le bilan reste positif et la Pologne dispose de ressources et de réserves importantes de charbon, dont le lignite et le charbon noir. Comme nous l’avons précisé, l’ensemble du secteur minier attend la réorganisation intense promise pour faire face à  la  diminution  du  prix  du  charbon  importé.  De  plus,  les  experts  soulignent  l’importance d’effectuer  la  vérification des  gisements du point  vu économique,  car aucune étude de  ce type  n’a  été  faite.  Les  négociations  entre  le  gouvernement  et  les  syndicats miniers  sont continuellement en cours et nous ne pouvons pas analyser de nouvelles  idées concernant  la restructuration.  

Les  secteurs  du  gaz  naturel  et  du  pétrole  se  portent  également  bien.  Les investissements  actuellement  en  cours  permettent  de  diversifier  les  importations  des matières  premières.  En  même  temps,  le  Président  de  la  Commission  de  Régulation  de l'Energie  en  Pologne  (URE)  a  validé  le  7  septembre  201478  le  plan  d’investissements  de l’opérateur PSE pour  la période 2014‐2023 concernant  le développent du  réseau du gaz en Pologne. L’opérateur PSE construira environ 2000km de nouveaux gazoducs afin d’augmenter la flexibilité de transfert du gaz.      De  son  côté,  le  développement  du  secteur  du  gaz  non  conventionnel  devrait  être critiqué.  Le nombre de  forages  et  la  recherche  sont  insuffisants pour  au minimum  vérifier l’état et  le  lieu des gisements. La politique nationale n’arrive pas à attirer et à  solliciter de potentiels investisseurs.  

                                                            77 SIKORA Andrzej, « Dlaczego wegiel w Polsce bedzie glownym surowcem energetycznym do 2050 ? », Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” – PAN, Warszawa 2014. 78 http://www.wnp.pl/wiadomosci/inwestycje‐ktorych‐nie‐widac,233408.html 

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  Nous  devons  ici  signaler  les  considérations  relatives  aux  réserves  d’uranium  en Pologne. La recherche a commencé en 194879 et des ressources ont été retrouvées dans  le gisement  Rajsk  dans  les  années  1967‐1976.  Elles  ont  été  estimées  à  5 320  tonnes80. Cependant, en  l’absence de documents récents,  il est difficile de confirmer cette hypothèse d’autant  que  d’après  l’étude  des  données  géologiques  en  2009‐2010,  la  Pologne  ne disposerait pas de  ressources qui pourraient être exploitées dans  les conditions de marché actuelles81. L’explication est logique, l’état actuel du marché permet d’importer l’uranium au prix  concurrentiel.  Il  nous  faut  noter  que  les  rapports  soulignent  à  l'unanimité  que  les changements  sur  le  marché  et  la  volonté  politique  poussent  la  production  nationale d’uranium.  

L’étude KAPE précise  le potentiel national a été évaluée en se basant sur  le  rapport AGH‐ISE (Figure 43).  

  L’unité 2010 2015 2020 2030 2040  2050 

Le charbon noir (mines existantes) Mt 76 78 78 62 53  30 

Mtep 60 62 62 50 43  25 

Le lignite (mines existantes)  Mt 62 62 62 62 62  62 

Mtep 13 13 13 12 3  1 

Le gaz naturel  Md m3 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5  4,5 

Mtep 4 4 4 4 4  4 

Le pétrole  Mtep 0,0 0,6 0,6 0,6 0,6  0,6 

Le charbon noir (mines nouvelles) Mt 8 9 23 24  23 

Mtep 6 6 16 17  17 

Le lignite (mines nouvelles)  Mt 0 4 28 46  46 

Mtep 0 1 6 10  10 

Figure 43 ‐ Le potentiel national des matières premières – Source : AGH‐ISE (2013) et KAPE (2013) Il est à noter que l’étude KAPE conditionne d’une part, le lancement de la nouvelle mine à ciel ouvert prévue et dotée d’une nouvelle capacité de production à base de  lignite, et d’autre part,  le  développement  des  nouvelles  mines  de  charbon  noir  ouvertes  uniquement  en l'absence de couverture de  la demande nationale par des  infrastructures minières actuelles. Elle ne prend pas en compte le pétrole non conventionnel et le gaz non conventionnel. Nous constatons  aussi  que  l’étude  n’envisage  pas  des  problèmes  dans  les  importations  des matières premières.   La disponibilité des matières premières en Pologne ne pose pas de problèmes du point vu de la sécurité. Dans le cas d’une situation normale et stable sur les marchés mondiaux, les approvisionnements  en  gaz  et  en  pétrole  peuvent  être  assurés.  Le  point  important  est  le charbon.  Les  gisements  actuellement  en  fonctionnement  devront  être  exploités  ce  qui permettra  de  réduire  la  production  de  charbon  dans  le  temps.  La  question  qui  se  pose 

                                                            79 IAEA ‐ Uranium: Resources, Production and Demand (The Red Book) – 2014 80 Ibid. 81 Ibid. 

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concerne ainsi  la stratégie nationale et  le choix politique de construire ou pas de nouvelles mines.   D. Le plan de liquidation des anciennes centrales d'électricité et la nouvelle capacité prévue  

Nous  rappelons  que  l’analyse  AGH‐ISE82  estime  l’écart  à  environ  12  GW  entre  les anciennes  et  les  nouvelles  centrales  électrique.  Les  prévisions  du Ministère  de  l’Économie faites  en  2012  par  EM&CA83  estiment  l’écart  entre  12,3  GW  à  14,3  GW  jusqu’à  2030. L’analyse de KAPE et  l’institut WISE estime que 6 GW de  la capacité existante seront retirés du système  jusqu’à 2020 et encore  (environ) 5 GW dans  la prochaine 10 ans  (Figure 26).  Il faut noter que  la plupart des unités de puissance  en  fonction  aujourd'hui  vont disparaître dans les années 2030‐2040 (Figure 27).  En  comparant  ces  différents  scénarios  de  liquidation,  nous  constatons  que  plusieurs hypothèses sont toujours envisageables. Une situation similaire concerne la construction de la nouvelle capacité. Nous préférons  se  référer à  l’étude Ernst & Young Polska  selon  laquelle, l'échelle  des  arrêts  des  centrales  planifiés  actuellement  en  exploitation  et  la  progression relativement  faible dans  la construction des nouvelles capacités dans  le système entraînera un risque de déficit estimé à environ 8 GW.  

  2010  2015 2020 2025 2030 2035 2040  2045  2050Le lignite (centrales 

existantes) 8750  9350 7557 7557 6617 1332 1332  1332  1332

Le lignite (nouvelle centrales) 

0  0  450 450 450 450 450  450  450

Le charbon noir (centrales existantes) 

159111  159111 12388 12388 9431 2611 766  766  766

Le charbon noir (nouvelle centrales) 

0  0  3000 3000 4000 4500 125000  125000  125000

La cogénération (centrales 

existantes) 

5282  5274 4565 4365 3409 1666 1266  362  362

La cogénération (nouvelle centrales) 

0  0  923 1360 3029 5402 5760  7197  6783

Le gaz (actuel)  0  0  0 0 0 3000 6500  6500  6500Le gaz (elektrocieplownia)  906  1464 2988 3007 3301 3395 2663  3994  2952

L’énergie nucléaire  0  0  0 1500 3000 6000 6000  6000  6000L’hydraulique (grande)  1696  1696 1696 1696 1696 1696 1696  1696  1696L’hydraulique (petite)  650  670  700 725 750 775 800  800  800

La biomasse  325  530  530 530 530 530 205  0  0Le biogaz  102  140  360 800 1400 1500 1600  1700  1800L’éolien  1800  3050 7050 9800 13500 18000 19000  20000  21000

PV  1  25  175 600 2426 4213 7149  10723  15830Autres  582  582  472 372 272 172 72  72  72Total  36005  37692 42854 48151 54293 63242 67759  74092  78843Figure 44 ‐ La puissance installée de production d'électricité par la technologie [MW] – Source : KAPE

Comparons ces estimations avec  les résultats de  la puissance  installée de production 

d'électricité  par  la  technologie  présentée  par  l’agence  KAPE  (Figure  44).  Nous  constatons toute de suite l’impact du nouveau 4GW dans les centrales au charbon noir et l’augmentation 

                                                            82 Ibid. 83 Le rapport sur la sécurité de l'approvisionnement en électricité – 2013 

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énorme  et  peu  probable  des  parcs  éoliens  (13,5GW)  en  2030.  Les  résultats  en  2050  se présentent comme  impossibles à  réaliser et peuvent être considérés  seulement comme un résultat purement théorique.   En utilisant ces données (Figure 44), nous essayons de démontrer ci‐après  les difficultés qui attendent  les  autorités  polonaises, mais  surtout  le  système  énergétique  polonais  sous  ces hypothèses.  E. La politique climatique UE 

L'UE est sur la bonne voie pour atteindre ses objectifs de réduction des émissions de gaz  à  effet  de  serre  prévus  par  le  Protocole  de  Kyoto  et  à  l'horizon  202084.  De  plus,  la Commission  européenne  a  publié  son  premier  Rapport  sur  les  progrès  des  énergies renouvelables dans le cadre de la directive de 2009 sur les énergies renouvelables le 27 mars 2013. « Les chiffres de 2010 indiquent que l'UE dans son ensemble est sur la bonne voie en ce qui  concerne  les  objectifs  en  matière  d'énergie  renouvelable  fixés  pour  2020  et  que  les énergies renouvelables représentent déjà 12,7% »85. En analysant  les  informations (Figure 45 et Figure 46), nous constatons que la Pologne est elle aussi sur la bonne voie. 

 

 Figure 45 ‐ 2020 GES objectifs de réduction des émissions dans les non‐EU ETS secteurs  – Source : E&Y (2014) 

                                                            84 EC Report of 9 October 2013, Progress Towards Achieving the Kyoto and EU 2020 Objectives, COM(2013) 698 final 85 http://ec.europa.eu/energy/renewables/reports/reports_fr.htm 

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 Figure 46 ‐ Les objectifs de la part des ENR dans la consommation d'énergie dans l'UE‐28 – Source : E&Y 

 Le  contexte  de  la  politique  climatique  de  l’Union  européenne  est  actuellement  en 

cours de négociation. La Commission européenne a présenté  le 22  janvier 2014  le nouveau paquet « énergie climat » à l’horizon 203086. Ce paquet prévoit la réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% par rapport aux émissions de 1990 (43% /2005 pour les secteurs ETS ; 30% /2005 pour les secteurs non ETS) avec un objectif contraignant pour l’ensemble de l’Union (et non plus par Etats) d’atteindre au minimum 27% d’énergies renouvelables dans le mix énergétique.  L’étude  Ernst  &  Young  Polska  rappelle  que  l’analyse  CCPA87  publiée  par  le Ministère  de l'Économie en mai 2014 montre que le nouveau paquet n'affecte pas tous les États membres de manière égale et son exécution sera plus difficile pour  les Etats dont  l'économie est plus dynamique avec  la part  importante du secteur de  l'énergie et  les  industries à forte  intensité énergétique.  Selon  euractiv,  « la  France  et  l’Allemagne  ont  insisté  en  marge  du  Conseil européen  du  30  août  pour  qu’Herman  van  Rampuy,  le  président  en  exercice  du  Conseil, s’engage pour que la position européenne sur le Paquet climat 2030 soit fixée lors du prochain conseil européen, les 23 et 24 octobre prochain à Bruxelles »88. Les  États membres  s’attendent  à  des  négociations  difficiles, mais  il  est  probable  que  les objectifs présentés en janvier 2014 seront modifiés.  I. 3. Les technologies prises en compte dans le rapport  

En vertu de l’ensemble des rapports et études, nous observons  la concordance entre les différents auteurs. Ils ont décidé de ne pas analyser les technologies industriellement non utilisables  pour  l’instant.  La  technologie  CCS  est  sans  doute  intéressante, mais  elle  reste toujours en phase de  test et n’a pas vu  jusqu’à présent d’application  industrielle  concrète. Pour  la même raison,  les études n’ont pas pris en compte  la technologie SMR. Comme nous l’avons déjà souligné,  la technologie nucléaire autre que  la génération 3 n’est pas envisagée 

                                                            86 Communication  from the European Commission of 22 January 2014: A policy  framework  for climate and energy  in the period from 2020 to 2030, COM(2014) 15 final 87 Economic effects of  the proposed 2030 climate and energy policy  framework on Poland and other EU regions. Results based on the PLACE global CGE model., Center for Climate Policy Analysis, Warsaw April 2014   88  http://www.euractiv.fr/sections/developpement‐durable/la‐nomination‐de‐donald‐tusk‐fragilise‐la‐position‐climat‐de‐lue 

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par  le PPEJ.  Les  différents  auteurs  soulignent  aussi  l’importance  des  ressources  en  gaz  de schistes, mais  ils restent d’accord sur  le fait que  l’état actuel de  la recherche en Pologne ne permet pas d’envisager sa production.    Nous profitons de ce paragraphe pour présenter la liste complète des paramètres techniques et économiques des technologies concernent  les  installations de production d'électricité qui ont été utilisés dans les analyses KAPE (Figure 47).  

  La durée de la vie 

Les dépenses d'investissement 

Taux de croissance annuel composé 

Les charges d'exploitation constante 

Les charges d'exploitation 

variables 

Le rendement 

Le temps de production 

  An  millePLN’10 /MW  CAGR 2010‐2050 

millePLN’10 /MW PLN’10 /MW %  h/an

Lignite ‐ PL  45  7000  ‐0,2% 124 12 46  7884

Ch. noir ‐ PC  40  6200  ‐0,2% 113 10 46  7884

Ch. noir ‐ IGCC  45  7750  ‐0,2% 113 10 49  7884

Ch. noir ‐ CHP  40  8900  0,0% 159 12 44  3942

Gaz ‐ TG  30  3000  0,0% 87 6 44  7008

Gaz ‐ GTCC  30  4000  0,0% 87 6 58  7008

Gaz – GTCC/CHP 

30  4000  0,0% 159 6 58  3942

Nucléaire  60  18450  0,0% 287 4 36  7884

Éolienne  20  5500  ‐0,4% 200 0 100  2409

Éolienne offshore 

20  12300  ‐1,1% 600 0 100  3679

PV  20  5945  ‐1,8% 115 0 100  876

PV locale  20  7585  ‐1,8% 70 0 100  876

L’hydraulique (petite) 

80  18000  0,0% 650 12 100  3942

Le biogaz  30  15000  ‐1,7% 800 8 48  7446

La biomasse ‐ CHP 

30  10000  ‐0,2% 159 12 36  7446

Figure 47 – Les paramètres des nouvelles unités de production inclus dans les prévisions de KAPE 2014 (PLN’10)89 

 I. 4. La taille et la structure de la demande d'énergie primaire, finale et électrique  

L’agence KAPE a été chargée directement par  le Ministre de l’Économie pour évaluer la structure de la demande d’énergie à l’horizon 2050.  A. La demande d'énergie primaire 

Selon  les  résultats  présentés  par  l’agence  KAPE  (Figure  48)  la  demande  d’énergie primaire jusqu’en 2030 va se maintenir à un niveau de oscillant entre 102‐103 Mtep par an. Cependant, nous allons observer la probable diminution de la demande jusqu’en 2050 où elle devrait atteindre 87,9 Mtep. Nous comprenons ainsi que la variable cruciale prise en compte dans  les  prévisions  est  l’augmentation  d’efficacité  énergétique  surtout  dans  le  secteur  du bâtiment  ou  du  transport.  Il  nous  faut  souligner  qu’en matière  d'efficacité  énergétique,  la Pologne s'est fixé un objectif indicatif national de stabilisation de sa consommation d'énergie primaire au niveau de 96 Mtep en 2020. Pourtant, les prévisions de l’agence KAPE l’estiment environ 102,5 Mtep. 

                                                            89 Modele  POESSIA, WISE  (2013),  DECC  (2012),  DAS  KPRM  (2013),  GIPH  (2013),  IEO  (2013), MAE  (2010), MAE  (2012), McKinsey (2009) 

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An  2010  2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045  2050 

Le charbon noir 43,0  36,9 35,5 32,8 31,3 30,1 29,9 27,1  24,4 

Le lignite  11,6  14,3 13,0 11,9 9,1 2,5 2,6 2,2  2,1 

Le pétrole  26,5  25,4 27,2 27,5 26,9 25,1 23,4 22,3  21 ,5 

Le gaz  12,8  14,1 15,2 15,3 15,2 16,1 16,1 15,8  15,5 

ENR  7,3  9,2 12,0 12,6 14,0 14,6 14,1 13,8  137 

Le nucléaire 0,0  0,0 0,0 2,8 5,6 10,8 10,9 10,6  10,3 

Autres  0,6  0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4  0,4 

Totale  101,8  100,2 103,2 103,2 102,5 99,5 97,3 92,2  87,9 Figure 48 ‐ La demande d’énergie primaire jusqu’à 2050 [Mtep] – Source : KAPE (2014)

 Ce qui changera le plus, c’est bien la structure de la demande d'énergie primaire (Figure 49). La  part  du  charbon  noir  va  progressivement  diminuer,  son  rôle  dans  la  satisfaction  de  la demande d'énergie primaire diminuant de 42% en 2010 à 28% en 2050. Avec  l'épuisement des gisements déjà exploités de lignite et avec la baisse de la rentabilité relative des centrales à base de lignite, son rôle dans le mix énergétique polonais va lui aussi diminuer. Nous voyons rapidement que cette  solution  laisse envisager une augmentation du prix des émissions de CO2 et méconnait aussi  le potentiel du charbon noir et du  lignite polonais. Nous constatons qu’une  partie  de  la  place  du  charbon  sera  prise  directement  par  les  sources  d'énergie renouvelable,  mais  aussi  par  le  nucléaire  qui  sera  le  résultat  du  développement  du programme nucléaire. L’agence KAPE envisage aussi que  la part du gaz augmentera passant de 13% actuellement à 18% en 2050.   

An  2010  2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045  2050 

Le charbon noir  42  37 34 32 31 30 31 29  28 

Le lignite 11  14 13 12 9 3 3 2  2 

Le pétrole 26  25 26 27 26 25 24 24  24 

Le gaz  13  14 15 15 15 16 17 17  18 

ENR  7  9  12 12 14 15 14 15  16 

Le nucléaire 0  0  0 3 5 11 11 11  12 

Autres  0,6  0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4  0,4 Figure 49 – La structure de la demande d’énergie primaire jusqu’à 2050 [%]  – Source : KAPE (2014) 

 B. La demande d'énergie finale   

La demande d’énergie  finale changera aussi et  la structure de  la demande d’énergie finale  selon  les  types  restera  en  parfaite  cohérence  avec  les  prévisions  estimant l’augmentation stable de la croissance économique et le PKB au niveau 3,1% pour la période 2010‐2030  (Figure  39)  et  2,4%  pour  la  période  2010‐2050.  Nous  observerons  sans  doute l’augmentation  de  la  demande  jusqu’en  2030  suivi  d’un  phénomène  de  saturation  de  la demande  (Figure 50).  L’agence KAPE prévoit que  la Pologne  restera un pays possédant un secteur industriel bien développé en 2050.   

An  2010  2015 2020 2025 2030 2035 2040  2045  2050 

L’électricité 10,1  10,6 11,9 12,6 13,8 14,6 15,0  15,1  14,8 

Le transport (carburant)  17,1  18,6 20,9 22,0 22,5 22,5 22,2  21,8  21,5 

La chaleur et le froid  39,2  38,0 38,7 37,7 35,9 33,3 31,0  28,8  26,5 

Totale  66,5  67,2 71,6 72,3 72,3 70,4 68,2  65,7  62,7 Figure 50 ‐ La structure de la demande d’énergie finale selon les types jusqu’à 2050 [Mtep] – Source : KAPE (2014) 

 

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

En  conséquence,  nous  constatons  des  changements  dans  la  structure  de  la  demande d’énergie finale selon les sources. La structure de la demande augmentera pendant la période de  développement  et  commencera  à  diminuer  systématiquement  (Figure  51). Un  tel  effet peut  se  aussi  traduire par  l’augmentation d’efficacité  énergétique  et  le développement de technologies plus efficaces.   

An  2010  2015  2020 2025 2030 2035 2040 2045  2050 

Le charbon  13,4  12,2  11,9 11,2 10,5 9,9 9,4 8,6  7,8 

Les produits  pétroliers 

20,6  21,5  21,7 21,4 20,8 19,3 17,9 17,0  16,3 

Le gaz  9,4  9,3  9,5 9,4 9,1 8,9 8,7 8,3  7,7 

L’électricité 10,2  10,6  11,9 12,6 13,8 14,6 15,0 15,1  14,8 

La chaleur  7,0  7,2  7,7 7,7² 7,6 7,3 7,0 6,7  6,3 

ENR  5,2  5,9  8,4 9,4 9, 9,7 9,5 9,3  9,1 

Autres  0,6  0,6  0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7  0,7 

Totale  66,5  97,2  71,6 72,3 72,3 70,4 68,2 65,7  62,7 Figure 51 ‐ La structure de la demande d’énergie finale selon les sources jusqu’à 2050 [Mtep] – Source : KAPE (2014) 

 C. La demande d'énergie d’électrique   

La demande d’électricité est  le point qui nous  intéresse  le plus. Comme nous  l’avons déjà signalé, la production d'électricité en 2013 était de 162 501 GWh et est en augmentation (+1,7% par rapport 2012). La surproduction d’électricité sur la consommation était d’environ 4 521 GWh en 2013 la consommation d’électricité en 2013 s’est élevée à 157 980 GWh.  

An  2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040  2045  2050

La demande d'électricité (TWh)  158 159 178 187 207 221 230  229  223Figure 52 ‐ La demande d'électricité [TWh] – Source : KAPE (2014) 

L’étude Ernst & Young Polska a  repris  les plus  importantes analyses  réalisées en  la matière (Figure 54). Les différents auteurs envisagent tous que  la demande d’électricité augmentera jusqu’en  2030.  L’agence  KAPE  estime  aussi  le  changement  important  dans  la  demande d’électricité. Nous observons que la demande d’électricité s’élève à 207 TWh en 2030 (Figure 52).  En  comparant  les  résultats  avec  les  autres  études,  l’agence  KAPE  ne  reste  pas  très cohérente. Notons que les prévisions du Ministère de l’Économie faites en 2012 par EM&CA90 sont moins positives estimant une demande oscillant entre 160 – 170 TWh. L’étude AGH‐ISE envisage trois scénarios (Figure 53) de la demande. Les estimations restent comparables pour 2030 (Le scénario de référence et Le scénario haut).  

An  2015 2020 2030 2040 2050 

Le scénario bas 124 135 149 167 179 

Le scénario de référence 127 140 162 186 204 

Le scénario haut 128 144 171 2020 225 Figure 53 ‐ La demande d'électricité [TWh] – Source: AGH‐ISE 

 Cependant,  l’agence KAPE détermine 223 TWh en 2050 ce qui devient une estimation peu probable.  Il  s’agit  de  l’augmentation  énorme  de  la  demande  d’environ  40%  et  cela  reste 

                                                            90 Le rapport sur la sécurité de l'approvisionnement en électricité – 2013 

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aujourd’hui critiquable. L’étude AGH‐ISE envisage même 225 TWh, mais dans le « Le scénario haut ».  

 Figure 54 ‐ La demande d'électricité [GWh] – Source : E&Y 

 Pour prendre en  compte  telle demande,  l’agence KAPE envisage  fortement  l’hypothèse du développement de  l’industrie en Pologne et son développement économique. Cependant,  il faut noter que nous avons constaté la diminution systématique de la population polonaise  à 37,8 M en 2030 et à 34,9 M en 2050.  I. 5. La puissance installée    

Selon  les  informations de  l’agence URE et PSE (Figure 4),  la capacité  installée dans  le système KSE s’est élevée 38 406 MW en 2013 a augmenté de 360 MW (0,9%) par rapport à 2012.  La  demande  moyenne  s’est  élevée  21 884  MW  et  la  pointe  de  consommation électrique était de 24 761 MW. 

En vertu de l’ensemble des rapports et études, nous observons que les prévisions de la capacité  installée en 2030 sont comprises entre 46 et 54 GW. De son côté,  l’analyse  la plus récente de  l’agence KAPE envisage 54 GW en 2030 et 78 GW en 2050  (Figure 44). 54 GW entrent  dans  les  estimations  comparables  avec  l’ensemble  des  documents.  Cependant, comme nous  l’avons déjà signalé,  les résultats de 2050 se présentent comme  impossibles à réaliser et peuvent être considérés seulement comme un résultat purement mathématique.   Par  conséquent,  nous  devons  souligner  l’augmentation  de  la  puissance  du  pic  de  29  GW actuelle à 42 GW après 2040 (Figure 55). C’est  la conséquence  logique de  l’augmentation  la demande d’électricité.   

 

 

 

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

   2010 2015 2020 2025 2030 2035  2040  2045 2050

La  demande de puissance moyenne (GW) 

18 18 20 21 24 25  26  26  25

La demande maximale ‐ pic (GW)  26 26 29 31 34 37  38  38  37

La  demande de puissance (pic) en tenant compte de la réserve (GW) 

29 29 32 34 38 40  42  42  41

Figure 55 ‐ La  demande de puissance [GW] – Source : KAPE 

 La  proposition  de  capacité  installée  de  l’agence  KAPE  (Figure  44)  doit  être  tout  de 

suite comparée avec  la production d’électricité selon  la matière première  (Figure 56). Nous constatons rapidement que les principaux producteurs d'électricité tout au long de la période de prévisions  restent  les centrales au charbon ce qui obligera  la Pologne à  investir dans de nouvelles  installations au charbon pour remplacer blocs construits dans des années soixante et soixante‐dix, blocs qui seront fermés bientôt.   

An  2010  2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045  2050 

Le charbon noir 87,9  72,5 76,9 75,9 79,0 84,4 88,8 82,3  74,5 

Le lignite  48,6  58,4 53,8 49,6 38,1 11,1 11,3 10,7  10,3 

Le gaz  6,8  5,8 11,8 11,9 13,0 18,4 17,5 23,3  20,4 

ENR  11,6  20,6 34,0 36,9 51,9 61,1 65 ,1 67,5  73,2 

L’énergie nucléaire  0  0  0 11,8 23,3 45,1 45,4 44,2  43,3 

Autres  2,6  1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4  1,4 

Totale  157,7  158,8 177,9 187,5 206,8 221,4 229,7  229,5  222,9 Figure 56 ‐ La production d’électricité selon la matière première, [TWh] – Source : KAPE 

 En même  temps,  la demande d'électricité  augmentera d'environ  40%  et  les  ressources de charbon dans  les mines existantes diminueront.  L’ouverture de nouvelles mines pour  cette ressource  sera économiquement  justifiée dans  la  situation où  le prix des émissions de CO2 n’augmentera pas de manière significative.  L’agence  KAPE  prévoit  le  développement  des  ENR  dont  l'énergie  solaire  photovoltaïque  et l’éolien à un haut niveau ce qui reste très contestable vis‐à‐vis des conditions géographiques de  la Pologne. Les éoliennes ne produisent de  l'électricité que 15 à 25% du  temps pendant l’année  et  l’énergie  solaire  entre  10  à  15%91.  Nous  soulignons  que  la  réalisation  du programme nucléaire a été prévue sans aucun retard, ce qui est optimiste.    

II. Les scénarios pour le développement du secteur de l'énergie  Dans  les  premiers  temps  de  notre  analyse,  nous  avons  essayé  d’expliquer  la 

problématique  du  système  polonais  afin  de  mieux  comprendre  les  enjeux  politiques  et économiques du futur mix énergétique polonais. Par  la suite, nous nous concentrons sur  les choix du scénario optimal     II. 1. Les fondements d’analyse pris en compte dans le rapport  

En  analysant  les  scénarios,  nous  devons  prendre  en  compte  les  estimations  de  la fermeture des installations entre 12,3 GW à 14,3 GW jusqu’à 2030. Cela signifie qu’une partie 

                                                            91 KASZTELEWICZ Zbigniew, « Doktryna energetyczna Polski na I połowę XXI wieku », AGH – Cracovie, août 2014. 

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

du parc énergétique doit être reconstruit et modernisé. Il nous faut aussi prendre en compte l’augmentation de  la demande d’énergie ainsi que certaines prévisions,  telles que celles de EM&CA, ARE, PEP 2030, PRIMES92 pour montrer la complexité des estimations.   

Le scénario EM&CA – 53,7 GW en 2030  

  

Le scénario ARE – 46,6 GW en 2030  

  

  

 

  

  

                                                            92 Source: EY, based on data from the Report on results of energy supply security monitoring in the period from 1 January 2012  to  31 December  2012,  prepared  by  the Ministry  of  Economy  in  2013, Ministry  of  Economy  2013  (the  document contains EM&CA forecasts); Poland’s Energy Policy, Ministry of Economy 2009; Update of the fuel and energy requirements up until 2030, ARE 2011;  EU  Energy,  transport  and GHG emissions  trends  to 2050, Reference  Scenario 2013,  European Commission 2013 (PRIMES model). * Pumped storage sources were classified as solid fuel‐fired generating capacity. 

57%

0%8%

11%

24%

Les combustibles solides ‐ 57,2%(30,7 GW)

Le pétrole ‐ 0% (0 GW)

Le gaz ‐ 7,5% (4 GW)

Le nucléaire ‐ 11,2% (6 GW)

ENR ‐ 24,1% (12,9 GW)

52%

0%13%

10%

25%

Les combustibles solides ‐ 52,4%(24,3 GW)

Le pétrole ‐ 0% (0 GW)

Le gaz ‐ 12,6% (5,8 GW)

Le nucléaire ‐ 9,7% (4,5 GW)

ENR ‐ 25,4% (11,7 GW)

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Le scénario PEP 2030 – 51,4 GW en 2030  

   

Le scénario PRIMES 2030 – 48,8 GW en 2030  

 Il  faut noter que ces scénarios ont été préparés avant  les nouvelles prévisions de  la 

demande en carburant et en énergie à l’horizon 2050 par l’agence KAPE. Cependant, le point commun à souligner dans ces scénarios est la diminution de la part des combustibles solides dont le charbon. La part du charbon diminue, mais reste toujours présent dans les scénarios. Nous remarquons aussi qu’en baissant la part du charbon, la puissance ne doit pas se réduire. Sa part peut donc bien être remplacée.  II. 2. Les scénarios possibles de la nouvelle politique énergétique polonaise  A. Les prévisions d’Ernst & Young Polska et EDF France 

 Une partie du travail durant le stage était concentrée sur l’étude Ernst & Young Polska 

et EDF France et les prévisions du mix énergétique en Pologne à l’horizon 2030. Le rapport a estimé  l’écart  (le  gap)  de  la  puissance  à  8GW  et  ce  qui  a  permis  de  préparer  les  quatre scénarios  pour  remplacer  le manque  de  puissance.  L’étude  a  envisagé  tout  de  suite  trois scénarios alternatifs, dont  le scénario charbonnier,  le scénario du gaz de schiste,  le scénario ENR et un scénario diversifié considéré comme le scénario final.  

61%

0%7%

9%

23%

Les combustibles solides ‐ 60,8%(31,2 GW)

Le pétrole ‐ 0% (0 GW)

Le gaz ‐ 7,2% (3,7 GW)

Le nucléaire ‐ 9,3% (4,8 GW)

ENR ‐ 22,7% (11,7 GW)

42%

0%20%

13%

25%

Les combustibles solides ‐ 41,9%(20,4 GW)

Le pétrole ‐ 0,2% (0,4 GW)

Le gaz ‐ 19,8% (9,6 GW)

Le nucléaire ‐ 13,0% (6,3 GW)

ENR ‐ 24,9% (12,1 GW)

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Nous  analyserons  seulement  le  scénario  diversifié,  car  il  est  seul  qui  prend  en  compte  la réalisation du programme nucléaire polonais qui a été confirmé par  les derniers documents du Ministère de l’Économie.  

Le scénario diversifié Ernst & Young – 50 GW en 2030  

  

Nous  observons  tout  de  suite  qu’Ernst  &  Young  envisage  environ  50  GW  de  puissance installée.  Le  charbon  noir  et  le  lignite  restent  toujours  présents  dans  le mix  énergétique pourtant sa part diminue de 50%. La raison principale est  la réalisation des objectifs du Plan climat‐énergie,  dont  20 %  d’énergies  renouvelables  dans  le mix  énergétique  d’ici  à  2020. Nous notons que  les  sources  renouvelables ont été définies à 23%,  car  le nouveau paquet climat‐énergie  est  en  négociation  et  les  objectifs  proposés  envisagent  un  objectif contraignant pour l’ensemble de l’Union (et non plus par États) d’atteindre au minimum 27% d’énergies  renouvelables  dans  le mix  énergétique.  L’étude  Ernst  &  Young  envisage  aussi l’augmentation  de  la  part  du  gaz  dans  le mix  qui  se  traduit  par  l’obligation  d’adapter  le système électrique pour gérer l'intermittence de la production éolienne et solaire. Le charbon diminue  aussi,  car  le  scénario  envisage  la  réalisation  de  la  première  partie  du  programme nucléaire polonais avec la construction de la première centrale nucléaire. L’énergie nucléaire remplace une partie (4,5 GW) d’écart (le gap). Cependant nous observons que  l’autre partie (3,5 GW) est assurée par le charbon noir ce qui porte donc la part du charbon à 57%. Il nous faut  souligner que  la  technologie et  le projet de  la première centrale nucléaire n’a pas été encore choisi. De ce  fait,  la puissance  totale pourrait être de 3 GW si nous parlons de deux unités  EPR.  Cela  permettrait  d’augmenter  la  part  du  charbon  noir  ou  du  lignite  et  de  se tourner  vers  les  réserves  nationales  riches  puisque  le  nucléaire  est  une  énergie  non directement  émettrice  de  CO2.  Évidemment,  la  variable  déterminante  est  le  prix  des émissions de CO2 et le nouveau paquet climat‐énergie.    B. Les prévisions de l’agence KAPE et WISE  

Comme nous l’avons souligné, la situation a changé durant la période de stage et nous ne prévoyions pas que  le Ministère de  l’Économie était en cours de préparation  la nouvelle Politique Énergétique Polonaise – 2050 et  l’analyse KAPE  ‐ Les prévisions de  la demande de carburant et d'énergie en 2050. Il nous faut donc prendre en compte ces nouveaux scénarios  

Le scénario KAPE et WISE à  l’horizon 2030 envisage 54 GW de  la puissance  installée. Nous observons la diminution de la part du charbon à 57%, mais le charbon noir et le lignite 

35%

16%10%

23%

9%7%

Le charbon noir ‐ 34% (17 GW)

Le lignite ‐ 16% (8 GW)

Le gaz ‐ 10% (5 GW)

ENR ‐ 23% (12 GW)

Gap ‐ Le nucléaire ‐ 9% (4,5 GW)

Gap ‐ Le charbon noir ‐ 7% (3,5 GW)

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

restent  toujours  présents  dans  le mix  énergétique  polonais. De  plus,  ce  scénario  envisage aussi la réalisation de la première partie du programme nucléaire polonais avec une centrale de 3 GW. 

 Le scénario KAPE et WISE – 54 GW en 2030 

 

 Nous  pouvons  dire  que  jusqu’à  présent,  le  scénario  KAPE  et WISE  et  le  scénario  diversifié d’Ernst & Young  restent cohérents. La part du gaz est moindre d’environ 2GW, mais ce qui diffère dans les estimations c’est la part des énergies renouvelables dans le mix : 37% du mix énergétique avec 20 GW pour  les énergies renouvelables reste un chiffre très critiquable et contestable. Il est difficile de voir la contribution d’énergies renouvelables si importante dans les conditions géographiques de la Pologne. La  situation  est  encore  plus  difficile  dans  le  scénario  KAPE  et WISE  à  l’horizon  2050  où l’agence  a  prévu  78  GW  avec  presque  50%  (38,6  GW)  d’énergies  renouvelables.  La technologie  actuelle  ne  permettra  pas  de  garantir  leur  disponibilité  en  permanence.  La disponibilité  varie  fortement  sans  possibilité  de  contrôle  et  sans  possibilité  de  stockage effectif. De plus la base du système devrait être assurée par le charbon ‐ 28,2% (22,1 GW) et par  l’énergie nucléaire 7,6%  (6 GW) et  semble être  trop petite pour assurer  la  stabilité du système.   

Le scénario KAPE et WISE – 78 GW en 2050  

 

38%

13%6%

37%

6%

Le charbon noir ‐ 38% (20 GW)

Le lignite ‐ 13% (7 GW)

Le gaz ‐ 6% (3 GW)

ENR ‐ 37% (20 GW)

Le nucléaire ‐ 6% (3 GW)

26%

2%

12%49%

8%

2%1% 0%Le charbon noir ‐ 26% (20,4 GW)

Le lignite ‐ 2,2% (1,7 GW)

Le gaz ‐ 12% (9,4 GW)

ENR (dont la biomasse) ‐ 49% (38,6 GW)

Le nucléaire ‐ 7,6% (6 GW)

L'hydraulique (grande) ‐ 2% (1,6 GW)

L'hydraulique (petite) ‐ 1% (0,8 GW)

Autres 0,1% (0,1 GW)

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Le scénario diversifié Ernst & Young –2030 et le scénario KAPE et WISE en 2030 semblent être réalisables  dans  de  bonnes  conditions  politiques,  mais  il  faut  tout  de  suite  rejeter  les prévisions à l’horizon 2050.     C. Les prévisions de la Politique Énergétique Polonaise – 2050  

Les analyses de l’agence KAPE et WISE ont été utilisées par le Ministère de l’Économie dans  son  projet  de  Politique  Énergétique  Polonaise  –  2050.  Le Ministère  de  l’Économie  a préparé  trois  scénarios  dont  un  scénario  de  base  –  le  scénario  équilibré  qui  suppose  « la poursuite des tendances actuelles et la réalisation des décisions prises dans le développement du  secteur  énergétique  polonais »  ‐  et  deux  scénarios  auxiliaires  ayant  le  caractère  des « variantes »  – le scénario nucléaire avec le rôle dominant de l'énergie nucléaire dans le mix énergétique polonais et le scénario gaz + ENR qui envisage comme l’hypothèse, l’exploitation à  grande  échelle  du  gaz  naturel  à  partir  de  source  non  conventionnelle  en  Pologne  et  le développement  de  la  technologie  de  la  production  d'énergie  à  partir  de  sources renouvelables.  Comme nous pouvons  lire dans  le projet, « conformément  à  la  doctrine mise  en œuvre,  la politique  énergétique  de  la  Pologne  va  poursuivre  jusqu’à  2050  le  scénario  équilibré.  Il  se distingue par  la plus grande probabilité d’accomplissement ainsi que par un  faible  risque de frais supplémentaires en cas de mauvaises décisions ». C’est la raison directe pour laquelle nous analysons le scénario équilibré.    Il  nous  faut  noter  rapidement  que  le  scénario  équilibré  prévoit  qu'en  2050,  le mix énergétique polonais sera proche du mix qui sera formé en Pologne vers 2035 et il résultera des décisions prises et la poursuite des tendances actuelles dans le mix. Le  projet  PEP  2050  confirme  la  réalisation  du  programme  nucléaire  polonais  avec  la construction  de  6  GW  de  puissance.  Nous  constatons  que  le Ministère  de  l’Économie  se tourne vers le mix énergétique diversifié et en observant la structure du mix nous notons que la part des différentes sources sera comprise entre 10% à 15% à l'exception des combustibles solides (le charbon) dont la part continuera à être dominante. Nous avons donc :  ‐ l’énergie nucléaire – 15% ; ‐ les sources d’énergies renouvelables – 15–20% ; ‐ le gaz – 15–20% ; ‐ le charbon noir et le lignite – le reste donc environ 50%.  Le projet souligne que dans le scénario équilibré « le charbon noir et le lignite continueront à être la base de la sécurité énergétique ». Le charbon reste la principale matière première pour la production d'électricité et de chaleur, même si sa part diminue. La diminution progressive de la part du charbon dans le bilan énergétique obligera l’État à poursuivre la restructuration du  secteur  de  l'exploitation minière.  Sans  ces  changements,  la  Pologne  devrait  réduire  la production  du  charbon  noir  national,  car  il  serait  remplacé  par  le  charbon  importé moins cher. Ce qui reste très intéressant, c’est le fait que le Ministère de l’Économie n’envisage pas d’augmenter la part des sources d’énergies renouvelables après les négociations du nouveau Paquet climat 2030. N’oublions pas que c’est toujours un projet qui pourrait être modifié.    

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

D. Le choix d’un scénario optimal  La publication du projet de la Politique Énergétique Polonaise – 2050 par le Ministère 

de l’Économie a rendu le choix un peu plus facile, car d’une part « la politique énergétique de la Pologne va poursuivre  jusqu’en 2050  le  scénario équilibré » et d’autre part nous pouvons utiliser  les  variables données  et précisées dans  le projet. Nous  rappelons  aussi que  le mix énergétique polonais en 2050 sera proche du mix qui sera formé en Pologne vers 2035.  

 Le scénario optimal – 55 GW en 2035 

  En prenant en  compte  les estimations de  l’agence KAPE et WISE et  l’étude Ernst &  Young Polska et EDF France nous estimons  la puissance  installée à 55 GW en 2035.  Il faut rappeler aussi  que  c’est  la  date  limite  du  programme  nucléaire  polonais  (PPEJ).  Cela  nous  permet d’envisager  6 GW  d’énergie  nucléaire  dans  le  système  énergétique. Nous  ne  cachons  pas notre  scepticisme  concernant  les négociations du Paquet  climat 2030. Cependant, en nous référant à  la politique européenne actuellement en vigueur nous restons optimistes et nous envisageons que  la Pologne respecterait  l’objectif de 20 % d’énergies renouvelables dans  le mix  énergétique  d'ici  à  2020.  Selon  les  informations  déjà  démontrées,  la  part  de  20% d’énergies  renouvelables  semble  être  parfaitement  réalisable  par  la  Pologne.  Afin  de répondre  aux  problèmes  de  l'intermittence  de  la  production  éolienne  et  solaire  et  pour moduler  le système électrique, nous estimons environ 10% du gaz dans  le mix. Nous notons que  la part est moins  importante que celle prévue dans  le projet de  la PEP 2050. Le projet souligne que dans  le  scénario équilibré « le  charbon noir  et  le  lignite  continueront à  être  la base  de  la  sécurité  énergétique ».  Nous  sommes  d’accord  que  le  charbon  constituera  la principale matière  première  dans  la  production  d'électricité.  C’est  la  raison  pour  laquelle, nous  envisageons  sa  proportion  à  environ  55%.  Elle  est  toutefois  moindre  que  dans  le scénario  d’Ernst  &  Young  Polska  (57%).  De  plus,  n’oublions  pas  que  sa  part  actuelle  est d’environ 85% (Figure 18). Comme nous l’avons souligné, les réserves du charbon en Pologne sont  importantes  donc  la  variable  décisive  est  le  prix  de  CO2.  Le  lignite  émet  plus  des émissions que le charbon noir donc sa part sera moins importante dans le cas de prix de CO2 plus haut. 

Nous  soulignons  que  notre  prévision  et  le  choix  optimal  du mix  restent  ouverts.  Il s’agit  ici de  simples  simulations et analyses en  vertu des données présentées  ci‐dessus.  Le nucléaire peut être  très bien développé après 2035 et grâce à de nouveaux projets sa part pourrait augmenter rapidement. Nous nous permettons de conclure que  la variation du prix de CO2 jouera le rôle le plus important puisqu’il influencera le choix final du mix énergétique 

40%

15%10%

20%

15%

Le charbon noir ‐ 40% (25 GW)

Le lignite ‐ 15% (8 GW)

Le gaz ‐ 10% (5,5 GW)

ENR ‐ 20% (10,5 GW)

Le nucléaire ‐ 15% (6 GW)

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en Pologne. Comme souligne  le Ministère de  l’Économie « le  scénario équilibré  se distingue par  la  plus  grande  probabilité  d’accomplissement  ainsi  que  par  un  faible  risque  de  frais supplémentaires en cas de mauvaises décisions ».  

 III. 3. Les aspects économiques   

Nous  avons décidé d’analyser  les  aspects  économiques  en  fin de  rapport,  car nous avons préféré expliquer la complexité de la problématique énergétique en Pologne en amont.   Comme  nous  l’avons  déjà  souligné,  le  prix  moyen  annuel  d’électricité  a  diminué significativement en 2013 ‐ 181,55 PLN/MWh (Figure 6). En ce qui concerne les coûts moyens actuels  de  la  production  de  l’électricité  en  Pologne,  nous  avons  rencontré  beaucoup  de difficultés pour trouver des données actuelles. Les producteurs protègent ces informations de manière très effective. Nous avons trouvé les données de 2011 (Annexe 11), mais nous avons rapidement constaté que le marché a depuis changé. Néanmoins, nous savons que le coût de la  production  d’électricité  à  base  du  charbon  noir  en  Pologne  était  en  2013  de  199,3 PLN/MWh93  (environ  50€).  La  production  d’électricité  à  base  du  lignite  est  généralement moins chère et  la production à base du gaz est plus significative, car elle dépend de prix du gaz importé. Il ne faut pas oublier que la Pologne se trouve dans une période où l'électricité est moins chère, car  le capital utilisé pour construire  le parc actuel a été payé par Gomulka, Gierek,  Jaruzelski  (l’ancien  régime).  Les  constructions des nouvelles  centrales ou même  les modernisations du parc vont influencer le prix de l'électricité, les tirants vers le haut. 

Cependant,  il  nous  faut  nous  concentrer  sur  le  futur  et  les  installations  électriques prévues dans notre mix  énergétique.  Le Ministère de  l’Économie dans  le  Programme  PPEJ (Figure  57  et  Annexe  12  et  13)  présente  le  coût moyen  actualisé  de  l'électricité  pour  les installations électriques prévues en 2025.  Nous constatons  rapidement que  le coût de  la production de  l’électricité est  le moins cher que  dans  la  centrale  nucléaire.  C’est  l’un  des  arguments  les  plus  importants  expliquant l’importance de  la construction des centrales nucléaires en Pologne. En même  temps, nous voyons  que  la  production  d’électricité  à  base  de  lignite  et  de  charbon  noir  est  aussi intéressante. Nous  constatons  rapidement que  le  coût de production de  l’électricité  est  le moins cher dans la centrale nucléaire. C’est l’un des arguments expliquant l’importance de la construction  des  centrales  nucléaires  en  Pologne.  En  même  temps,  nous  voyons  que  la production de l’électricité à base de lignite et de charbon noir est aussi intéressante.  

La technologie €/MWh

PV 189,1

Le gaz 123,6

La biomasse 131

Éolien off‐shore 119

Éolien 96

Le charbon noir 93,4

Le lignite 92,1

L’énergie nucléaire 81,9Figure 57 ‐ Le coût moyen actualisé de l'électricité (LCOE) pour les installations électriques prévues en 2025 

[€2012/MWh] – Source : MG, PPEJ, 2014 

 

                                                            93 GABRYS Herbert Leopold « Power  industry  in Poland  in 2014 From the results of the year 2013 and not only – strongly authorial judgments », Energetyka, czerwiec 2014. 

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Nous rappelons  les estimations de  l’augmentation des prix des émissions de CO2 prévus par l’étude  KAPE  (Figure  41)  et  les  rapports  AGH‐ISE  (2013)  et  KPRM  (2013)  (Figure  42).  La barrière qui devient l’obstacle le plus décisif est le prix de CO2. Avec 25 euros/ tonne de CO2 – 30  euros/  tonne  de  CO2  le  charbon  perd  sa  compétitivité  dans  la  production  d’électricité. L'étude WISE94 souligne qu'avec un prix de 25 euros/ tonne de CO2,  le charbon perd de sa compétitivité  au  profit  de  l'énergie  nucléaire  et  de  l'éolien  terrestre.  Le  rapport  AGH‐ISE confirme ce problème.   

La technologie  L’investissement L’exploitation / La maintenance Le carburant 

L’énergie nucléaire  75%  15%  9% Le charbon noir  42%  8%  23% 

Le gaz  16%  5%  67% Figure 58 ‐ La comparaison des composantes totales des coûts de production d'électricité (LCOE) dans les pays de l'OCDE 

[% du coût total] – Source : Projected Costs of generating Electricity, IEA, 201095 

 Une autre question se présente dans  la comparaison des composantes totales des coûts de production d'électricité  (Figure 58). En comparant  les  facteurs donnés, nous constatons  les coûts élevés de la construction d’une centrale, mais il s’agit d’une installation avec la durée de fonctionnement  d’environ  60  ans  et  avec  un  taux  de  disponibilité  de  91%.Les  coûts d’exploitation, de maintenance où même  le carburant restent mois  important à  long terme. En analysant les centrales au charbon ou au gaz, nous avons des coûts d’investissement moins élevés.  Cependant,  la  durée  de  la  vie  est  d’environ  30  ans  pour  les  centrales  au  gaz  et d’environ 45 ans pour  les centrales au charbon et  le carburant  joue un  rôle plus  important dans ces centrales.  Comme nous  l’avons  vu,  la Pologne  se  situe actuellement dans une phase de  transition et certaines décisions économiques doivent être prises rapidement. Le choix du mix énergétique est  strictement  connecté  avec  les  coûts  d'investissement  (CAPEX)  futurs. Nous  avons  déjà donné la liste complète des technologies des installations de production d'électricité utilisées dans les analyses KAPE (Figure 47). Cette liste précise également les coûts d'investissement de chaque  technologie envisageable en Pologne.  Il nous  faut souligner  tout de suite que cette liste est similaire à celle‐ci qui a été prise en compte dans l’analyse de la KPRM (Chancellerie du  Président  du  Conseil  des  ministres)  qui  a  été  faite  par  le  département  des  analyses stratégiques en préparant les scénarios de mix énergétique jusqu’en 2060 (Annexe 14). Nous constatons que les installations au gaz sont les moins chères, mais sans le développement du gaz  de  schiste  au  niveau  industriel  en  Pologne  son  prix  dépendra  des  négociations  avec Gazprom.  Les  sources  d’énergie  renouvelables  et  plus  précisément  les  parcs  éoliens  et l’énergie solaire sont  intéressantes du point de vue de  l’investissement, mais son  temps de production  et  ses  conditions  géographiques  déjà  précisées  rendent  ces  types  de  projets difficiles à envisager dans  le cas du mix polonais. Les centrales à biomasse semblent être  les plus  intéressantes  du  point  vu  de  la  structure  forestière  du  pays.  Cependant,  le  coût d'investissement reste essentiel,  il suffit de prendre  l’exemple de  la centrale à  la biomasse à Polaniec96 (GDF Suez) pour constater la problématique de cette technologie.  

                                                            94 WISE, L'intérêt polonais. Comment utiliser la politique énergétique et climatique de l'UE pour soutenir le développement de la Pologne jusqu'en 2030?, 2014. 95 * The table presents average values at 10% discount rate for OECD countries.  **For nuclear the costs include refurbishment, waste treatment and decommissioning after 60‐year life time. 96 http://www.gdfsuez‐energia.pl/dokument/20130607/30 

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Nous soulignons aussi la question de la construction de la première centrale nucléaire. Comme nous  le  savons  tous,  il  s’agit d’un projet marquant du point de  vue des dépenses d'investissement. L’agence KAPE envisage environ 4 612 K EUR/MW (Figure 47). L’étude AGH reste comparable dans ses estimations et parle de 4 625 K EUR/MW et l’analyse de la KPRM prévoit environ 4 000 K EUR/MW.  

Powerplant/unit  Reactor type  Project stage thousand GBP'2011/MW  K EUR'2012/MW

Turkey Point 6&7  2*AP1000  Design  2,635  3,069 

Bellefonte 3&4  2*AP1000  Design  2,347  2,734 

Callaway  1*EPR  Design  2,874  3,348 

VC Summer  2*AP1000  Design*  2,843  3,311 

Lee Plant  2*AP1000  Design  3,226  3,758 

Vogtle 3&4  2*AP1000  Design*  3,249  3,784 

Calvert Cliffs 3  1*EPR  Design  3,606  4,200 

Levy Country 1&2  2*AP1000  Design  3,257  3,794 

Bell Bend  1*EPR  Design  4,351  5,068 

Flamanville‐3  1*EPR  Construction 3,527  4,108 

Olkiluoto‐3  1*EPR  Construction 3,131  3,647 Figure 59 ‐ Les dépenses d'investissement de capital (CAPEX) des centrales nucléaires en construction – Source: Cost estimates for nuclear Power in UK, Imperial College Centre for Energy Policy and Technology, UK, August 201297. 

 De  son  côté,  le  programme  d’énergie  nucléaire  en  Pologne  –  PPEJ  (Figure  59)  a  repris plusieurs  projets  nucléaires  pour  comparer  les  différents  coûts  d'investissement  des différentes technologies. En comparant l’ensemble des données, nous pouvons constater que le projet polonais coûtera entre 40 et 60 Md de PLN, car  la technologie n’a toujours pas été choisie.  Le rapport prouve que  le secteur de  l'énergie polonais est dans  l’attende de modernisation. Le coût de l'évolution de la composition du mix énergétique vers une émission inférieure sera un  objectif  évident,  mais  il  faut  s’attendre  au  maintien  du  rôle  dominant  du  charbon  à l’horizon  2050.  Quel  que  soit  le  mix  énergétique  final  en  Pologne,  elle  sera  obligée  de mobiliser  des  fonds  d'investissement  énormes,  car  environ  100  milliards  d'euros  seront nécessaires dans les années 2014‐204098. 

  

 

 

 

 

 

                                                            97 * The construction of these units began in March 2013. 98 WISE, L'intérêt polonais. Comment utiliser la politique énergétique et climatique de l'UE pour soutenir le développement de la Pologne jusqu'en 2030?, 2014. 

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Conclusions de la politique de l'énergie polonaise  

La  Pologne  se  trouve  aujourd’hui  face  à  des  décisions  importantes  à  prendre  pour l’avenir du secteur énergétique polonais. Le système énergétique actuel est dominé par  les centrales  électriques  ayant  environ  30  ans  et  la  plupart  de  ces  dernières  en  exploitation aujourd'hui disparaîtront dans les années 2030‐2040. Une profonde modernisation est de ce fait nécessaire pour éviter une perte de capacité de production. Pour cette raison, la politique énergétique polonaise doit être décidée rapidement.    

Les  différents  rapports  estiment  que  la  demande  d’électricité  augmentera jusqu’en 2030.  Le  principal  défi  de  la  stratégie  énergétique  polonaise  est  donc  d’assurer durablement  la  sécurité d'approvisionnement en quantités  suffisantes à un prix acceptable pour  le  consommateur  final.  La  reconstruction  du  secteur  de  l'énergie  polonais  obligera  à mobiliser des fonds pour l'investissement dans l'infrastructure du réseau et dans les nouvelles capacités de production d’électricité.   La situation de la Pologne et les idées soulignées dans les différents documents publics précisent  que  les  ressources  nationales  du  charbon  devraient  être  considérées  comme garantes de la sécurité énergétique en Pologne. Historiquement, le charbon était présenté en comme l’or noir et de ce fait avait une place prépondérante dans le mix énergétique polonais.  Cette place du charbon noir et du lignite sera garantie dans le mix énergétique de la Pologne pendant  encore  de  nombreuses  années.  Toutefois,  afin  de  maintenir  la  position concurrentielle du charbon à  l’échelle nationale,  il  faut prendre des mesures permettant  la restructuration du secteur et ainsi réduire  les coûts de production du charbon. Les bilans de rentabilité économique des gisements et  la nouvelle  stratégie concernant  le  secteur minier pour la période 2015‐2020 doivent être préparés immédiatement pour améliorer sa position concurrentielle par rapport au charbon noir importé.   Les retards dans la recherche du gaz de schiste doivent être critiqués. Les forages et la recherche sont  indispensables pour bien estimer  les ressources et  les réserves récupérables du gaz non conventionnel. Certaines prévisions et des modèles (par exemple celui de l’institut ISE) montrent que  la Pologne peut  toujours être un  leader dans  la production de  gaz non conventionnel99.   Les projets dans  le développement de  l’infrastructure des  réseaux du gaz mais aussi des  réseaux  électriques  doivent  être  maintenus  et  les  délais  doivent  être  respectés. L’augmentation de la qualité, de la construction des nouvelles lignes et du renforcement des interconnections est nécessaire pour assurer un  système énergétique  stable et  fiable. Cela concerne évidemment le plan des nouveaux investissements dans les unités au charbon, à la biomasse et au gaz déjà prévus.  

Le programme d’énergie nucléaire en Pologne – PPEJ – voté  le 28  janvier 2014 doit être  poursuivi  et  concrétisé.  L'énergie  nucléaire  augmentera  la  sécurité  de l'approvisionnement en énergie en fournissant une part de la production nationale à des prix stables.  Elle  permettra,  en  outre,  de  réduire  les  risques  associés  à  la  disponibilité  des ressources énergétiques à l’horizon 60‐80 ans. Dans le cas spécifique de la Pologne, l'énergie nucléaire permettra de réaliser des objectifs de la politique énergétique et climatique à long terme.  

                                                            99 SIKORA Andrzej, « Dlaczego wegiel w Polsce bedzie glownym  surowcem energetycznym do 2050 ? », Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” – PAN, Warszawa 2014. 

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Le projet nucléaire est un élément  important dans  la modernisation du secteur de  l'énergie nationale  et  il  donnera  accès  à  une  nouvelle  filière  industrielle  qui  contribuera  à  la modernisation de l'ensemble de l'économie. Le développement de la technologie devrait être considéré  comme  le  développement  d’un  nouveau  secteur  de  l’économie.  Par  ailleurs,  le programme d’énergie nucléaire oblige  la Pologne à préparer  la  campagne d'information et d'éducation dans  le domaine de  l'énergie nucléaire mais aussi  les programmes de formation du personnel technique. Dès  lors,  la préparation de  la construction d’une centrale nucléaire en Pologne devrait être faite avec un soutien politique et social stable et fort. Dans  une  décision  récente,  la  Commission  européenne  a  approuvé  les  accords  entre  le Groupe  EDF  et  le Gouvernement  britannique  pour  la  construction  d’une  nouvelle  centrale nucléaire  à  Hinkley  Point  C  dans  le  Somerset.  Après  l’examen  rigoureux  et  détaillé  des accords,  la  Commission  européenne  a  validé  le  nouveau mécanisme  de  financement,    le « contrat pour différence ». Comme nous le lisons dans le communiqué de presse100, il s’agit d’un mécanisme  grâce  auquel  « les  consommateurs  pourraient  bénéficier  d’une  partie  des gains liés à des coûts de construction ou d’un retour sur investissement meilleurs que prévu. La Commission,  le  Gouvernement  du  Royaume‐Uni  et  EDF  ont  convenu  de  renforcer  ces mécanismes  dits  «  de  partage  des  gains  »  au  bénéfice  des  consommateurs   ».  Ce mode financement pourrait être réutilisé par la Pologne dans le cadre de son programme nucléaire.  

Beaucoup de scénarios peuvent être envisagés par la Pologne. Cependant, le scénario optimal pour le secteur de l’énergie polonais au cours des prochaines années semble être le scénario de diversification promouvant un développement des différentes sources d'énergie, dont  le  développement,  des  sources  d'énergie  renouvelable,  la  technologie  du  charbon propre et  la  construction de  centrales nucléaires.  Selon  les prévisions,  c’est  cette dernière énergie qui serait la moins dépendante de la variation du prix des émissions de CO2 qui reste la variable d’étude la plus importante à l’heure actuelle.  

Le  projet  de  la  Politique  Énergétique  Polonaise  –  2050  publié  par  le Ministère  de l’Économie  a  préparé  trois  scénarios  dont  un  scénario  de  base  –  le  scénario  équilibré. « Conformément  à  la  doctrine  mise  en  œuvre,  la  politique  énergétique  de  la  Pologne  va poursuivre  jusqu’à  2050  le  scénario  équilibré.  Il  se  distingue  par  la  plus  grande  probabilité d’accomplissement ainsi que par un faible risque de frais supplémentaires en cas de mauvaises décisions ».         

 

 

 

 

                                                            100 http://medias.edf.com/communiques‐de‐presse/tous‐les‐communiques‐de‐presse/2014/approbation‐par‐la‐

commission‐europeenne‐des‐accords‐relatifs‐au‐projet‐de‐centrale‐nucleaire‐hinkley‐point‐c‐292066.html 

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Bibliographie  1. SZCZERBOWSKI  Radoslaw,  «  Bezpieczenstwo  energetyczne  Polski  – mix  energetyczny  i 

efektywnosc energetyczna », Polityka energetyczna, Tom 16, Zeszyt 4, 2013. 2. KASZTELEWICZ Zbigniew, « Doktryna energetyczna Polski na I połowę XXI wieku », AGH – 

Cracovie, août 2014. 3. SIKORA Andrzej, « Dlaczego wegiel w Polsce bedzie glownym  surowcem energetycznym 

do 2050 ? », Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” – PAN, Warszawa 2014. 4. FURMAN Tomasz, PISZCZAROWSKA, « Płynie polski gaz z łupków », rp.pl, 28 sierpnia 2013. 5. Poprawa  Pawel,  « Ocena  zasobów  wydobywalnych  gazu  ziemnego  i  ropy  naftowej  w 

formacjach łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce (Basen Bałtycko‐Podlasko‐Lubelski) », PIG, Warszawa, marzec 2012. 

6. LAJIMI  Noura,  SIKORA Mateusz,  « Contribution  du  nucléaire »  EDDEE  ‐  UE6  Economie, Energie, Climat: Économie du changement global. 

7. POPLAWSKI Tomasz, « Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową dla Polski do 2040 roku », Rynek Energii – luty 2014. 

8. Raport Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie, Rynek Polskiej Nafty i Gazu, 2013. 9. Bulletin de l’agence Urzad Regulacji Energetyki ‐ 2/2014. 10. NIK  ‐  Funkcjonowanie  i  bezpieczeństwo  elektroenergetycznych  sieci  przesyłowych,  31 

mars 2014. 11. L’analyse AGH‐ISE ‐ La méthode d'estimation de liquidation et la modernisation des unités 

de puissance dans le KSE 2012 (Le document confidentiel). 12. IAEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2014, 17 juillet 2014.  13. IAEA ‐ Rapport d’ensemble sur la technologie nucléaire 2013, 31 juillet 2013. 14. IAEA ‐ Uranium: Resources, Production and Demand (The Red Book) – 2014. 15. EDF ‐ Note d'information EPR 2013. 16. Poland:  Reference  scenario  2013  –  la  prévision  faite  en  2013  par  National  Technical 

University of Athens (NTUA) pour la Commission européenne. 17. KPRM ‐ Model optymalnego miksu energetycznego dla Polski do roku 2060, 12  listopada 

2013 (Modèle optimal pour le mix énergétique polonais à 2060 du 12 novembre 2013). 18. L’actualisation des prévisions de  la demande de  l’énergie  jusqu’à 2030  faite par ARE en 

2013. 19. WISE, W  polskim  interesie.  Jak wykorzystac  polityke  energetyczno‐klimatyczna UE  jako 

wsparcie rozwoju Polski do roku 2030?  (L'intérêt polonais. Comment utiliser  la politique énergétique et climatique de l'UE pour soutenir le développement de la Pologne jusqu'en 2030?), 2014. 

20. WISE, Low‐Emission Poland 2050 http://np2050.pl/en 21. EIA  ‐  Annual  Energy  Outlook  2014 

(http://www.eia.gov/forecasts/aeo/electricity_generation.cfm) 22. KALISKI M., SZURLEJ A., GRUDZINSKI Z., « Coal and natural gas  in power production  for 

Poland and the EU », POLITYKA ENERGETYCZNA, Tom 15, Zeszyt 4 ‐ 2012. 23. GAWLIK L., KALISKI M., KAMIŃSKI J., SIKORA A., SZURLEJ A. «HARD COAL IN THE FUEL‐MIX 

OF  POLAND:  THe  LONG‐TERM  PERSPECTIVE  ‐ Węgiel  kamienny w  bilansie  paliwowo  ‐ energetycznym Polski ‐ perspektywa długoterminowa », AGH, 2014. 

24. GABRYS Herbert Leopold « Power industry in Poland in 2014 From the results of the year 2013 and not only – strongly authorial judgments », Energetyka, czerwiec 2014. 

Page 70: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

70    

Master EDDEE – Stage EDF 

 

25. L’étude Ernst & Young Polska « Is any diversification needed? Poland’s potential electricity mix in 2030 in the light of internal and external determinants » (publiée en octobre 2014).  

26. GRUDZINSKI Z., LORENZ U., SIKORA A.,  i  inni (praca zbiorowa pod redakcją naukową Lidii Gawlik),  2013  –  Węgiel  dla  polskiej  energetyki  w  perspektywie  2050  roku  –  analizy scenariuszowe (Le charbon polonais pour  l’énergie dans  la perspective de 2050 années ‐ l'analyse de  scénarios). Praca  zrealizowana na  zamówienie Górniczej  Izby Przemysłowo‐Handlowej w Katowicach. Wyd. Instytutu GSMiE PAN, Kraków, s. 300. 

 27. Les documents d’IEA : ‐ WEO‐2013 ‐ World Energy Outlook. ‐ Energy Policies of IEA Countries ‐ Poland 2011 Review.  28. Les documents du Ministère de l'Économie – Pologne (Ministerstwo Gospodarki) : ‐ Ocena  realizacji  Polityki  energetycznej  Polski  do  2030  roku  (Le  bilan  de  la  Politique 

Énergétique Polonaise – 2030) – version publié le 14 août 2014.  ‐ Projekt  Polityki  energetycznej  Polski  do  2050  (Le  projet  de  la  Politique  Énergétique 

Polonaise – 2050) – version publié le 14 août 2014. ‐ Analiza  KAPE  ‐  Prognoza  zapotrzebowanie  na  paliwa  i  energie  do  2050  (Confidentiel  ‐ 

KAPE  ‐ Les prévisions de la demande de carburant et d'énergie en 2050). ‐ Wydobycie  i  zużycie  gazu  w  Polsce  w  liczbach  (Le  gaz  en  chiffres)  ‐ 

http://www.mg.gov.pl/node/18029. ‐ Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych w 2013 

–  version publiée  le 26  aout 2014  (Le  rapport  sur  les  résultats de  la  surveillance de  la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel). 

‐ Informacja o  funkcjonowaniu górnictwa węgla kamiennego w okresie styczeń  ‐ czerwiec 2014 (Les informations sur le fonctionnement de l'exploitation du charbon noir pendant la période Janvier ‐ Juin 2014) – publiées en juin 2014. 

‐ Informacja  o  funkcjonowaniu  górnictwa węgla  kamiennego w  okresie  styczeń  ‐ marzec 2014 (Les informations sur le fonctionnement de l'exploitation du charbon noir pendant la période Janvier ‐ Mars 2014) – publiées en mars 2014. 

‐ Sprawozdanie  w  wyników  monitorowania  bezpieczeństwa  dostaw  energii  elektrycznej 2013 (Le rapport sur  la sécurité de  l'approvisionnement en électricité) – publié  le 6 aout 2013.  

 29. Les documents du WNA ‐ WNA ‐ New Nuclear in Europe 2030 Outlook. ‐ WNA ‐ Emerging Nuclear Energy Countries. ‐ WNA ‐ International  Standardization of  Nuclear Reactor Designs. ‐ WNA ‐ International Harmonization of Nuclear Safety Standards for Reactor Designs. ‐ WNA ‐ Structuring Nuclear Projects for Success An Analytic Framework ‐ August 2008.  30. Les documents du Państwowy  Instytut Geologiczny ‐ Polish Geological  Institute – National 

Research Institute ‐ PIG ‐ "The balance of mineral resources deposits in Poland as of 31.12.2013". ‐ Les statistiques sur le charbon noir (novembre 2013). ‐ Les statistiques sur le lignite (novembre 2013).  

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Site d’internet : ‐ Présentation de la Pologne ‐ http://www.diplomatie.gouv.fr/ ‐ Eurostat  ‐  Taux  de  croissance  du  PIB  réel  ‐ 

http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=fr&pcode=tec00115&plugin=0 

‐ GUS ‐ http://stat.gov.pl/cps/rde/xbcr/gus/L_podst_inf_o_rozwoju_dem_pl_do_2013.pdf ‐ www.areva.fr ‐ www.edf.fr ‐ http://www.cea.fr/                

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexes   Annexe 1 ‐ Le 3e Paquet Energie a été adopté le 13 Juillet 2009, il est composé par 5 textes, dont 2 directives : ‐ Le  règlement  instituant  une  agence  de  coopération  des  régulateurs  de  l’énergie 

(713/2009) ‐ Le  règlement  sur  les  conditions  d’accès  au  réseau  pour  les  échanges  transfrontaliers 

d’électricité (714/2009) ‐ Le règlement concernant  les conditions d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel 

(715/2009) et abrogeant le règlement précédent ‐ La 3e Directive Electricité (2009/72/CE) ‐ La 3e Directive Gaz (2009/73/CE) (http://www.gasinfocus.com/focus/le‐3eme‐paquet‐energie/  ‐  Le  contexte  réglementaire européen du marché intérieur)                                  

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe 2 ‐ Le stockage et le réseau du gaz naturel en Pologne (Source: PGNiG) 

  

             

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe  3  –  La  structure  de  la  production  de  la  chaleur  par  la  région  et  par  le  type  du carburant utilisé en 2012 (Source: URE) 

                               

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe 4 – Poland Gas/Oil Basin Structure (Source: EIA)  

                        

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe 5 – Les entités titulaires de concessions pour la recherche du gaz de schiste (1er juin 2014) (Source: PIG)

 

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

 Annexe 6 ‐ Les régions potentielles des gisements du gaz de schiste en Pologne (Source: PIG) 

                      

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe 7 – Le rendement des centrales au charbon en Pologne – 2012 Source: AGH‐ISE)  

  Le rendement net, % 

EL_Adamow  33.68 

EL_Belchatow  34.55 

EL_Dolna_Odra  34.36 

EL_Jaworzno_3  34.36 

EC_Poznan_Karolin  58.77 

EL_Kozienice  34.36 

EL_Lagisza  35.61 

EL_Laziska  34.36 

EL_Opole  34.36 

EL_Ostroleka_B  34.36 

EL_Patnow_1  33.68 

EL_Patnow_2  41.80 

EL_Polaniec  34.36 

EL_Rybnik  34.36 

EL_Siersza  34.36 

EL_Skawina  34.36 

EL_Stalowa_Wola  34.36 

EL_Turow  33.68 

EL_Konin  33.68 

EL_Jaworzno_2  34.36 

EL_Blachownia  34.36 

EL_Halemba  34.36 

EC_Ostroleka_A  45.20 

                   

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe 8 – Le plan de modernisation des centrales (Source: E&Y 2014)  

  

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe 9 – Les nouveaux  investissements –  les unités au charbon et à  la biomasse  (Source: AGH – ISE)  Status   Investor   Location   Site‐rate 

capacity MWe  

Technology   Fuel   Efficiency  COD 

Under construction  

GDF Suez Energia Polska S.A.  

Połaniec   190/205   CHP   biomass   n/a   2012 

Planned   ENEA   Kozienice II  1000   Pulverized Coal   hard coal   45   2015 

Planned   ENERGA   Ostrołęka C  800/1000   Pulverized Coal   hard coal   45   2017 

Planned   GDF Suez Energia Polska S.A.  

Lublin   800   Pulverized Coal   hard coal   45   2018 

Planned   PGE   Turów   460   Pulverized Lignite  

lignite   44   2017 

Planned   PGE/BOT   Opole V   900   Pulverized Coal   hard coal   45   2017 

Planned   PGE/BOT   Opole VI   900   Pulverized Coal   hard coal   45   2018 

Planned   Tauron/KGHM   Blachownia  850   Pulverized Coal or CCGT_CHP  

hard coal/natural 

gas  

n/a   2017 

Planned   Tauron   Jaworzno III  

900   Pulverized Coal   hard coal   45   2018 

Under construction  

Tauron   Jaworzno III  

50   CHP   biomass   n/a   2012 

Under construction  

Tauron   Bielsko‐Biała  

50   CHP   hard coal   35/85   2013 

Planned   Tauron   Tychy   50   CHP   hard coal   35/85   2015 

Under construction  

Tauron   Tychy   40   CHP   biomass   n/a   2012 

Planned   PGNiG   Siekierki   105   CHP   biomass   n/a   2014 

Planned   Kulczyk / Elektrownia 

Północ  

Pelplin I   800/1000   Pulverized Coal   hard coal   45   2017 

Planned   Kulczyk / Elektrownia 

Północ  

Pelplin II   800/1000   Pulverized Coal   hard coal   45   2017 

Page 81: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe 10 ‐ Les nouveaux investissements – les unités au gaz (Source: AGH – ISE) 

               

Power Plant Name 

City  Capacity (power) MWe 

Techno‐logy 

DeclaredCOD 

Status  Current status (ISE) 

ISE comments  ISE – COD Year 

Dolna Odra  Nowo Czarnowo 

240  CCGT  2018  Planning  Planning  After 2020,  In 2024 most probable  2024 

Gorzow  Gorzow  135  OCGT  2016  Planning  Planning  Possible, but 2016‐2017 the earliest (LNG terminal is 

necessary) 

2017 

Grudziadz  Grudziadz  874  CCGT  2015  Planning  Pending Tender 

Possible, but 2016‐2017 the earliest,  

Before 2017 the only possible source of natural gas is 

additional delivery from Jamal (Gazprom permission 

required) After 2020, shale gas could be 

also option 

2018 or later 

Stalowa Wola CC 

Stalowa Wola 

400  CCGT  2015  Planning  Pending Tender 

Possible, but 2016 more likely ‐ the most probable project in 

our opinion 

2016 

Wloclawek Anwil 

Wloclawek  450  CCGT  2015  Planning  Pending Tender 

Possible, but 2016‐2017 the earliest 

Before 2017 the only possible source of natural gas is 

additional delivery from Jamal (Gazprom permission 

required) After 2020, shale gas could be 

also option 

2018 or later 

Wloclawek Polaniec 

Wloclawek  450  CCGT  2014  Planning  Planning  Official deadline for 2nd half of 2016, 

Before 2017 the only possible source of natural gas is 

additional delivery from Jamal (Gazprom permission 

required) After 2020, shale gas could be 

also option 

2018 or later 

Wloclawek Polaniec 

Wloclawek  450  CCGT  2014  Planning  Planning  2018 or later 

Zeran  Warszawa  450  OCGT  2016  Planning  Planning  Possible, but 2017‐2018 the earliest (pipeline expansion is 

required) After 2020 more likely 

2018 or later 

Puławy  Puławy  800  CCGT  2018  Planning  Planning  Before 2017 only new gas delivery from Russia could be option ‐ in our opinion quite 

unlikely 

After 2020 if shale gas is successful 

Kędzierzyn  Kędzierzyn  130‐360  CCGT  2016  Planning  Planning  Industrial CHP for fertilizers producer. 

Possible, but due to natural gas supplies constraints 130 

MW unit more likely 

2016 (130 MW) 

Bydgoszcz  Bydgoszcz  240‐430  CCGT  2017  Planning  Planning  CHP for Bydgoszcz city Before 2017 the only possible 

source of natural gas is additional delivery from Jamal 

(Gazprom permission required) 

After 2020, shale gas could be also option 

2018 or later 

Wrocław  Wrocław  400  CCGT  2015  Planning  Planning  2016 more likely (reserved capacity in Lasow entry point, natural gas delivery from 

Germany) 

2016 

Page 82: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

82    

Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe  11  ‐  The  individual  technical  costs  of  electricity  generation  in  2011  including  the division of particular technologies (Source: KALISKI M., SZURLEJ A., GRUDZINSKI Z., « Coal and natural gas in power production for Poland and the EU », POLITYKA ENERGETYCZNA, Tom 15, Zeszyt 4 _ 2012)  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe 12 ‐ Averaged unit energy generation costs for sources envisioned for commissioning in 2025 (Source: Updated comparative analysis of the electricity generation costs for nuclear, coal‐fired  and  gas‐fired  power  stations  and  renewable  sources  of  energy,  ARE  S.A.,  April 2013.)  

                  

26.4 28.9

58.1

8

38.7 40.9

1838.3 46.2

34.3

65.880.3

151.8

9.3 10

14.5

5.4

13.5 14.1

6.1

14.614.9

16.8

20.1

29.8

23.1

33.4 23.494.1

42.7 30.3

64.9

34.9

41.579.9

24.4 29.8

16

3.13.9

11.125.5 36.3

7.9

6,2

7.6

6.5

11.7

2.5

2.5

2.5

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Hard coal (HC)

Lignite+CCS

NPP

Natural gas

HC+C

CS

Lignite+CCS

GTC

C

IGCC_C

IGCC_C

+CCS

Biomass

Wind onshore

Wind offshore PV

Investment cost O&M cost Cost of fuel

Carbon emission cost Carbon transport/storage cost Capacity reservation cost

Power balancing cost

EUR`2012/M

Wh

93.4 92.181.9

123.6

104.397.1 100.2

113.3 111.8

131.0

96.0

119.2

189.1

Page 84: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

84    

Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe 13 ‐ Estimated levelized cost of electricity (LCOE) for new generation resources, 2040 – Source: EIA ‐ Annual Energy Outlook 2014 

          

 

 

Page 85: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

 

 

Page 86: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

  

 

 

 

 

 

Page 87: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

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Master EDDEE – Stage EDF 

 

Annexe 14 ‐ Les dépenses d'investissement de capital (CAPEX)  selon KPRM ‐ Chancellerie du Président du Conseil des ministres  

L’analyse a été faite par le département des analyses stratégiques en préparant les scénarios de mix énergétique jusqu’à 2060.                    

Page 88: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

88    

Master EDDEE – Stage EDF 

 

Table des illustrations  Figure 1 ‐ L’intensité énergétique de l’économie 2005‐2012 (selon les ARE) – Source : Le bilan de la 

PEP 2030 .................................................................................................................................................. 9 

Figure 2 ‐ L’intensité électrique de l’économie 2005‐2012 (selon d’ARE) – Source : Le bilan de la PEP 

2030 ......................................................................................................................................................... 9 

Figure 3 ‐ La structure de la production d'électricité pendant la période 2011‐2013 [GWh] – Source: 

URE basé sur les données de PSE .......................................................................................................... 12 

Figure 4 ‐ La structure de la capacité installée en Pologne – 31 décembre 2013 –  Source: URE basé 

sur les données de PSE *2013/2012 où 2012 =100 .............................................................................. 12 

Figure 5 ‐ La part des groupes énergétiques dans la production d'électricité en 2013 – Source : URE 12 

Figure 6 ‐ Le prix moyen annuel  d'électricité sur le marché concurrentiel [PLN / MWh] – Source : URE

 ............................................................................................................................................................... 13 

Figure 7 ‐ La structure de l'approvisionnement en gaz en 2013 – Source : URE  *la réduction du stock

 ............................................................................................................................................................... 13 

Figure 8 ‐ La structure de la capacité installée (la chaleur) en Pologne par des sources en 2012 – 

Source: URE ........................................................................................................................................... 14 

Figure 9 ‐ Structure de l'approvisionnement en pétrole [%] ‐ 2012 – Source: MG ............................... 14 

Figure 10 ‐ La localisation des gisements de charbon noir en Pologne – Source : PIG ......................... 15 

Figure 11 ‐ Les producteurs de charbon noir en Pologne ..................................................................... 16 

Figure 12 ‐ La consommation et l'exploitation du charbon noir 2003‐2012 – Source : PIG ................. 16 

Figure 13 ‐ La localisation des gisements de lignite en Pologne – Source : PIG .................................... 17 

Figure 14 ‐ Les producteurs du lignite en Pologne ................................................................................ 17 

Figure 15 ‐ La consommation et l'exploitation du lignite 2003‐2012 – Source  PIG ............................. 18 

Figure 16 ‐ La structure d’énergie primaire en Pologne – Source : ARE 2013 ...................................... 19 

Figure 17 ‐ La production d'électricité en 2009 – Source : Le bilan de la PEP 2030 .............................. 19 

Figure 18 ‐ La production d'électricité en 2012 – Source : Le bilan de la PEP 2030 .............................. 20 

Figure 19 ‐ Les régions principales de la présence de gisements du gaz naturel en Pologne – Source : 

PIG ......................................................................................................................................................... 21 

Figure 20 ‐ Les prévisions du gaz de schiste en Pologne [Md m3] ......................................................... 23 

Figure 21 ‐ Les interconnexions électriques internationales –  Source : PSE‐KSE ................................. 25 

Figure 22 ‐ Le plan du réseau électrique en Pologne –  Source : PSE‐KSE ............................................ 26 

Figure 23 ‐ Les importations et les exportations du charbon noir en Pologne 2003‐2012 – Source : PIG

 ............................................................................................................................................................... 27 

Figure 24 ‐ Le coût moyen annuel de production du charbon noir en Pologne et le prix moyen annuel 

du charbon noir sur la bourse de Rotterdam [PLN/t] – Source : MG .................................................... 27 

Figure 25 ‐ L’épuisement des gisements du lignite – Source : AGH‐ISE *sauf les investissements ...... 29 

Figure 26 ‐ La fermeture des centrales [MW] jusqu’à 2050 – Source : KAPE et WISE .......................... 30 

Figure 27 ‐ Le fonctionnement de la capacité existante de production 2011 ‐ 2050, GW – Source : 

KAPE et WISE ......................................................................................................................................... 31 

Figure 28 ‐ La nouvelle capacité [MW] jusqu’à 2035 – Source : KAPE et WISE ..................................... 32 

Figure 29 ‐ La doctrine de la politique énergétique polonaise actuelle et future – Source : MG ......... 33 

Figure 30 ‐ La répartition régionale des centrales nucléaires (2014) – Source : AIEA .......................... 35 

Figure 31 ‐ La capacité nucléaire installée par région dans les nouveaux scénarios – Source : WEO 

2013 ....................................................................................................................................................... 36 

Page 89: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

89    

Master EDDEE – Stage EDF 

 

Figure 32 ‐ Croissance historique de l’industrie électronucléaire (1965‐2002) – Source : AIEA ........... 36 

Figure 33 ‐ La construction et l'état actuel du site ‐ Source : http://www.atom.edu.pl ....................... 38 

Figure 34 ‐ Les centrales nucléaires en Europe et les projets européens – Source : 

http://www.nuclear‐transparency‐watch.eu ........................................................................................ 40 

Figure 35 ‐ Les filières de réacteurs actuellement en service dans le monde et leurs critères de 

classement – Source : CEA..................................................................................................................... 41 

Figure 36 ‐ Les générations de réacteurs nucléaires – Source : CEA ..................................................... 42 

Figure 37 ‐ Le réacteur EPR – Source : EDF ‐ Note d'information EPR 2013 ......................................... 43 

Figure 38 ‐ La population en Pologne en à l’horizon 2050 – Source : KAPE (2014) .............................. 47 

Figure 39 ‐ PKB, PKB per capita – Source : MF (2013) et KAPE (2014) .................................................. 47 

Figure 40 ‐ Les prix des matières premières importés en Pologne – Source : KAPE (2014) ................. 47 

Figure 41 ‐ Les prix des émissions de CO2 – Source : KAPE (2014) ........................................................ 48 

Figure 42 ‐ Les prix des émissions de CO2 – Source : AGH‐ISE (2013) et KPRM (2013) ......................... 48 

Figure 43 ‐ Le potentiel national des matières premières – Source : AGH‐ISE (2013) et KAPE (2013) . 49 

Figure 44 ‐ La puissance installée de production d'électricité par la technologie [MW] – Source : KAPE

 ............................................................................................................................................................... 50 

Figure 45 ‐ 2020 GES objectifs de réduction des émissions dans les non‐EU ETS secteurs  – Source : 

E&Y (2014) ............................................................................................................................................. 51 

Figure 46 ‐ Les objectifs de la part des ENR dans la consommation d'énergie dans l'UE‐28 – Source : 

E&Y ........................................................................................................................................................ 52 

Figure 47 – Les paramètres des nouvelles unités de production inclus dans les prévisions de KAPE 

2014 (PLN’10) ........................................................................................................................................ 53 

Figure 48 ‐ La demande d’énergie primaire jusqu’à 2050 [Mtep] – Source : KAPE (2014) ................... 54 

Figure 49 – La structure de la demande d’énergie primaire jusqu’à 2050 [%]  – Source : KAPE (2014)54 

Figure 50 ‐ La structure de la demande d’énergie finale selon les types jusqu’à 2050 [Mtep] – Source : 

KAPE (2014) ........................................................................................................................................... 54 

Figure 51 ‐ La structure de la demande d’énergie finale selon les sources jusqu’à 2050 [Mtep] – 

Source : KAPE (2014) ............................................................................................................................. 55 

Figure 52 ‐ La demande d'électricité [TWh] – Source : KAPE (2014) .................................................... 55 

Figure 53 ‐ La demande d'électricité [TWh] – Source: AGH‐ISE ............................................................ 55 

Figure 54 ‐ La demande d'électricité [GWh] – Source : E&Y ................................................................. 56 

Figure 55 ‐ La  demande de puissance [GW] – Source : KAPE ............................................................... 57 

Figure 56 ‐ La production d’électricité selon la matière première, [TWh] – Source : KAPE .................. 57 

Figure 57 ‐ Le coût moyen actualisé de l'électricité (LCOE) pour les installations électriques prévues 

en 2025 [€2012/MWh] – Source : MG, PPEJ, 2014 ............................................................................... 64 

Figure 58 ‐ La comparaison des composantes totales des coûts de production d'électricité (LCOE) 

dans les pays de l'OCDE [% du coût total] – Source : Projected Costs of generating Electricity, IEA, 

2010 ....................................................................................................................................................... 65 

Figure 59 ‐ Les dépenses d'investissement de capital (CAPEX) des centrales nucléaires en construction 

– Source: Cost estimates for nuclear Power in UK, Imperial College Centre for Energy Policy and 

Technology, UK, August 2012. ............................................................................................................... 66 

   

Page 90: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

90    

Master EDDEE – Stage EDF 

 

Les abréviations  A   

   

ABW  Internal Security Agency [Agencja Bezpieczeństwa Wewnętrznego] 

AGH  AGH University of Science and Technology

AKE  Export Credit Agencies [Agencje Kredytów Eksportowych]

ARE  Energy Market Agency [Agencja Rynku Energii S.A.]

ASME  American Society of Mechanical Engineers

   

B   

   

BMPP  Biomass power plant(s)

BWR  Boiling Water Reactor 

   

C   

   

CCS  Carbon Capture and Storage

CEZAR  Centre for Radiation Emergencies [Centrum do Spraw Zdarzeń Radiacyjnych] 

CF  Capacity Factor 

CHP  Combined heat‐and‐power plant

CIP  Communal Information Point

CO2  Carbon dioxide 

   

D   

   

DSO  Distribution System Operator

   

E   

   

EC  the European Commission

ECURIE  European Community Urgent Radiological Information Exchange

EEA  European Environment Agency

ENEF  European Nuclear Energy Forum

ENSREG  European Nuclear Safety Regulators Group

ESA  Euratom Supply Agency

ESNII  European Sustainable Nuclear Industrial Initiative

EUR  European Utility Requirements

EURATOM  European Atomic Energy Community

Eurostat  European Statistical Office

   

F   

   

FBR  Fast Breeder Reactor 

   

G   

   

GDEP / GDOŚ  General Directorate for Environmental Protection (Poland)

GT  Gas turbine(s) 

GTCC  Gas Turbine Combined Cycle

GTRI  Global Threat Reduction Initiative

GUS  Central Statistical Office of Poland

   

Page 91: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

91    

Master EDDEE – Stage EDF 

 

H   

   

HTGR  High Temperature Gas‐Cooled Reactor

   

I   

   

IAEA  International Atomic Energy Agency

INCT [IChTJ]  Institute of Nuclear Chemistry and Technology [Instytut Chemii i Techniki Jądrowej] 

IDC  Interest During Construction

IFJ PAN  Institute of Nuclear Physics, Polish Academy of Sciences

IFNEC  International Framework for Nuclear Energy Cooperation

IGCC_C  Coal Integrated Gasification Combined Cycle

IGCC_C + CCS  Coal Integrated Gasification Combined Cycle with Carbon Capture and Storage 

INIR  Integrated Nuclear Infrastructure Review

INPRO  International Project on Innovative Nuclear Reactors and Fuel Cycles 

IRRS  Integrated Regulatory Review Service

ISO  International Organisation for Standardisation

   

K   

   

KWh  Kilowatt hour 

   

L   

   

LIC  Local Information Centre

LIC  Local Information Committee

LWR  Nuclear power plants based on light water cooled and moderated reactor technology. ARE S.A.analyses  use  this  acronym  for  NPPs  with  Light Water  Reactors,  incl.  third‐generation  water reactors. 

   

M   

   

MAE  International Energy Agency (OECD)

ME  Ministry of Economy (of the Republic of Poland)

MSHE  Ministry of Science and Higher Education

MWh  Megawatt hour 

   

N   

   

NAEA [PAA]  National Atomic Energy Agency

NCBiR  National Centre for Research and Development [Narodowe Centrum Badań i Rozwoju]

NCBJ  National Centre for Nuclear Research

NCFSVCE   National Centre for Support of Vocational Continuous Education[Krajowy Ośrodek Wspierania Edukacji Zawodowej i Ustawicznej] 

NCP  National Contact Point 

NEA  Nuclear Energy Agency (OECD)

NEPIO  Nuclear Energy Program Implementing Organisation

NFEPWM [NFOŚiGW] 

National Fund for Environmental Protection and Water Management 

NEPS  National Electric Power System

NPF  Nuclear Power Facility 

NPMRWSNF  National plan for the management of radioactive waste and spent nuclear fuel 

NPP  Nuclear power plant 

Page 92: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

92    

Master EDDEE – Stage EDF 

 

NOx  Nitrogen oxides 

   

NRWSF  National Radioactive Waste Storage Facility

NSRP  Nuclear safety and radiological protection

NTG [KSP]  National Transmission Grid

Nuclear IV GEN  Nuclear power plants based on fourth‐generation reactor technology 

Nuclear LWR  (See: LWR) 

   

O   

   

OECD  Organisation for Economic Co‐operation and Development

OHSAS  Occupational health and safety management systems

OVN  Overnight Investment Costs

   

P   

   

PAN  Polish Academy of Sciences

PC  Pulverized Coal (PC)‐fired condensation power plants

PC +CCS  Power plants using Pulverized Coal with Carbon Capture and Storage 

PIG  Polish Geological Institute – National Research Institute

PISM  Polish Institute of International Affairs

Plenipotentiary  Government Plenipotentiary for Polish Nuclear Power

PGE  PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.

PKP  Polish National Railroads [Polskie Koleje Państwowe]

PL  Pulverized Lignite‐fired condensation power plants

PL +CCS  Power plants using Pulverized Lignite with Carbon Capture and Storage 

PNPP  Polish Nuclear Power Programme

PP  Power plant 

PSE  Polish Power Grid ‐ Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.

PURL  Polish Underground Research Laboratory

PV  Photovoltaic power plants

PWR  Pressurized Water Reactor

   

R   

   

RES  Renewable Energy Sources

RCCM  Règles de  Conception  et de Construction des matériels Mécaniques  des  îlots  nucléaires REP –Design and Construction Rules for Mechanical Components of PWR nuclear islands 

RWDE [ZUOP]  Radioactive Waste Disposal Enterprise [Zakład Unieszkodliwiania Odpadów Promieniotwórczych],a State‐owned public benefit corporation 

   

S   

   

SO2  Suplhur dioxide 

SDR  Special Drawing Rights, an international conventional participation unit 

SWOT  SWOT (Strengths/Weaknesses/Opportunities/Threats) analysis of a project 

   

T   

   

TSO  Transmission System Operator

TWh  Terawatt hour 

   

U   

Page 93: Mateusz Piotr Sikora - Les aspects politiques et économiques du mix énergétique polonais

93    

Master EDDEE – Stage EDF 

 

   

UDT  Technical Supervision Office

EU  the European Union 

UOKiK  The Office of Competition and Consumer Protection

URD  Utility Requirements Document (USA)

URE  Energy Regulatory Authority

   

V   

   

V4  the Visegrad Group (Poland, Czech Rep., Slovak Rep., Hungary)

   

W   

   

WENRA  Western European Nuclear Regulators Association

VVER  Water‐Water Power Reactor (Russ., Vodo‐Vodyanoi Energetichesky Reaktor), generic name usedfor Russian‐designed PWRs