Énergie au Pakistan

Les réserves prouvées récupérables de charbon du Pakistan étaient estimées par BP[n 1] à 3,06 milliards de tonnes fin 2018 (charbon sub-bitumineux et lignite). Ces réserves représentent 0,3 % du total mondial[p 1].

En 2018, la production de charbon du Pakistan atteignait 1,7 Mtep, en recul de 5,2 % en 2018, à peu près au même niveau qu'en 2007[p 2].

La consommation de charbon du Pakistan s'est établie en 2018 à 11,6 Mtep, soit 0,3 % du total mondial ; elle a progressé de 63 % en 2018 après 26 % en 2017 et de 93 % depuis 2008. La production de charbon du pays couvre seulement 15 % de sa consommation[p 3].

Aucune estimation des réserves prouvées de pétrole du Pakistan ne figure dans les rapports de BP et du Conseil mondial de l'énergie.

Le Pakistan a produit 4,9 Mtep de pétrole en 2018, en baisse de 1,1 % par rapport à 2017 mais en progression de 81 % depuis 1990. Il a consommé 28,9 Mtep de pétrole et produits pétroliers, en progression de 170 % depuis 1990. Sa production couvre seulement 17 % de sa consommation[1].

Les réserves prouvées de gaz naturel du Pakistan étaient estimées par BP à 400 milliards de m³ fin 2018 (12,9 trillions US de pieds cubes), soit 11 années de production au rythme de 2018. Ces réserves représentent seulement 0,2 % du total mondial[p 4].

En 2018, le Pakistan a produit 34,2 milliards de m³ de gaz naturel, soit 29,4 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en recul de 1,3 % (-1% depuis 2008). Il représente seulement 0,9 % de la production mondiale[p 5].

En 2018, le Pakistan a consommé 43,6 milliards de m³ de gaz naturel, soit 37,5 Mtep, en progression de 7 % en 2018 et de 26 % entre 2008 et 2018 ; sa production couvre seulement 78 % de sa consommation[p 6].

Les importations de gaz naturel par méthanier sous forme de GNL ont atteint 9,4 milliards de m³ en 2018, en provenance surtout du Qatar (5,8 milliards de m³)[p 7].

En juillet 2013 le Comité exécutif du National Economic Council (ECNEC) a approuvé 3,5 GW de nouveaux projets de centrales d'un total de 13 milliards de dollars, comprenant 2 200 MW de nucléaire, 425 MW de cycles combinés gaz et 969 MW de centrales hydroélectriques, dans le but de réduire la forte dépendance au pétrole et abaisser les coûts de production ; tous ces projets dépendent du soutien de la Chine[3].

Le Pakistan se classait en 2018 au 6^e rang mondial des producteurs d'électricité à partir de pétrole avec 31 TWh, soit 4,0 % du total mondial ; au 1^er rang, l'Arabie saoudite produisait 160 TWh[s 2].

La Pakistan Atomic Energy Commission (PAEC) est responsable de toutes les applications de l'énergie nucléaire et de la recherche dans le pays. Elle comprend deux divisions responsables des programmes de la production nucléaire : Nuclear Power Generation (NUPG), qui supervise les unités en fonctionnement, et Nuclear Power Projects (NUPP) qui gère la conception et la construction des projets de nouvelles unités, en étroite collaboration avec la Nuclear Regulatory Authority (PNRA).

La part du nucléaire dans la production nette d'électricité du Pakistan était en 2019 de 6,6 % : 9,03 TWh sur 136,8 TWh, avec une puissance installée nucléaire de 1 318 MW[7].

Le parc nucléaire de la PAEC est composé en février 2021 de cinq réacteurs d'une puissance totale de 1 318 MW répartis dans deux centrales[7] :

En 2019, deux réacteurs sont en construction[7] :

Le réacteur Karachi 1, de technique canadienne, implanté à Paradise Point dans le Sind, environ 25 km à l'ouest de Karachi, fonctionne à puissance réduite et est en cours de révision par la PAEC à cause de son âge.

Les réacteurs Chashma 1 à 4 ont été fournis par la Compagnie nucléaire nationale chinoise (CNNC) et implantés à Kundian dans le Pendjab.

La centrale KANUPP comprend également une usine de dessalement par distillation à effets multiples (MED) annoncée à 4 800 m³/jour à sa mise en service en 2012, mais à 1 600 m³/jour en 2014[3].

L'Energy Security Plan de 2005 prévoyait de porter la puissance du parc nucléaire à 8 800 MW, dont 900 MW mis en service en 2015 et 1 500 MW en 2020. Les projections comprenaient quatre réacteurs chinois supplémentaires de 300 MW chacun et sept de 1 000 MW, tous de technique PWR. Il était initialement prévu de construire deux unités chinoises de 1 000 MW PWR à Karachi : KANUPP 2 et 3, mais en 2007 la Chine différa le développement de son modèle CNP-1000 qui aurai été le seul de cette taille susceptible d'être exporté. Le Pakistan se tourna alors vers un projet de construction d'unités plus petites avec un contenu local plus élevé. Cependant, en 2013 la Chine relança ses concepts 1 000 MW à vocation export et fit des ouvertures au Pakistan pour le modèle ACP1000[3].

Le projet de construction de Chashma 3 et 4 a été annoncé en 2008 ; en mars 2010 le Pakistan annonçait un accord par lequel la Chine fournirait 82 % du financement total 1,912 milliard de dollars par trois prêts à 20 ans à bas taux d'intérêt. Elle doit aussi fournir les combustibles pour les 40 années de durée nominale de fonctionnement des réacteurs. Le contrat principal de construction a été signé en juin 2010 ; les deux unités de 340 MWe bruts (315 MWe nets) de type CNP-300 (analogue à Qinshan 1) doivent être achevés en huit ans. Ils auront une durée de vie de 40 ans et seront soumis aux contrôlex de l'IAEA. La construction de l'unité 3 a démarré fin mai 2011 et celle de l'unité 4 en décembre 2011. Le dôme de l'unité 3 a été installé en mars 2013. Début 2014, la PAEC annonçait que la construction avait plusieurs mois d'avance sur le planning initial. Cependant, le Groupe des fournisseurs nucléaires (Nuclear Suppliers Group - NSG), qui veille à prévenir la prolifération nucléaire, a soulevé des questions sur la fourniture par la Chine de Chashma 3-4 ; les contrats pour Chashma 1-2 ont été signés en 1990 et 2000 respectivement, avant 2004, date à laquelle la Chine a adhéré au NSG, qui maintient un embargo sur les ventes d'équipements nucléaires au Pakistan, pays non signataire du traité sur la non-prolifération des armes nucléaires. La Chine argumente que les unités 3 et 4 sont bénéficiaires de droits acquis (grandfathered) et que les accords sont cohérents avec ceux des unités 1 et 2[3].

En novembre 2010, la PAEC aurait signé un accord de construction avec China National Nuclear Corporation (CNNC) pour une cinquième unité à Chashma. En février 2013 un accord additionnel a été signé entre PAEC et CNNC pour une unité de 1 000 MWe à Chashma. Mais la Chine craindrait que cet accord soit controversé à l'égard du TNP et des lignes directrices du NSG. Au début 2013 CNNC a confirmé son intention de construire un réacteur de la classe des 1 000 MWe, précisant qu'il s'agirait d'une unité ACP1000, mais pas nécessairement à Chashma. Le statut de tout projet pour Chashma 5 est très incertain, et il pourrait avoir été remplacé par un projet de centrale près de Multan au sud-ouest du Pendjab[3].

En juin 2013, la Commission de Planification a annoncé que deux réacteurs CNNC de la classe des 1 000 MWe seraient choisis pour Karachi 2 et 3 (KANUPP 2 et 3) près de l'unité Karachi 1. Deux sites côtiers ont été envisagés. CNNC a annoncé en avril 2013 un accord d'exportation pour l'ACP1000, de 1 100 MWe nominaux, apparemment pour le Pakistan, hypothèse confirmée en juin par PAEC qui a précisé que le prochain projet nucléaire serait de la classe 1 100 MWe pour la centrale Karachi Coastal, avec un budget de 9,5 milliards de dollars. En juillet 2013 l'ECNEC a approuvé deux unités du projet Karachi Costalavec une puissance nette de 2 117 MWe, pour un coût total estimaté à 9,595 milliards de dollars, dont 6,5 milliards de dollars (68 %) financés par crédit fournisseur. PAEC a précisé que 82 % du coût total seront financés par la Chine. Fin août, les contrats ont été signés à Shanghai avec CNNC et quatre autres entreprises chinoises. L'inauguration du site près de Paradise Point, à 25 km à l'ouest de Karachi, a eu lieu en novembre 2013, et le premier béton était envisagé pour fin 2014. Cependant, en octobre 2014 un jugement de Haute Cour du Sind a stoppé les travaux, sur la base d'une contestation à motifs environnementaux, et l'ordonnance restrictive a été prolongée jusqu'à décembre. En avril 2015, China Energy Engineering Group Co (CEEC) a emporté l'appel d'offres pour le génie civil et les travaux d'installation pour l'îlot conventionnel de la centrale, qui devrait accueillir des réacteurs Hualong One analogues à celui de la centrale nucléaire de Fuqing. La construction devrait démarrer fin 2015 et durer 72 mois. Étant donnée l'impossibilité d'acheter de l'uranium sur le marché libre, PAEC a déclaré que le Pakistan a accepté que la China fournisse le combustible pour la durée des réacteurs, prévue à 60 ans. La Pakistan Nuclear Regulatory Authority a reçu l'analyse de sûreté du réacteur chinois ACP1000 de CNNC et devrait prendre au moins un an pour achever son examen avant d'accorder une licence de construction[3].

En août 2011, le Pakistan visait 8 000 MWe nucléaires sur dix sites pour 2030. PAEC a apparemment sélectionné six nouveaux sites sur la base des recommandations de la Pakistan Nuclear Regulatory Authority (PNRA) de l'AIEA : le canal Qadirabad-Bulloki (QB) près des Qadirabad Headworks ; le canal Dera Ghazi Khan près du barrage Taunsa ; le canal Taunsa-Panjnad près de Multan; le canal de Nara près de Sukkur; le canal Pat Feeder près de Guddu et la rivière Kaboul près de Nowshera. Au début 2012 PAEC a déclaré que quatre réacteurs étaient prévus pour le canal Taunsa-Panjnad près de Multan au Pendjab. En janvier 2014 PAEC a annoncé son intention de construire cinq centrales nucléaires additionnelles de 1 100 MWe pour répondre à la demande prévue d'électricité et atteindre 8,9 GWe de puissance nucléaire en activité en 2030, mettant en avant ses 55 années-réacteur d'expérience opérationnelle réussie, lui permettant de passer du statut d'acquisition technologique à une contribution significative au système de production électrique. PAEC a déclaré ensuite que huit sites seraient choisis pour les 32 unités suivantes, avec chacun quatre unités de 1 100 MWe, afin que le nucléaire fournisse un quart de l'électricité du pays avec 40 GWe de puissance, ce qui présuppose un décuplement de la demande d'électricité pour une date bien au-delà de 2030. PAEC a déclaré qu'une première unité de 1 100 MWe sera construite à Muzaffargarh, sur le canal Taunsa-Panjnad près de Multan. Des discussions avec la Chine seraient en cours pour fournir trois centrales nucléaires pour environ 13 milliards de dollars[3].

Le gouvernement a fixé un objectif de production de 350 tonnes U₃O₈ par an d'ici 2015 pour couvrir un tiers des besoins prévus à cette échéance. Des gisements à basse teneur ont été identifiés dans le Pendjab central dans le bassin de Bannu et la chaîne de Suleman. Une petite usine d'enrichissement d'uranium par centrifugation de 15 000 UTS/an à Kahuta est exploitée depuis 1984 et ne semble pas avoir d'utilisation civile. Sa capacité a été triplée vers 1991. Une usine plus récente est signalée à Gadwal ; elle n'est pas sous garanties de l'AIEA. Il n'est pas clair que PAEC ait une quelconque implication dans ces usines. Le combustible enrichi pour les centrales PWR est importé de Chine. En 2006 PAEC a annoncé qu'elle préparait la mise en place d'usine séparées et purement civiles de conversion, enrichissement et fabrication de combustible sous la forme d'un complexe d'un coût de 1,2 milliard de dollars : le Pakistan Nuclear Power Fuel Complex (NPFC) pour les réacteurs de type PWR qui seront sous contrôle de l'AIEA et exploités séparément des installations existantes. L'usine d'enrichissement serait construite à Chak Jhumra, Faisalabad, dans le Pendjab et aurait une capacité de 150 000 UTS/an vers 2013, puis serait agrandie par incréments de 150 000 UTS/an afin de pouvoir fournir un tiers des besoins d'enrichissement pour une capacité prévue de 8 800 MWe en 2030. Cependant, les contraintes imposées sur le Pakistan par le Groupe des fournisseurs nucléaires pourraient imposer que tout le développement nucléaire civil soit lié à la Chine, empêchant de poursuivre le projet de complexe civil du combustible[3].

PAEC a la responsabilité de la gestion des déchets radioactifs. Un Fonds de gestion des déchets radioactifs est proposé dans une nouvelle politique, et des centres de gestion des déchets sont proposés pour Karachi et Chashma. Les combustibles usagés sont actuellement stockés auprès de chaque réacteur dans des piscines. Un stockage à sec de plus long terme sur chaque site est proposé. La question d'un futur retraitement reste ouverte. Un dépôt national pour les déchets à bas et moyen niveau de radioactivité devrait être mis en fonction en 2015[3].

Barrage de Tarbela pendant les inondations de 2010.

La puissance installée des centrales hydroélectriques du Pakistan atteignait 9 827 MW fin 2019 (sans changement), loin derrière la Chine (356 400 MW) et l'Inde (50 071 MW) ; leur production s'est élevée à 35,28 TWh en 2019, en progression de 22 % grâce aux mises en service de 2018. WAPDA a annoncé la mise en chantier en 2019 du projet de barrage de Mohmand (800 MW), premier projet à buts multiples entrepris depuis celui de Tarbela en 1968[10].

En 2018, l'achèvement du projet d'extension Tarbela IV a ajouté trois turbines (1 410 MW) à la centrale de Tarbela, portant sa puissance à 4 888 MW. L'Autorité de développement de l'eau et de l'électricité (WAPDA) a aussi annoncé en 2018 les mises en service de Neelum Jhelum (969 MW) et de Golen Gol (108 MW). La puissance du parc hydroélectrique pakistanais a ainsi été accrue de plus d'un quart en une seule année[11].

En 2017, la puissance installée était de 7 477 MW et la production de 34,06 TWh. La principale centrale mise en service en 2017 est celle de Patrind (147 MW)[12].

Les projets hydroélectriques sont menés et exploités par la Water and Power Development Authority (WAPDA)[13], qui possède et exploite 19 centrales hydroélectriques d'une puissance totale de 6 902 MW[14].

La plupart des grands barrages existants ou en construction sont situés dans les provinces du nord, en particulier dans la partie pakistanaise du Cachemire (Azad Cachemire et Gilgit-Baltistan), disputé entre l'Inde et le Pakistan depuis leur indépendance, ce qui rend ces projets souvent risqués et leur financement difficile à réunir.

Barrage de Mangla, 2012

Projet hydroélectrique de Nehlum Jehlum, mai 2014.

Le barrage de Tarbela est construit sur l'Indus, dans le district d'Haripur, à environ 50 km au nord-ouest d'Islamabad. Le projet d'extension Tarbela-IV en cours la portera à 4 888 MW[16] en 2018 et celui de Tarbela-V à 6 208 MW en 2021[17].

Le barrage de Ghazi-Barotha est un aménagement au fil de l'eau construit de 1995 à 2003 sur un canal qui dérive l'eau de l'Indus à 7 km au sud du barrage de Tarbela[18].

Le barrage de Mangla a été construit de 1961 à 1967 avec le soutien de la Banque mondiale. Il s'agit d'un aménagement à buts multiples, qui joue un rôle important dans la régularisation des ressources en eau pour l'irrigation. Sa puissance initiale de 1 000 MW a été portée à 1 120 MW en 2012 grâce à une surélévation du barrage[19] et un projet en cours devrait la porter à 1 500 MW[20].

Le barrage de Neelum–Jhelum, en cours de construction sur la rivière Jhelum, près de la frontière entre l'Inde et le Pakistan, sécurisera les approvisionnements en eau de la province. Mais l'Inde développe sur la même rivière le projet hydroélectrique de Kishanganga, ce qui a conduit à une bataille judiciaire entre les deux pays devant la Chambre de commerce internationale. Le coût du projet a bondi de 1,8 milliard $ à 4,21 milliards $. Le projet était prévu pour s'achever en octobre 2015, mais cette date officielle a été repoussée à novembre 2016. Le bouclage financier du projet n'a pas encore été achevé, car le financement était attendu d'un consortium de financiers qui ont renoncé devant la dérive du devis. Le projet ne sera pas terminé avant 2017[21].

Le barrage de Diamer-Bhasha, aménagement à buts multiples dont les travaux préliminaires ont démarré en 2011 sur l'Indus, à 315 km en amont du barrage de Tarbela, permettra de prolonger de 35 ans la durée de vie de Tarbela[22]. Son coût est estimé à 14 milliards de dollars et sa construction prendra 10 à 12 ans[23].

Le projet de barrage de Dasu sur l'Indus, à 74 km en aval du site de Diamer-Bhasha, dont le chantier a été inauguré en juin 2014 par le président Nawaz Sharif, aura une puissance de 4 320 MW ; son coût est estimé à 4,8 milliards de dollars, dont 3,7 Mds $ de financements étrangers[24]. Il produira en moyenne 21,5 TWh par an[25].

Parc éolien de Jhimpir, 2012

Parc éolien entre Karachi et Hyderabad, 2014

Le Pakistan se situe fin 2019 au 6^e rang en Asie pour sa puissance installée éolienne de 1 239 MW, très loin derrière la Chine (236 402 MW) et l'Inde (37 506 MW). Les nouvelles installations au cours de l'année 2019 ont été de 50 MW, soit une progression de 4 %, après un bond de 400 MW en 2018[26].

Fin 2016, la puissance installée éolienne était de 591 MW. Les nouvelles installations au cours de l'année 2016 ont atteint 282 MW, soit une progression de 92 %[27].

La puissance installée éolienne s'est accrue de 150 MW (+142 %) au cours de l'année 2014[28].

Le Alternative Energy Development Board (AEDB) a été créé par le gouvernement pakistanais en 2003 afin de réduire la dépendance du Pakistan envers la production d'électricité à base de combustibles fossiles en identifiant des ressources alternatives telles que l'éolien, le solaire, le biogaz et les micro-centrales hydroélectriques au fil de l'eau. L'autre rôle majeur de l'AEDB est d'aider les firmes étrangères à investir dans ce secteur. AEDB a calculé que le Pakistan possède un potentiel éolien de 50 000 MW, mais les données nécessaires pour établir des projets détaillés manquaient ; l'AEDB a donc fourni des données de "risque éolien" et proposé des garanties aux investisseurs. En octobre 2011, la National Electric Power Regulatory Authority a approuvé un tarif d'achat réglementé (feed-in tariff) de 12,61 roupie pakistanaise par kWh pour les projets éoliens financés par l'étranger. AEDB espérait atteindre un objectif de 400 MW fin 2012[29].

Le premier parc éolien pakistanais, celui de Jhimpir, situé à Jhimpir dans le district de Thatta, province du Sind, à 120 kilomètres au nord-est de Karachi, a été construit par la compagnie turque Zorlu Energy en deux phases : 6 MW en 2009 puis 50,4 MW en 2013[30].

Le développeur chinois China Three Gorges Corporation (CTG) a lancé début 2012 les travaux de construction d'un parc éolien de 49,5 MW à Jhimpir Thatta dans le Sind ; la mise en service était prévue pour la mi-2013 et CTG envisageait deux extensions portant la puissance du parc à 500 MW en 2015[31].

Le Pakistan n'apparait pas encore dans les statistiques solaires 2020 de l'Agence internationale de l'énergie[32].

Le parc solaire Quaid-e-Azam en construction à Bahawalpur, Punjab, dont la puissance annoncée initialement devait être de 1 000 MW, a été mis en service en mai 2015 avec 100 MW[33].

La consommation finale d'électricité du Pakistan était de 593 kWh par habitant en 2018, soit seulement 18 % de la moyenne mondiale (3 260 kWh/hab.) et 61 % de celle de l'Inde (968 kWh/hab.)[s 1].

La répartition par secteur de la consommation finale d'électricité a évolué comme suit :

• (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2020, 27 août 2020, [PDF].

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

• (en) [PDF] BP Statistical Review of World Energy 2019 - 68th edition, BP, 11 juin 2019.

• Autres références

• Économie du Pakistan
• Ressources et consommation énergétiques mondiales

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