Zéro Fossile France

La CDC gère l’argent de votre épargne :

elle a la main sur l’argent du livret A et du livret développement durable et solidaire à travers un « fonds d’épargne ». Une partie de cet argent est placé sur les marchés financiers, l’autre servant à des prêts pour le logement social ou diverses infrastructures.

Une grande partie de cet argent issu de votre épargne, est placé sur les marchés financiers via le « fonds épargne » de la CDC. Malgré l’absence de transparence, il est possible de savoir que le fonds épargne possède une participation significative dans la firme Vallourec qui construit des oléoducs et dans des firmes dont le charbon représente jusqu’à un quart de leur chiffre d’affaires. Ce qui paraît en contradiction totale non seulement avec l’impératif climatique, mais aussi avec le « développement durable » vendu aux épargnants.

La Banque postale qui récolte une partie de ces livrets détient également des participations, via ses filiales de gestion d’actifs, dans plusieurs entreprises charbonnières.

La CDC gère l’argent de vos retraites :

elle gère ou héberge un cinquième des fonds de retraite publics : le Fonds de réserve pour les retraites (36 milliards d’euros fin 2016,), l’Ircantec (9,8 milliards d’euros de réserves, dont 3,6 milliards en action et 2,1 milliards en obligations d’entreprises) et l’Erafp (28,9 milliards d’euros d’actifs).

Le Fonds de réserve pour les retraites, dont nous avions analysé le portefeuille du point de vue de ses investissements dans les énergies fossiles il y a trois ans, n’a pas diminué son exposition au secteur, malgré l’Accord de Paris. Il a certes exclu de ses placements certaines firmes exclusivement vouées au charbon, mais en les remplaçant par d’autres firmes du secteur des fossiles. Globalement, ce sont donc toujours plus de 2 milliards d’euros en actions et en obligations que ce fonds de retraite consacre au charbon, au pétrole et au gaz. L’Ircantec ne fournit que des informations minimales sur son portefeuille (qui confirment toutefois la présence de firmes du secteur des énergies fossiles), et l’Erafp encore moins.

Elle détient 50% de la Banque Publique d’Investissement :

Bpifrance, qui assure elle aussi plusieurs missions de financement des entreprises et détient des participations significatives dans plusieurs grands groupes, notamment dans trois firmes parapétrolières françaises, TechnipFMC, Vallourec et CGG, pour une valeur de presque un milliard d’euros. Ces firmes sont impliquées dans de nombreux nouveaux projets d’extraction de pétrole et de gaz, dont certains sont présentés dans ce rapport. En outre, Bpifrance soutient des projets fossiles, comme Yamal LNG en Russie, dans le cadre de sa nouvelle mission de garantie publique à l’export. Elle est amenée dans ce cadre à soutenir des firmes dont elle est elle-même actionnaire, Technip en l’occurrence.

Sur ses fonds propres, elle investie directement dans l’industrie fossile :

elle détient des participations significatives dans plusieurs dizaines de grandes entreprises directement impliquées dans les énergies fossiles, comme c’est le cas d’Engie (dont la Caisse des dépôts et sa filiale CNP Assurances possèdent presque 4% des actions), de l’opérateur gazier GRTgaz (dont la CDC et ses filiales détiennent 25%), et dans une moindre mesure dans des firmes minières qui figurent parmi les principaux producteurs mondiaux de charbon (Anglo American notamment).

Elle contrôle plus de 1250 filiales :

dont certaines sont stratégiques et peuvent avoir des intérêts dans les énergies fossiles (CNP Assurances, Transdev, Compagnie des Alpes, Egis, SNI, etc.).

Elle est de plus en plus proche de l’AFD :

depuis 2016, la Caisse des dépôts a entamé un processus de rapprochement avec l’Agence française de développement (AFD), principal vecteur français de l’aide publique au développement.

Goliat, l’exploitation pétrolière dans l’Arctique

175 mètres de haut, 64 000 tonnes posées sur l’eau et un équipage de 120 membres permanents pour une capacité d’extraction de 100 000 barils de pétrole par jour, et une capacité de stockage d’un million : la plateforme Goliat porte plutôt bien son nom. Tout est hors norme avec la plus grande plateforme pétrolière offshore du monde : le système de chargement de pétroliers est l’un des plus grands dispositifs de ce type jamais installé, tandis que la plateforme est reliée à une centrale par le plus long câble électrique du monde. Il faut dire que le gisement en question vaut bien le tour de force : découvert en 2000, à plus de 1 000 mètres de profondeur, dans la mer de Barents, il promet environ 180 millions de barils de pétrole pour les quinze prochaines années à venir.

L’infrastructure géante est aujourd’hui posée à 85 km au nord de Hammerfest – la ville la plus septentrionale du monde, en Norvège. Après deux ans de retard et un long voyage depuis la Corée du Sud où elle a été construite, la plateforme Goliat FPSO (Floating Production and Storage Offshore unit) a commencé sa production en mars 2016, exploitée par Eni, opérateur du projet avec une part de 65%, aux côtés de Statoil qui en possède le reste avec 35%. Cela coïncide d’ailleurs avec une augmentation sensible de la production de pétrole en Norvège sur l’année 2016, avec environ 90 millions de tonnes. Une tendance qui n’est pas prête de s’estomper, pour le plus gros producteur d’hydrocarbures d’Europe de l’Ouest – 12% du PIB et 36% des exportations du pays : en mars, le gouvernement norvégien a annoncé l’attribution d’une 24e ronde d’octroi de licences au printemps 2018 avec 102 nouveaux blocs, dont 93 en mer de Barents. Des eaux très profondes jusqu’alors encore à peu près épargnées – excepté Goliat – en raison des conditions propres au milieu arctique.

L’année 2017 est donc marquée par un gros coup d’accélérateur dans l’exploration pétrolière offshore en Arctique, et pas seulement autour de la partie nord du territoire norvégien : Eni projetterait également d’aller forer du côté américain, dans la mer de Beaufort. Selon Associated Press, le forage pourrait même commencer dans les prochaines semaines, alors que le groupe pétrolier italien a reçu son permis d’exploration des États-Unis à la fin du mois de novembre. Une question de cohérence, sûrement, pour Donald Trump, à la suite du retrait de l’accord de Paris…

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile

–  3,27 millions d’euros en actions et 38,58 millions d’euros en obligations détenus par le Fonds de réserve pour les retraites dans Eni. 17,35 millions d’actions Eni détenues par l’Ircantec.
–  848 000 euros en actions et 4, 7 millions d’euros en obligations détenus par le Fonds de réserve pour les retraites dans Statoil. 7,8 millions d’actions Statoil détenues par l’Ircantec.

Yamal LNG, dans le grand nord Russe

L’Arctique russe – et en particulier la péninsule de Yamal – est l’un des endroits de la planète où les conséquences du réchauffement des températures globales se font sentir de la manière la plus spectaculaire. La fonte du pergélisol (ou permafrost) y libère des gaz provoquant des explosions et creusant des cratères. Elle a aussi libéré la bactérie mortelle anthrax, qui avait disparu de la région depuis 75 ans. C’est aussi dans cette péninsule que se développe l’un des principaux projets d’énergie fossile au monde : Yamal LNG, qui associe un site de forage gazier et un terminal de liquéfaction du gaz en vue de son exportation vers l’Asie et l’Europe. Le tout à 600 kilomètres du nord du Cercle polaire. Le premier méthanier brise-glaces – baptisé le Christophe de Margerie, du nom du patron décédé de Total – a fait son premier voyage cet automne, à travers l’océan Arctique. Le site a été inauguré en grande pompe par Vladimir Poutine quelques jours à peine avant le « One Planet Summit ».

Les intérêts français jouent un rôle majeur dans Yamal LNG, puisqu’il est porté par la firme russe Novatek (dont Total est actionnaire), Total elle-même et une firme chinoise, et que Technip est l’un des principaux prestataires du chantier (aux côtés de plusieurs autres firmes françaises dont Vinci). Total et Technip se sont battus contre vents et marées pour financer et poursuivre ce projet malgré les sanctions économiques mises en place par les États-Unis et l’Union européenne.

En plus des émissions de gaz à effet de serre supplémentaires qu’ils entraînent, ces développements gaziers dégradent et polluent un environnement fragile, et entraînent des conflits avec les populations autochtones et leurs activités traditionnelles de pâturage de rennes. Un nouveau projet d’ampleur similaire, baptisé Arctique-2, est désormais proposé dans la péninsule de Yamal.

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile
– La BPI détient 5,3% du capital de TechnipFMC, chargé de la construction du terminal méthanier. Elle a en outre apporté une garantie publique sur l’exécution du contrat à hauteur de 350 millions d’euros au second trimestre 2017. 24,67 millions d’euros en actions TechnipFMC sont détenues par le Fonds de réserve pour les retraites.
– 89,69 millions d’euros en actions et 77,42 millions d’euros en obligations détenues par le Fonds de réserve pour les retraites dans Total. 121,3 millions d’euros détenus par l’Ircantec en actions Total.

La mine de charbon de Hambach en Allemagne

Elle est loin d’être la seule mais elle est sûrement la plus emblématique, et la plus grande aussi, des mines de charbon à ciel ouvert : à Hambach (Allemagne), plusieurs milliers de tonnes de charbon brun – le surnom donné à la lignite, ce charbon de mauvaise qualité, peu calorifique et très polluant – ont été extraites depuis 1978. RWE, l’exploitant, estime à 2,5 milliards de tonnes la capacité totale d’extraction à terme. Les conséquences du charbon sont bien connues, avec d’importants rejets qui renforcent la concentration des gaz à effet de serre dans l’atmosphère.

Avec 85 km2 de superficie et des trous jusqu’à 350m de profondeur, la mine de Hambach est la plus importante d’Europe. Au paysage de cratère noirci que découvre le panorama aménagé par l’entreprise, tel un ultime pied de nez, on devine les impacts environnementaux : les nappes aquifères ont été entièrement asséchées tandis que la forêt millénaire qui habitait ces lieux a presque entièrement disparu : « Il y avait 6000 hectares de forêt primaire exceptionnelle, d’une rare biodiversité, explique Todde Kemmerich du mouvement LINGO (Leave fossils fuels in the ground), cité par la RTBF. Il n’en reste plus que 10% ».

Depuis 2012, une centaine d’activistes occupe les derniers bouts de forêt résistant encore à l’expansion minière, où ils ont construit quelques cabanes dans les arbres, à la manière de la ZAD de Notre-Dame-des-Landes. Comme un symbole : une action de désobéissance civile a été organisée le mois dernier par Ende Gelände en marge de la COP23 qui était hébergée par la ville voisine de Bonn. Mais le combat n’en reste pas moins déséquilibré face à RWE, plus gros producteur de charbon en Europe et troisième fournisseur d’énergie allemand dans un pays encore largement adepte du charbon dont il tire 40% de son électricité. L’Allemagne n’a pas rejointe la nouvelle « Alliance globale pour la sortie du charbon » née de la COP organisée sur son propre territoire, et la réduction de sa part dans le mix pour assurer l’Energiewende (le virage énergétique en allemand, ndlr) est d’ailleurs une cause majeure de l’échec des récentes négociations politiques pour former un gouvernement de coalition en Allemagne. Preuve que le charbon a encore de belles heures devant lui dans le pays.

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile
–  11,86 millions d’euros du Fonds de réserve pour les retraites en obligations dans RWE.

Le Dakota Access Pipeline aux États-Unis

Bien avant de déclarer la sortie de l’Accord de Paris, Trump avait annoncé la couleur en signant un décret pour relancer le projet d’oléoduc Dakota Access Pipeline (DAPL) sitôt investi à la tête des États-Unis. Dès le deuxième jour de son mandat, il marquait d’entrée son aversion pour le climat. Une décision qui s’explique aussi par quelques intérêts personnels, puisque le nouveau président américain est un ancien actionnaire d’Energy Transfer Partners, l’entreprise texane en charge du projet. Le DAPL doit transporter du pétrole de schiste extrait dans le Dakota du Nord à travers quatre États, jusqu’à un centre de distribution dans l’Illinois. Là, raccordé à un autre oléoduc, il alimenterait les raffineries du golfe du Mexique, avant de partir, peut-être, vers d’autres marchés. Sur 1 886 kilomètres, l’oléoduc de 76 cm de diamètre doit ainsi permettre de transporter entre 470 000 et 570 000 barils par jour.

Sur le terrain, ce projet très controversé fait face à une importante mobilisation depuis avril 2016. De la part des mouvements écologistes, qui dénoncent un énième projet d’infrastructure autour des énergies fossiles dans cette région – le Dakota du Nord étant le deuxième plus gros producteur de pétrole du pays après l’État du Texas. Et de la part des amérindiens et notamment de tribus Sioux, qui s’opposaient à un chantier traversant, à proximité de la rivière Missouri et de la réserve indienne de Standing Rock, des terres ancestrales et des sites sacrés où sont enterrés leurs ancêtres. Sans oublier la menace directe qu’il représente pour plusieurs de leurs sources d’eau potable. Après des mois de manifestations et d’occupation, l’administration Obama avait finalement bloqué le chantier et demandé l’étude d’un tracé alternatif.

C’était donc sans compter sur l’élection de Donald Trump. Depuis, les travaux ont repris, malgré plusieurs recours. Pour financer les 3,8 milliards de dollar du coût estimé de ce projet, plusieurs banques privées françaises ont été appelées à la rescousse. La lutte se joue aussi, désormais, sur ce terrain-là : différentes institutions financières ont récemment suspendu leurs relations avec les firmes impliqués dans le projet. C’est le cas de la banque néerlandais ABN Amro ou de la banque suédois Nordea. Ou encore des villes de Seattle et de Davis (Californie), aux États-Unis, qui ont décidé de ne pas renouveler leur contrat avec la banque Wells Fargo, directement impliquée dans le montage financier du DAPL.

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile
– Le Fonds de réserve pour les retraites a souscrit pas moins de huit obligations d’Energy Transfer Partners, pour un montant total de 14,03 millions d’euros, à quoi s’ajoutent 1,58 million d’euros dans une obligation de Sunoco.

Le pétrole offshore brésilien

La nature est parfois mal faite : alors qu’un gisement pétrolier prometteur est découvert au large du delta de l’Amazone, voici qu’on trouve aussi juste à côté, quelques années plus tard, l’un des plus grands récifs coralliens du monde, avec ses rhodophytes et ses raies mantas, au cœur d’un écosystème rare et complexe long de plus de 1000 km pour près 9 300 km2 de superficie. Et voilà une multinationale, qui comptait déjà son butin en dizaines de milliards de barils d’or noir, embêtée par la révélation d’un autre trésor, beaucoup moins rentable.

C’est l’histoire de Total au nord-est du Brésil : après avoir acheté aux enchères 5 blocs pétroliers offshore (BP lui n’en a gagné qu’un seul) dans le bassin de l’embouchure de l’Amazone, dit « Foz do Amazonas », en mai 2013, la découverte à 28 kilomètres du récif de l’Amazone révélée par la revue Science Advances en avril 2016 a pour le moins contrecarré ses plans. De fait, l’agence brésilienne de protection de l’environnement (Ibama) a rejeté fin août dernier une nouvelle étude d’impact environnementale réalisée par le pétrolier français, l’estimant insuffisamment précise et brandissant la menace d’une suspension définitive de l’homologation du projet.

L’exploration pétrolière devait être menée jusqu’en août 2021 dans le cadre d’un consortium avec BP et Petrobas, dans cette zone qui pourrait abriter jusqu’à 14 milliards de barils de pétrole selon les géologues. Pour atteindre ces profondeurs abyssales, il était d’envisager d’utiliser la technologie des drill ship, ces navires de forage qu’a déjà utilisé Total pour chercher à 3400 mètres au large de l’Uruguay, record mondial de profondeur dans la quête de pétrole jusque-là. Un projet titanesque que critique vivement Greenpeace, qui a notamment dénoncé les lacunes du dossier dans une contre-étude scientifique publiée en mai 2017. En cause, les perturbations sur la biodiversité causée par l’activité régulière de forage, sans compter les risques de marée noire. Un projet d’autant plus risqué que sa difficulté technique pourrait faire accroître sensiblement son seuil de rentabilité – jusqu’à 100 dollars le baril ? – dans un contexte de baisse durable du cours du pétrole autour de 50 dollars.

« Autant d’arguments qui confirment l’absurdité de ce projet, au moment où les engagements pour le climat répètent qu’il convient de ne plus ouvrir de nouvelles frontières pétrolières » résume Edina Ifticene, chargée de campagne Océan à Greenpeace France. Il en faudra sûrement plus pour convaincre Total, qui détient près d’une vingtaine de permis d’exploration tout au long de la côte brésilienne, et notamment dans les immenses gisements de pétrole en eaux très profondes, à plus de 7 000 mètres, enfouis sous une épaisse croûte de sel – appelés « pre sal » (« avant le sel » en portugais).

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile
–  89,69 millions d’euros en actions et 77,42 millions d’euros en obligations détenues par le Fonds de réserve pour les retraites dans Total. 121,3 millions d’euros détenus par l’Ircantec en actions Total.
–  20,4 millions d’euros en actions et 74,74 millions d’euros en obligations détenus par le Fonds de réserve pour les retraites dans BP. 4,54 millions d’euros d’actions BP détenues par l’Ircantec.

Le Transadriatic pipeline – TAP (Azerbaïdjan, Turquie, Grèce, Albanie, Italie)

C’est le plus important projet d’infrastructure énergétique actuel, attendu pour 2020 : le « Southern Gas Corridor », un gigantesque complexe de gazoducs long de 3500 kilomètres qui doit acheminer le gaz de l’Azerbaïdjan jusqu’en Europe. Son coût total est évalué à 45 milliards de dollars, dont un soutien substantiel des institutions financières européennes et une participation de nombreuses banques privées parmi lesquelles la Société générale. Troisième et dernier tronçon de ce grand couloir gazier, le Trans Adriatic Pipeline (TAP) est destiné à relier la Turquie à la botte italienne, traversant pour cela d’est en ouest la Grèce et l’Albanie sur 878 kilomètres, pour un coût estimé entre 5 et 6 milliards d’euros. Ce chantier colossal constitue aujourd’hui le plus gros investissement de l’économie albanaise, à hauteur de 4% de son PIB.

Des investissements contestables à plusieurs titres : tout d’abord au regard de la baisse tendancielle de la demande européenne en gaz, rien ne garantit la rentabilité économique du dispositif. « La consommation en gaz de l’Union européenne chute et les infrastructures actuelles répondent largement aux besoins » rappelle Lucie Pinson, chargée de campagne aux Amis de la Terre. C’est ensuite un projet directement contradictoire avec les engagements climatiques revendiqués par l’UE : le gazoduc TAP renforce la dépendance au gaz, énergie fossile fortement émettrice en méthane (voir projet Coral). En abreuvant les marchés européens de ce combustible – ce sont 10 milliards de m3/an qui pourront ainsi être transportés –, il verrouille un peu plus encore le système énergétique dans un avenir « fossilisé » qui compromet directement la possibilité d’atteindre les objectifs de l’Accord de Paris.

Enfin, c’est un projet particulièrement destructeur pour l’environnement. La liste des ravages, du littoral aux vergers en passant par les champs d’oliviers, se fait déjà longue. En Italie, c’est la région touristique des Pouilles qui est directement concernée avec près de 10 000 oliviers menacés par le terminal gazier. Le consortium international, composé de plusieurs géants de l’énergie, le reconnaît lui-même : plus de 19 000 parcelles et 45 agriculteurs seront touchés par le tracé. Un tracé qui s’impose d’ailleurs sans concertation, au prix de nombreuses expropriations, parfois brutales en Grèce et en Albanie. La contestation à ce projet est à la mesure de son ambition, avec la création du collectif italien No Tap tandis que d’autres ONG promettent une mobilisation comparable à celle d’Amérique du nord contre le Keystone XL.

Mais sur le terrain en Albanie, les tractopelles sont déjà en action et les travaux ont commencé, sous la responsabilité de Spiecapag, filiale de Vinci (la même qui est également présente sur le TransMountain Expansion Project, cf. ci-dessous), qui a remporté le marché de trois lots en mars 2016. L’entreprise, qui fait partie des tous premiers acteurs mondiaux sur le secteur des pipelines doit ainsi construire 400 km de segment du TAP. De son côté, Technip a remporté un contrat pour des services de conseil en management de projet.

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile
* 27,97 millions d’euros en actions et 39,28 millions en obligations détenues par le Fonds de réserve pour les retraites dans Snam.
* 20,4 millions d’euros en actions et 74,74 millions d’euros en obligations détenus par le Fonds de réserve pour les retraites dans BP. 4,54 millions d’euros d’actions BP détenues par l’Ircantec.
* 47,57 millions d’euros d’actions Vinci détenues par le Fonds de réserve pour les retraites.

Des projets d’infrastructures liés aux sables bitumineux au Canada

Au royaume des oléoducs géants, voici le petit dernier : le Trans Mountain Expansion Project (TMEP), qui envisage de relier la région de l’Alberta (Canada) à la côte Pacifique, aux alentours de Vancouver. Ce projet porté par l’entreprise Kinder Morgan, dont le coût est pour l’heure évalué à 7,4 milliards de dollar (le site officiel rappelant incidemment, au moyen d’une petite astérisque, que « les coûts réels du projet peuvent varier par rapport aux coûts prévus »), est précisément une expansion du réseau par le biais d’un second système d’oléoduc, en parallèle du premier dont la pipeline en usage depuis 1953 transporte déjà du pétrole brut et raffiné. Mais avec ce nouvel oléoduc long de 980 kilomètres, la capacité devrait presque tripler : de 300 000 barils par jour actuellement, on passerait ainsi à 890 000. Avec le marché asiatique en ligne de mire, une fois la côte ouest atteinte.

Un projet qui va attiser le débat sur l’exploitation des sables bitumineux dans l’Alberta, principal producteur de ce pétrole avec le Venezuela. Cette source fossile non-conventionnelle aux coûts écologique et économique particulièrement lourds est dénoncée depuis des années par différents acteurs, associatifs comme institutionnels. En cause, la consommation massive d’eau, la destruction d’hectares de forêt et la pollution généralisée des sols et des nappes phréatiques. Un rapport publié il y a six ans estimait déjà que la pollution atmosphérique issue des sables bitumineux avait plus que doublé au cours de la dernière décennie en Alberta, conduisant à de fréquentes pluies acides qui menacent les lacs et les forêts alentour. Ce à quoi s’ajoutent des émissions de gaz à effet de serre bien plus conséquentes que les forages de pétrole traditionnel – pas idéal pour remplir les objectifs climatiques internationaux. Sans parler des impacts pour les populations autochtones, dont les droits et les territoires se retrouvent directement saccagés.

Début octobre, son grand frère tourné vers l’est, le projet Énergie Est, oléoduc de 4600 km de long prévu pour acheminer chaque jour 1,1 million de barils de pétrole depuis l’Alberta vers le Nouveau-Brunswick, a finalement été abandonné par la compagnie TransCanada. Qui s’est consolée quelques semaines plus tard avec la relance de son projet Keystone XL par Trump. Un autre projet, le remplacement de la « Line 3 » de l’oléoduc géré par Enbridge pour y déposer le pétrole dans l’État nord-américain du Wisconsin, a été également validé par le Premier Ministre canadien Justin Trudeau, en même temps que le projet TMEP, en novembre 2016. Il ne manque donc pas de concurrence pour Kinder Morgan, qui s’est donc adjoint les services d’« une des premières entreprises mondiales dans le domaine des oléoducs, des gazoducs et des systèmes associés », à savoir Spiecapag, filiale de Vinci, qui a remporté le contrat de construction d’une partie de l’oléoduc sur 85 km de distance, dans une vallée de la Colombie-Britannique.

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile
* 1,92 millions d’euros placés en actions et 19,13 millions en obligations par le Fonds de réserve pour les retraites dans Kinder Morgan
* 47,57 millions d’euros d’actions Vinci détenues par le Fonds de réserve pour les retraites.

La centrale charbon de Safi au Maroc

Depuis 2015, Engie s’est résolument embarquée dans une reconversion vers les énergies vertes. L’entreprise a notamment revendu (mais non fermé, comme l’auraient souhaité les écologistes parce que cela seul aurait contribué à une réduction réelle d’émissions de gaz à effet de serre) un grand nombre de ses centrales charbon en Australie, en Pologne et aux États-Unis. Le charbon est en effet largement considéré comme la plus polluante des sources fossiles.

Il est cependant au moins un projet de centrale charbon dont Engie ne s’est pas désengagée : celui de la nouvelle centrale de Safi au Maroc, d’une capacité de 1386 MW, qui doit entrer en fonctionnement en 2018. La firme française y est associée au japonais Mitsui et surtout à Nareva, une entreprise énergétique dépendant de la famille royale marocaine. Depuis l’organisation de la COP22 en 2016, le Maroc se positionne fortement sur le secteur énergétique – aussi bien les énergies vertes qui sont constamment mis en avant que les projets fossiles comme Safi, tous portés par Nareva et donc sources de profit pour la famille royale. Engie a noué des relations étroites avec Nareva et compte sur cette alliance pour lancer des projets conjoints dans le reste de l’Afrique.

En attendant, ce sont les habitants de Safi – une ville déjà fortement impactée par les industries lourdes, qui ont entrainé la destruction des activités traditionnelles de pêche – qui souffriront de la pollution supplémentaire engendrée par la nouvelle centrale. La centrale devait tout d’abord être construite à Agadir, mais le choix s’est finalement porté sur Safi, une zone déjà « sacrifiée » à l’industrie, pour ne pas nuire au tourisme. La Maroc prévoit même désormais de doubler la capacité de la centrale de Safi, avec deux nouvelles unités, pour répondre aux besoins de l’industrie des phosphates.

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile
* L’État français détient 24% d’Engie. La Caisse des dépôts et sa filiale CNP Assurances en détiennent près de 4%. Aussi bien le Fonds de réserve pour les retraites que l’Ircantec détiennent des investissements significatifs dans Engie.
* Le Fonds de réserve pour les retraites détient 4,88 millions d’euros en actions dans Mitsui.
* Egis, filiale stratégique de la Caisse des dépôts, a participé à l’agrandissement du port de Safi pour qu’il puisse recevoir les millions de tonnes de charbon sud-africain nécessaire au fonctionnement de la future centrale thermique.

Le gaz de schiste en Algérie

Sous prétexte de réduire sa dépendance envers le gaz russe, l’Union européenne s’est engagée dans une politique de développement tous azimuts d’infrastructures gazières (voir le projet TAP). Cette politique entre en contradiction avec les objectifs climatiques affichés par l’Union européenne puisqu’elle revient à enfermer le continent dans plusieurs décennies supplémentaires de consommation de cette source fossile. Elle a aussi des conséquences pour les populations des pays concernés, en renforçant des régimes répressifs ou à travers les pollutions engendrées par l’accroissement de la production gazière.

En Algérie, la révolte des habitants du sud Saharien, début 2015, avait réussi à bloquer temporairement les projets gouvernements d’exploitation du gaz de schiste. Mais sous l’effet de la crise économique, le gouvernement vient de les relancer. Le gaz (conventionnel ou non conventionnel) produit en Algérie est majoritairement destiné au marché européen, transitant par l’Espagne, la France et l’Italie. De nombreux projets d’infrastructures gazières dans le Sud de l’Europe sont en cours pour permettre un afflux de nouvelles ressources gazières en provenance d’Algérie, mais aussi du Nigeria, de l’Australie ou des États-Unis sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL).

Un nouveau gazoduc reliant l’Algérie à l’Italie, Galsi, doit ainsi entrer en opération en 2018. Il est notamment porté par l’entreprise italienne Edison, filiale d’EDF. Le projet MidCat, porté principalement par l’espagnole Enagas et la française TIGF, vise à permettre d’écouler le gaz arrivant dans les gazoducs et terminaux méthaniers espagnols vers le reste de l’Europe via la France. Ce projet fait l’objet d’une forte opposition en Catalogne, où les premiers travaux ont été arrêtés, mais aussi de plus en plus en France, où l’on s’inquiète également du coût potentiellement exorbitant de ce projet. MidCat reste néanmoins l’une des priorités du commissaire européen à l’Énergie Miguel Cañete et du gouvernement espagnol actuel.

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile
* GRTgaz est à 75% propriété d’Engie (24% État français) et à 25% de la CDC et de ses filiales.
* TIGF est détenue à 18% par EDF (84% État français). EDF est par ailleurs directement impliquée via sa filiale Edison dans le gazoduc Galsi.
* Le Fonds de réserve pour les retraites détient 27,19 millions d’euros en actions et 11,56 millions euros en obligations dans Enagas.
* Egis, filiale stratégique de la Caisse des dépôts, est impliquée dans le projet Cyrénée, qui vise à raccorder la Corse au gazoduc Galsi reliant l’Algérie à l’Italie.

Coral South LNG en Mozambique

Ce n’est certainement pas le projet le plus connu, et pourtant, il risque fort d’ouvrir la voie à l’exploitation exponentielle d’une nouvelle ressource fossile : avec 5000 milliards de m3 estimé dans le nord du pays, le Mozambique est devenu numéro trois en Afrique après l’Algérie et le Nigeria en termes de réserves prouvées de gaz. Et pourrait devenir sous peu l’un des principaux exportateurs au monde de gaz naturel liquéfié. Dans le bassin de la Rovuma, à la frontière avec la Tanzanie, doit ainsi s’implanter un vaste complexe offshore visant à exporter le gaz sous forme de gaz naturel liquéfié. Intitulé Coral, du nom du champ gazier découvert en mai 2012, il abriterait un gisement de 450 milliards de m3 selon Eni, l’opérateur du projet avec 50% des parts.

Une sacrée manne à exploiter. Pour ce faire, sont prévus 6 puits sous-marins, reliés à une unité flottante –« Floating Liquefied Natural Gas » ou FLNG – dotée d’une capacité de liquéfaction de plus de 3,3 millions de tonnes de GNL par an. Une production entièrement vendue au groupe BP, pour une durée de 25 ans, selon un accord signé en février 2017. Coral LNG doit être la première usine de liquéfaction flottante au monde à opérer sur un champ très profond, situé sous plus de 2000 mètres d’eau. Le projet est tel qu’il bénéficie même d’un régime spécial de la part du gouvernement mozambicain, avec des facilités en termes d’emploi de main d’œuvre étrangère ou de transferts de capitaux. Son coût total est estimé à 8 milliards de dollars.

Ce projet pourrait avoir valeur d’exemple dans la lutte que les associations écologistes tentent de mener autour des projets gaziers. Derrière le qualificatif « naturel » qui lui est régulièrement adjoint, le gaz cherche à se présenter comme une alternative dans la transition aux autres ressources fossiles tels que le pétrole et le charbon. Il n’en est rien : « il n’y a objectivement aucune raison valable pour justifier l’exploitation de nouvelles réserves de combustibles fossiles, y compris de gaz », expliquent ainsi les professeurs Kevin Anderson and John Broderick, auteurs d’une étude récente menée à l’Université de Teesside qui visait à s’interroger sur la compatibilité du gaz en Europe avec les objectifs climatiques de l’accord de Paris. Le résultat démontre que les pays membres de l’UE ne bénéficient plus, au rythme actuel, que de 9 années de combustion de gaz et autres énergies fossiles, avant d’avoir épuisé leur part du budget carbone restant pour rester sous la barre des +2°C.

Outre les émissions de CO2 dues à la combustion, le problème vient aussi de la quantité non négligeable de méthane qui est libérée lors de la production, notamment par le biais de fuites. Selon une étude de 2014 citée par les Amis de la Terre, ces fuites pourraient représenter jusqu’à 17% des émissions totales ; or le méthane est un gaz à effet de serre bien plus puissant que le CO2, avec un potentiel de réchauffement 86 fois plus élevé sur un horizon de 20 ans. Pas de quoi décourager pour autant Technip, qui aura la charge de l’ingénierie, la fourniture des équipements, la construction, l’installation, la mise en service et le démarrage de l’unité Coral South FLNG.

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile

* La BPI détient 5,3% du capital de TechnipFMC, chargé de la construction du terminal méthanier. Elle envisage en outre de lui apporter une garantie publique. 24,67 millions d’euros en actions TechnipFMC détenues par le Fonds de réserve pour les retraites.
* 3,27 millions d’euros en actions et 38,58 millions d’euros en obligations détenus par le Fonds de réserve pour les retraites dans Eni. 17,35 millions d’actions Eni détenues par l’Ircantec.

La centrale à charbon de Thabametsi (Afrique du Sud)

630 MW de capacité de production installée, consommant 3,8 millions de tonnes par an à plein régime, le tout pour un coût total évalué pour l’heure à 2 milliards de dollars : le projet de centrale à charbon de Thabametsi ne risque pas d’inverser la dépendance au charbon de l’Afrique du Sud, dont 90% de l’électricité dépend du combustible fossile. Ce qui lui vaut l’un des pires bilans carbones au monde, avec plus de 6 millions de tonnes de CO2 émises sur le territoire par personne – plus que la Chine, par exemple – selon la dernière étude en date de l’OCDE. L’Afrique du Sud reste le leader incontesté du continent africain en matière de charbon : 252 millions de tonnes sur les 266 Mt extraites en 2015 sur l’ensemble de l’Afrique provenaient d’Afrique du Sud.

Prévue dans le bassin minier du Waterberg, au nord du pays, la mise en service de la centrale est attendue pour mars 2021 selon une déclaration de l’ex ministre de l’Énergie, Tina Joematt-Petterson. Si toutefois elle parvenait réellement à lancer les travaux : depuis le début du projet porté par GDF Suez en 2013, la centrale a provoqué de vives contestations. En juin 2015, Gérard Mestrallet, PDG du groupe devenu Engie, annonce le retrait de l’énergéticien français. Une décision qui suit de peu la manifestation du 15 mai 2015 qui voit plusieurs centaines de personnes marcher dans les rues de Johannesburg, jusqu’aux portes du consulat français, pour dénoncer ce projet. Le 8 mars 2017, le tribunal de Pretoria a ordonné une nouvelle étude d’impact environnemental sur le projet, estimant que la précédente était incomplète. Un coup d’arrêt pour la centrale de Thabametsi, désormais portée par le groupe japonais Marubeni, et une victoire pour l’ONG Earthlife Africa qui dénonce la sous-évaluation des émissions de gaz à effet de serre liées à cette nouvelle infrastructure. De fait, celle-ci pourrait rejeter près de 10 millions de tonnes d’équivalent CO2 par an, avec un rapport d’intensité de 1,23 tonnes d’équivalent CO2 par mégawatt heure. « C’est l’un des pires charbons à exploiter, bien plus sale encore que la lignite », souligne Lucie Pinson, des Amis de la Terre.

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile
* Le Fonds de réserve pour les retraites détient 2,4 millions d’euros en actions Marubeni.
* La Caisse des dépôts et consignations elle-même détient des participations non chiffrées dans Anglo American, une entreprise qui possède des mines de charbon en Afrique du sud.

La centrale à charbon de Shihezi en Chine

On le sait, le sort des équilibres climatiques planétaires se joue, pour une bonne partie, en Chine. Le pays, qui avait énormément augmenté sa consommation de charbon depuis 20 ans pour accompagner son développement économique, s’efforce désormais de changer de cap, en investissant massivement dans les renouvelables. Même si une bonne partie a été abandonnée sous l’effet de cette politique, les projets de nouvelles centrales charbon restent cependant nombreux en Chine.

C’est dans ce contexte que l’Agence française de développement (AFD) envisage d’accorder un prêt de 41 millions d’euros à l’entreprise Xinjiang Tianfu Energy en vue de la construction d’une unité de cogénération en marge d’une centrale de charbon de 660 MW dans la ville de Shizhen, dans le nord de la province du Xinjiang. Ce prêt est officiellement présenté par l’AFD comme une contribution à la transition énergétique, au motif qu’il permettra d’optimiser la consommation de charbon dans la centrale. Cependant, selon une note interne de l’institution révélée par Mediapart, ce projet « reviendrait à pérenniser l’utilisation d’une centrale à charbon, ce qui pourrait être interprété comme le financement de ce secteur ». Le tout dans un contexte de répression des minorités ethniques du Xinjiang par le gouvernement de Pékin, qui a placé la province sous tutelle économique et militaire directe, à travers des entreprises publiques ou parapubliques comme Xinjiang Tianfu Energy.

Comment l’argent public contribue à ce projet fossile
* L’Agence française de développement (AFD) a apporté un prêt de 41 millions d’euros à l’entreprise Xinjiang Tianfu Energy.