Énergie en Inde — Wikipédia

Énergie en Inde
Centrale indienne à charbon de Satpura.
Bilan énergétique (2021)
Offre d'énergie primaire (TPES)	39 529 PJ (944,1 M tep)
par agent énergétique	charbon : 44,6 % pétrole : 23,7 % bois : 21,6 % gaz naturel : 5,8 % électricité : 4,3 %
Énergies renouvelables	24,6 %
Consommation totale (TFC)	24 157,9 PJ (577 M tep)
par habitant	17,1 GJ/hab. (0,4 tep/hab.)
par secteur	ménages : 28,2 % industrie : 42,8 % transports : 17,7 % services : 3,5 % agriculture : 5,2 %
Électricité (2021)
Production	1 635,17 TWh
par filière	thermique : 75,6 % hydro : 9,9 % éoliennes : 4,7 % autres : 4,6 % nucléaire : 2,9 % biomasse/déchets : 2,3 %
Combustibles (2021 - PJ)
Production	pétrole : 1445 gaz naturel : 1163 charbon : 12675
Commerce extérieur (2021 - PJ)
Importations	électricité : 34 pétrole : 10847 gaz naturel : 1143 charbon : 4318 bois : 14
Exportations	électricité : 34 pétrole : 2852 charbon : 32 bois : 1
Sources
Agence internationale de l’énergie[1],[2] NB : dans le bilan énergétique, l'agent « bois » comprend l'ensemble biomasse-déchets
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Le secteur de l'énergie en Inde figure parmi les grands, l'Inde étant le premier pays au monde par sa population : 1,42 milliard d'habitants en 2023. L'Inde se classe au troisième rang mondial pour la consommation d'énergie (6,3 %) après la Chine (27,1 %) et les États-Unis (15,2 %). Cependant, sa consommation par habitant est encore très faible en 2023 : 35 % de la moyenne mondiale, 23 % de celle de la Chine et 20 % de celle de la France.

Les ressources énergétiques fossiles de l'Inde ne sont guère à la mesure de sa population, hormis ses réserves de charbon, qui sont en 2023 au 3^e rang mondial, avec 15,7 % du total mondial ; celles de pétrole ne représentent que 0,23 % du total mondial, et celles de gaz naturel 0,3 %.

L'Inde est en 2023 le 2^e producteur mondial de charbon avec 9,3 % du total mondial, derrière la Chine (51,9 %) et devant l'Indonésie (8,8 %), mais cette production ne couvre que 76 % de sa consommation. Sa production de pétrole ne couvre que 13,4 % de sa consommation, et celle de gaz naturel 49 %. Ses importations sont donc massives : elle se classe au 2^e rang mondial pour ses importations de charbon avec 15,1 % des importations mondiales et au 2^e rang mondial des importateurs nets de pétrole brut (10,8 %).

L'Inde dispose d'un potentiel important dans les énergies renouvelables, qui en 2021 couvraient 24,6 % de la consommation d'énergie primaire (surtout biomasse : 21,6 %) et assuraient 19,5 % de sa production d'électricité en 2023.

L'électricité représentait en 2021 seulement 16,4 % de la consommation finale d'énergie du pays, qui est cependant le 3^e producteur mondial d'électricité (6,5 % du total mondial). Cette production est en 2023 de source fossile pour 78 % (surtout charbon : 75,1 %) ; le nucléaire y contribue pour 2,5 % et les énergies renouvelables pour 19,5 % (hydroélectricité : 7,6 %, éolien : 4,2 %, solaire : 5,8 %, biomasse : 1,9 %).

Le pays était en 2023 le 11^e producteur mondial d'électricité nucléaire avec 1,8 % du total mondial. Elle dispose de 20 réacteurs en fonctionnement dans 8 centrales, 4 réacteurs à l'arrêt et 7 en construction.

L'Inde était en 2021 au troisième rang mondial pour les émissions de gaz à effet de serre liées à l'énergie, dont 69,9 % dues au charbon, avec 6,5 % des émissions mondiales, loin derrière la Chine (30,3 %) et les États-Unis (13,4 %) ; sa part en 2023 est estimée à 8 %. Néanmoins, ses émissions de CO₂ par habitant étaient en 2021 inférieures de 62 % à la moyenne mondiale, de 62 % aux émissions de la France, de 79 % à celles de la Chine et de 88 % à celle des États-Unis.

Principaux indicateurs de l'énergie en Inde[1]
	Population [2]	Consom. énergie primaire	Production	Import. nette	Consom. électricité	Émissions de GES* [g 1]
Année	Million	PJ	PJ	PJ	TWh	Mt CO2éq
1990	870	11 732	10 675	1 325	233	626
2000	1 053	17 496	13 721	3 828	416	984
2010	1 231	27 935	19 687	8 572	791	1 705
2011	1 247	29 051	20 167	9 082	869	1 799
2012	1 263	30 665	20 521	10 107	917	1 946
2013	1 279	31 524	20 775	10 823	973	2 002
2014	1 294	33 657	21 545	12 364	1 066	2 173
2015	1 309	34 485	22 055	12 810	1 131	2 187
2016	1 324	35 176	22 584	13 115	1 216	2 220
2017	1 339	36 951	23 051	13 849	1 269	2 333
2018	1 353	38 892	24 219	14 734	1 336	2 469
2019	1 366	38 913	24 308	15 281	1 375	2 433
2020	1 400	36 601	23 869	13 666	1 264	2 224
2021	1 410	39 529	25 495	13 437	1 345	2 427
variation 1990- 2021	+62 %	+237 %	+139 %	+914 %	+477 %	+288 %
tma** 1990- 2021	+1,6 %	+4,0 %	+2,8 %	+7,8 %	+5,8 %	+4,5 %
* émissions de gaz à effet de serre liées à l'énergie. ** tma=taux moyen annuel

L'Agence internationale de l'énergie et l'Energy Institute classent l'Inde parmi les tout premiers pays au monde pour la plupart des indicateurs :

Place de l'Inde dans les classements mondiaux

Source d'énergie	indicateur	rang	année	quantité	unité	% monde	commentaires
Pétrole brut[e 1]	Importation nette	2e	2023	229,1	Mt	10,8 %	1er : Chine (562,7 Mt, 26,5 %), 3e : États-Unis (138,8 Mt)
Produits pétroliers	Capacité de raffinage[e 2]	4e	2023	5,08	Mbl/j	4,9 %	1er : Chine (17,9 %), 2e : États-Unis (17,8 %), 3e : Russie (6,6 %)
	Production[e 3]	4e	2023	5,25	Mbl/j	6,3 %	1er : États-Unis (19,2 %), 2e : Chine (18,2 %), 3e : Russie (6,8 %)
	Exportation nette[e 1]	5e	2023	39,3	Mt	3,2 %	1er : États-Unis (13,2 %), 2e : Russie (7,4 %), 3e : Émirats arabes unis (5,1 %), 4e : Arabie saoudite (4,5 %)
Charbon	Réserves (hors lignite)[b 1]	3e	2023	122,3	Gt	15,7 %	1er : États-Unis (28 %), 2e : Chine (18,8 %)
	Production[e 4]	2e	2023	16,75	EJ	9,3 %	1er : Chine (51,8 %), 3e : Indonésie (8,8 %), 4e : États-Unis (6,6 %)
	Importation nette[e 5]	2e	2023	5,35	EJ	15,1 %	1er : Chine (27,8 %), 3e : Japon (12,4 %)
Électricité[e 6]	Production	3e	2023	1958	TWh	6,5 %	1er : Chine (31,7 %), 2e : États-Unis (15,0 %)
Prod.élec.par sources**[e 7]	Charbon/lignite	2e	2023	1471	TWh	14,0 %	1er : Chine (54,7 %), 3e : États-Unis (7,0 %)
	Renouvelables hors hydro	4e	2023	233	TWh	4,9 %	1er : Chine (35,1 %), 2e : États-Unis (15,5 %), 3e : Allemagne (5,3 %)
Hydroélectricité	Production[e 7]	6e	2023	149,2	TWh	3,5 %	1er : Chine (28,9 %), 2e : Brésil (10,1 %), 3e : Canada (8,6 %), 4e : États-Unis (5,6 %), 5e : Russie (4,7 %)
	Puissance installée[3]	6e	2023	51,9	GW	3,7 %	1er : Chine (29,8 %), 2e : Brésil (7,8 %), 3e : États-Unis (7,2 %)
	% hydro/élec*[e 7],[e 8]	24e	2023	7,6	%		1er : Norvège (87,9 %)
Nucléaire	Production[e 9]	11e	2023	48,2	TWh	1,8 %	1er : États-Unis (29,8 %), 2e : Chine (15,9 %), 3e : France (12,4 %), 4e : Russie (7,9 %)
	Puissance installée[4]	11e	2023	6,92	GW	1,8 %	1er : États-Unis (25,9 %), 2e : France (16,4 %), 3e : Chine (14,5 %)
	% nucléaire/élec*[5]	28e	2023	3,1	%		1er : France (64,8 %), 2e : Slovaquie (61,3 %), 17e : États-Unis (18,6 %), 18e : Russie (18,4 %), 25e : Chine (4,9 %)
Énergie éolienne[e 10]	Production	5e	2023	82,1	TWh	3,5 %	1er : Chine (38,1 %), 2e : États-Unis (18,5 %), 3e : Allemagne (6,1 %), 4e : Brésil (4,1 %)
	Puissance installée[e 11]	4e	2023	44,7	GW	4,4 %	1er : Chine (43,4 %), 2e : États-Unis (14,5 %), 3e : Allemagne (6,8 %)
Solaire PV[e 10]	Production élec.	3e	2023	113,4	TWh	6,9 %	1er : Chine (35,6 %), 2e : États-Unis (14,7 %)
	Puissance installée[e 11]	5e	2023	72,8	GW	5,2 %	1er : Chine (43,2 %), 2e : États-Unis (9,8 %), 3e : Japon (6,2 %), 4e : Allemagne (5,8 %)
	% solaire PV/élec*[6]	10e	fin 2022	9,5	%		1er : Espagne (19,1 %)
Biomasse[7]	Production élec.	6e	2021	33,85	TWh	5,5 %	1er : Chine (163,8 TWh, 26,4 %), 2e : Brésil (55,7 TWh, 9,0 %), 2e : États-Unis (52,4 TWh, 8,5 %)
* % nucléaire (ou hydro, ou éolien ou solaire)/total production d'électricité ** production d'électricité par sources.

L'Inde est en 2023 le pays le plus peuplé au monde : 1,42 milliards d'habitants, devant la Chine : 1,41 milliards d'habitants^[2].

L'Inde a produit en 2021 un total de 25 495 PJ d'énergie primaire, dont 49,7 % de charbon, 33,4 % de biomasse et déchets, 5,7 % de pétrole, 4,6 % de gaz naturel, 2,4 % d'éolien et solaire, 2,3 % d'hydroélectricité et 2,0 % de nucléaire^[1].

La part du charbon n'a cessé de progresser depuis 29 ans, passant de 36,6 % en 1990 à 49,7 % en 2021, malgré les taux de croissance plus rapide du nucléaire et des énergies nouvelles ; les filières principales (biomasse et pétrole) ont en effet progressé beaucoup moins vite que le charbon :

Production d'énergie primaire par source (PJ)

Filière	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2021	% 2021	var.2021 /1990
Charbon	3 908	36,6	5 470	39,9	8 913	45,3	11 555	48,4	12 675	49,7 %	+224 %
Pétrole	1 479	13,9	1 559	11,4	1 806	9,2	1 486	6,2	1 445	5,7 %	-2 %
Gaz naturel	443	4,1	966	7,0	1 799	9,1	975	4,1	1 163	4,6 %	+163 %
Total fossiles	5 830	54,6	7 995	58,3	12 518	63,6	14 016	58,7	15 283	59,9 %	+162 %
Nucléaire	67	0,6	184	1,3	287	1,5	469	2,0	514	2,0 %	+667 %
Hydraulique	258	2,4	268	2,0	450	2,3	579	2,4	585	2,3 %	+127 %
Biomasse-déchets	4 520	42,3	5 267	38,4	6 349	32,2	8 287	34,7	8 504	33,4 %	+88 %
Solaire-éolien	0,4	ns	8	0,1	83	0,4	518	2,2	609	2,4 %	ns
Total renouvelables	4 778	44,8	5 543	40,4	6 882	35,0	9 384	39,3	9 698	38,0 %	+103 %
Total	10 675	100	13 722	100	19 687	100	23 869	100	25 495	100 %	+139 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

L'exploitation du charbon en Inde a commencé en 1774 sur les rives de la rivière Damodar. Mais elle n'a pris son élan qu'avec l'apparition du chemin de fer en 1853, qui lui permit en quelques années de franchir le seuil du million de tonnes par an ; en 1900, elle dépassait déjà 6 Mt, et en 1920 : 18 Mt. Après un creux pendant la grande crise des années 1930, la production reprit son essor et atteignit 30 Mt en 1946.

L'indépendance amena les plans quinquennaux et la National Coal Development Corporation (NCDC) créée par le gouvernement en 1956 à partir des charbonnages des compagnies ferroviaires, ainsi que la Singareni Collieries Company Ltd. (SCCL), nationalisée en 1956 également par le gouvernement d'Andhra Pradesh ; la propriété de la SCCL a été ultérieurement partagée avec le gouvernement central. En 1971, les mines de charbon à coke furent nationalisées et regroupées dans la société Bharat Coking Coal Limited (BCCL), puis en 1973 les autres mines de charbon le furent également, sauf celles des sidérurgistes Tata et Indian Iron & Steel.

Les réserves prouvées récupérables de charbon de l'Inde étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 122,3 Gt (milliards de tonnes) fin 2022, soit 15,7 % des réserves mondiales, au 3^e rang mondial derrière les États-Unis (28 %) et la Chine (18,8 %)^{[b 1]}, et celles de lignite) à 5,5 Gt, soit 1,7 % des réserves mondiales, au 10^e rang mondial^{[b 2]}. Au total, ces réserves atteignent 3 107 EJ, soit 13,5 % des réserves mondiales, au 3^e rang derrière les États-Unis (25,0 %) et la Chine (16,3 %) et devant la Russie (12,2 %) et l'Australie (11,8 %). Elles représentent 185 ans de production au rythme de 2023 : 16,75 EJ^{[e 4]}. BGR estime les ressources supplémentaires identifiées, mais dont l'exploitation n'est pas techniquement ou économiquement justifiée, à 174 Gt de charbon^{[b 3]} et 39 Gt de lignite^{[b 4]}.

Les principaux gisements de charbon sont situées dans l'est, depuis l'État d'Andhra Pradesh, au bord de l'Océan Indien, jusqu'à l'Arunachal Pradesh au nord-est ; les États orientaux de Chhattisgarh, Jharkhand, Orissa et Bengale-Occidental à eux quatre recèlent 77 % des réserves : le lignite se trouve au sud, dans le Tamil Nadu, où il est exploité (32 Mt/an en 2013) pour la production d'électricité ; les charbons indiens ont en général un taux élevé de cendres et un bas pouvoir calorifique, ce qui explique la faiblesse des exportations (seulement vers les pays voisins : Bangladesh, Népal et Bhoutan) et l'importance des importations, principalement d'Australie, de Chine, d'Indonésie et d'Afrique du Sud^[8].

En 2023, selon l'Energy Institute, la production de charbon de l'Inde atteignait 16,75 EJ (exajoules), au 2^e rang mondial avec 9,3 % du total mondial, derrière la Chine (51,9 %), et devant l'Indonésie (8,8 %), les États-Unis (6,6 %) et l'Australie (6,5 %) ; elle a progressé de 11,3 % en 2023 et de 56,4 % entre 2013 et 2023^{[e 4]}.

Selon l'AIE, la production de charbon de l'Inde s'élevait à 12,7 EJ en 2021^[1].

La consommation de charbon en Inde s'est établie en 2023 à 21,98 EJ, en hausse de 9,8 % par rapport à 2022 et de 52 % depuis 2013, soit 13,4 % du total mondial, au 2^e rang mondial, loin derrière la Chine (56,1 %), mais devançant les États-Unis (5,0 %) depuis 2015^{[e 12]}. La production de charbon du pays couvre seulement 76 % de sa consommation^{[e 4]}.

En 2023, l'Inde a importé 5,35 EJ de charbon, se classant au 2^e rang mondial des importateurs avec 15,1 % des importations mondiales, derrière la Chine (28,7 %) et devant le Japon (12,4 %), soit plus que l'Europe (10 %). Les importations indiennes ont progressé de 7,3 % en 2023 et de 46 % depuis 2013^{[e 5]}.

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

Bilan énergétique charbon 2021[1]
Ressources	PJ	%	Emplois	PJ	%
Production d’énergie primaire	12 675	71,9 %	Consommation branche énergie	12 866	72,9 %
Importations	4 318	24,5 %	Consommation finale	4 472	25,4 %
Exportations	-32	-0,2 %	Écarts statistiques	301	1,7 %
Variation des stocks	677	3,8 %
Total ressources	17 639	100 %	Total emplois	17 639	100 %
Détail consommation branche énergie			Détail consommation finale
Production d'électricité	11 888	92,4 %	Industrie	3 905	87,3 %
Transformation du charbon	894	6,9 %	Résidentiel	123	2,8 %
Usage propre branche énergie	82	0,6 %	Tertiaire	218	4,9 %
			Non spécifié	225	5,0 %

En résumé, l'Inde importe 24,5 % de son charbon et l'utilise à 67,4 % pour la production d'électricité et 25,4 % pour les usages directs, dont 87,3 % dans l'industrie.

Voici l'évolution depuis 1990 :

Évolution de la production, des importations nettes et de la consommation de charbon de l'Inde^[1]

PJ	1990	2000	2010	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	% 2021
Production	3 908	5 470	8 913	11 035	11 224	11 229	12 039	11 990	11 555	12 675	71,9 %
Importations nettes	175	595	2 903	4 877	4 554	4 978	5 317	5 494	4 806	4 286	24,3 %
Consommation	3 881	6 110	11 682	15 781	15 544	16 496	17 460	17 054	15 871	17 639	100 %

Les réserves prouvées de pétrole de l'Inde étaient estimées par BGR à 595 Mt (millions de tonnes) fin 2022, soit 0,23 % du total mondial. Elles représentaient 18 années de production au rythme de 2022^{[b 5]}. Elles ont baissé de 51 % depuis 2010^[9]. Les ressources supplémentaires non encore prouvées étaient estimées à 1 840 Mt^{[b 5]}.

Selon Oil & Gas Journal (OGJ), l'Inde détenait près de 5,7 milliards de barils de réserves prouvées à la fin de 2015, dont un peu plus de la moitié en mer, en progression alors que les réserves à terre chutent. La majeure partie de ces réserves pétrolières sont situées à l'ouest, en particulier dans la zone offshore près de Mumbai et dans la zone onshore du Gujarat ; le bassin Assam-Arakan, au nord-est, contient plus de 22 % des réserves du pays ; l'Inde reste sous-explorée du fait d'investissements insuffisants dans les réserves en eau profonde et d'un environnement réglementaire difficile. La compagnie nationale Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) domine le secteur pétrolier en amont grâce au plus grand gisement pétrolier de l'Inde, le champ offshore Mumbai High situé au nord-ouest de Mumbai et à ses gisements satellites ; ce bassin est cependant en déclin, ainsi que ceux d'Assam et du Gujarat. Des projets de redéveloppement ont été engagés pour augmenter la production de Mumbai High ; des découvertes importantes ont été faites récemment dans le bassin de Barmer au Rajasthan, où Cairn India a lancé en 2009 le champ de Mangala, le plus grand gisement terrestre indien, dont la capacité de production est de 150 000 barils/jour ; les champs du Rajasthan, dont Mangala, ont produit au total 177 000 barils/jour en 2015 et pourraient atteindre 300 000 barils dans quelques années. Le gouvernement encourage les compagnies indiennes à acquérir des participations dans des gisements à l'étranger afin de sécuriser les importations ; des compagnies indiennes ont des parts dans des gisements au Soudan, en Russie, au Venezuela, en Azerbaïdjan^[10].

En 2023, l'Inde a produit 32,6 Mt (millions de tonnes) de pétrole, en baisse de 1,4 % en 2023 ; depuis le pic de 42,5 Mt atteint en 2012, cette production a reculé de 23 %. Elle représente seulement 0,7 % de la production mondiale^{[e 13]}.

La production 2015 provenait à 52 % de l'offshore (Mumbai High), à 23 % du Rajasthan, à 12 % du Gujarat, à 11 % du bassin Assam/Nagaland, à 1 % de l'Andhra Pradesh et 1 % d'autres régions^[10].

En 2023, l'Inde a consommé 10,57 EJ (exajoules) de pétrole, en hausse de 4,7 % en 2023 et de 42 % depuis 2013. Elle se classe au 3^e rang mondial avec 5,4 % de la consommation mondiale, derrière les États-Unis (18,3 %) et la Chine (16,7 %), devançant le Japon (3,4 %) depuis 2015^{[e 14]}. Sa production couvre seulement 13,4 % de sa consommation^{[e 15]}.

L'écart entre la consommation et la production s'élargit, et l'EIA prévoit que la demande va s'accélérer du fait du développement des transports et de l'industrie. Afin d'atténuer cette dépendance aux importations, les compagnies nationales pétrolières indiennes ont acheté des participations dans des gisements de pétrole en Amérique du Sud, en Afrique, dans le Sud-est asiatique et dans la région de la mer Caspienne, mais la majeure partie des importations continue à provenir du Moyen-Orient^[10].

L'Inde était en 2023 le 3^e importateur mondial de pétrole et produits pétroliers : 285 Mt, dont 231 Mt de brut et 54 Mt de produits, après la Chine (678,3 Mt) et les États-Unis (421,3 Mt), mais comme les États-Unis exportent 443 Mt et l'Inde 95,2 Mt, cette dernière est le 2^e importateur net mondial : 189,8 Mt, derrière la Chine (615,6 Mt)^{[e 1]}. Les importations de brut proviennent surtout du Moyen-Orient : 108,6 Mt (47 %), de Russie : 81,8 Mt (35 %), d'Afrique : 11,6 Mt (5 %), des États-Unis : 11,3 Mt (4,9 %) et d'Amérique latine : 10,4 Mt (4,5 %)^{[e 16]}. Les importations de produits pétroliers proviennent surtout du Moyen-Orient : 26,3 Mt (49 %), de Russie : 8,7 Mt (16 %) et des États-Unis : 8,1 Mt (15 %). L'Inde a exporté 93,3 Mt de produits pétroliers, dont 29,8 Mt vers l'Europe (32 %), 19 Mt vers le Moyen-Orient (20 %), 17,8 Mt vers l'Afrique (19 %), 15,2 Mt vers l'Asie (16 %)^{[e 17]}.

La consommation augmente rapidement ; la production progresse moins vite et n'a jamais réussi à satisfaire la demande ; l'Inde est donc obligée d'importer massivement : ses importations nettes totale de pétrole sont passées de 42 % de sa consommation en 1990 à 75 % en 2015, atteignant 3,9 millions de barils par jour de pétrole brut. Les principaux fournisseurs étaient en 2015 l'Arabie saoudite : 20 %, l'Irak : 17 %, le Venezuela : 11 %, le Nigeria : 11 % et l'Iran : 6 %^[10].

En 2023, la capacité de raffinage de l'Inde est estimée à 5,08 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 0,8 % en 2023 et de 17,7 % depuis 2013, soit 4,9 % du total mondial, au 4^e rang mondial, derrière la Chine (17,9 %), les États-Unis (17,8 %) et la Russie (6,6 %)^{[e 2]}. La production des raffineries indiennes atteignait 5,25 Mb/j, en progression de 3,3 % en 2023 et de 17,6 % depuis 2013. L'Inde se classe au 4^e rang mondial avec 6,3 % du raffinage mondial, derrière les États-Unis (19,2 %), la Chine (18,2 %) et la Russie (6,8 %)^{[e 3]}.

Le secteur aval est, comme l'amont, dominé par des entités étatiques, en particulier l'Indian Oil Corporation (IOC) qui gère 9 des 23 raffineries de l'Inde et contrôle les 3/4 du réseau national de transport par oléoducs. Les trois raffineries du secteur privé sont cependant les plus grandes : elles totalisent 37 % de la capacité de raffinage du pays ; Reliance Industries a ouvert en 1999 la première raffinerie privée et a conquis une part de marché considérable dans le secteur pétrolier indien. Le gouvernement a encouragé dès la fin des années 1990 les investissements dans le raffinage, ce qui a permis au pays de devenir exportateur net de produits pétroliers dès 2011. L'Inde disposait à la fin 2016 de 23 raffineries totalisant une capacité de 4,63 millions de barils par jour de brut, soit la 5^e capacité de raffinage mondiale. Le complexe de Jamnagar, appartenant à Reliance Industries, est le plus grand complexe de raffinage au monde, avec une capacité de 1,205 million de barils par jour ; il est situé au nord-ouest afin de minimiser les coûts de transport depuis le Moyen-Orient, de même que la raffinerie de Vadinar (402 000 barils par jour) au Gujarat, appartenant à Essar Oil Ltd. L'Inde projette de porter sa capacité de raffinage à 6,3 millions de barils par jour en 2017^[10].

En 2021, l'Inde a produit 1 445 PJ de pétrole brut et en a importé 9 070 PJ, soit 86 % de sa consommation intérieure de 10 545 PJ. Le raffinage de ces deux ressources et l'importation de 1 777 PJ de produits pétroliers a permis d'exporter 2 852 PJ et de consacrer 8 581 PJ à la consommation finale de ces produits, dont 46 % dans les transports, 13,5 % dans l'industrie, 14,7 % dans le secteur résidentiel, 5,0 % dans l'agriculture, 1,3 % dans le secteur tertiaire et 16,6 % dans les usages non énergétiques (chimie)^[1].

Voici l'évolution depuis 1990 :

Évolution de la production, des importations et de la consommation de pétrole brut de l'Inde^[1]

Mtep	1990	2000	2010	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	% 2021
Production	1 479	1 559	1 806	1 753	1 725	1 725	1 676	1 581	1 486	1 445	13,7 %
Importations	886	3 171	7 000	8 680	9 154	9 432	9 692	9 711	8 406	9 070	86,0 %
Consommation	2 365	4 730	8 806	10 404	10 865	11 127	11 346	11 256	9 884	10 545	100 %

Les entreprises publiques dominent le secteur pétrolier, malgré un début de dérégulation depuis les années 1990. Les deux principaux acteurs publics sont Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), qui assurait 69 % de la production indienne en 2014, et Oil India Limited (OIL). Le rôle du secteur privé s’accroît, avec en particulier Cairn India, filiale du groupe britannique Cairn Energy, principal producteur privé de pétrole, avec des participations importantes dans les gisements du Rajasthan, du Gujarat et du bassin de la Krishna-Godavari basin ; les compagnies indiennes Reliance Industries et Essar Oil sont devenues des raffineurs de premier plan^[10].

Afin d'accroître la production intérieure en encourageant l'exploration, en particulier dans l'offshore profond, le Ministère du Pétrole et du Gaz Naturel a lancé en 1999 la New Exploration Licensing Policy (NELP), qui pour la première fois permettait à des compagnies étrangères de détenir 100 % du capital de sociétés de projet dans ce secteur ; malgré cela, le nombre de champs exploités par des compagnies internationales est encore faible du fait d'une réglementation compliquée^[10].

L'Inde a décidé en 2005 de se doter d'une réserve stratégique de pétrole de 39 millions de barils sur trois sites de stockage près des raffineries de Visakhapatnam, Mangalore et Padur ; l'installation de Visakhapatnam a été mise en service en juin 2015 ; le gouvernement prévoit d'ajouter 91 millions de barils supplémentaires d'ici 2017 et vise un stockage de 90 jours de consommation de pétrole brut d'ici 2020^[10].

Les réserves prouvées de gaz naturel de l'Inde étaient estimées par BGR à 650 Gm³ (milliards de m³) fin 2022, soit 0,3 % du total mondial. Elles représentent 19,5 années de production au rythme de 2022^{[b 6]}. Elles ont été revues en baisse de 55 % depuis 2010^[9]. Les ressources supplémentaires, non encore prouvées, sont estimées à 5 574 Gm^{3[b 6]}.

Selon Oil & Gas Journal, l'Inde disposait fin 2015 de 53 Tcf de réserves prouvées de gaz naturel, dont environ 34 % à terre et 66 % en mer. En 2002, des gisements importants furent découverts dans le bassin de la Krishna-Godavari, au large de la côte est de l'Inde ; mais la production de plusieurs des champs principaux est en déclin. Les deux principales compagnies pétrolières d'État, ONGC et Oil India Limited (OIL), dominent le secteur amont gazier ; ONGC exploite le champ de Mumbai High qui fournit environ 50 % de la production nationale ; ONGC demeure le principal producteur du pays avec 70 % de la production en 2014, mais le gouvernement encourage l'intervention de compagnies privées indiennes et étrangères dans l'amont : RIL est devenu un acteur majeur grâce à ses découvertes dans le bassin de la Krishna-Godavari ; RIL a noué un partenariat stratégique avec BP qui a une part de 30 % dans 21 des contrats de production de RIL^[10].

L'Inde prévoit de développer, outre ses ressources offshore, celles des gaz non conventionnels ; elle produit déjà un peu de gaz de houille, dont l'exploration a débuté en 2001 et la production en 2007 ; la production de gaz de houille, localisée surtout au Bengale, était en 2014 de 7,4 Bcf (200 millions de m³). Les estimations 2013 de l'EIA sur les ressources mondiales de gaz de schiste attribuent à l'Inde 96 Tcf (environ 2 700 milliards de m³) de réserves techniquement récupérables^[10].

En 2023, l'Inde a produit 31,6 Gm³ (milliards de m³) de gaz naturel, soit 1,14 EJ (exajoules), en hausse de 6 % en 2023 et de 2 % depuis 2013 ; elle ne représente que 0,8 % de la production mondiale^{[e 18]}.

En 2023, l'Inde a consommé 62,6 Gm³ de gaz naturel, soit 2,25 EJ (exajoules), en hausse de 7,5 % en 2023 et de 28 % depuis 2013. Elle ne représente que 1,6 % de la consommation mondiale^{[e 19]}. Sa production couvre seulement 49 % de sa consommation^{[e 18]}.

L’Inde s’est fixé comme objectif d’augmenter la part du gaz dans son mix énergétique à 15 % en 2030 contre environ 6 % en 2018^[12].

La consommation s'est accrue de 6 % l'an entre 2000 et 2014, malgré une baisse en 2011 due à des pénuries. La consommation a dépassé la production nationale dès 2004. Elle atteignait environ 1 800 milliards de pieds cubes en 2014, dont 37 % importés sous forme de GNL. La demande provient pour l'essentiel du secteur de la production d'électricité (23 %), de l'industrie des engrais (32 %) et du remplacement du gaz de pétrole liquéfié pour la cuisson et les autres usages résidentiels (14 %) ; le gouvernement encourage ces trois utilisations prioritaires^[10].

En 2021, l'Inde a produit 1 163 PJ de gaz naturel et en a importé 1 143 PJ, soit 49,6 % de la consommation intérieure de 2 306 PJ, dont 23,7 % ont été consacrés à la production d'électricité, 10 % à la consommation propre du secteur énergétique et 68,5 % à la consommation finale, répartie en 56,7 % d'usages non énergétiques (chimie), 21,2 % d'usages industriels, 10,7 % d'usages dans les transports, 7 % dans le tertiaire et 4 % dans le résidentiel^[1].

Voici l'évolution depuis 1990 :

Évolution de la production, des importations et de la consommation de gaz naturel de l'Inde^[1]

PJ	1990	2000	2010	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	% 2021
Production	443	966	1 799	1 093	1 083	1 114	1 125	1 062	975	1 163	50,4 %
Importations	-	-	479	797	926	1 022	1 069	1 261	1 227	1 143	49,6 %
Consommation	443	966	2 278	1 889	2 009	2 136	2 194	2 323	2 202	2 306	100 %

La production a été multipliée par 2,6 en 31 ans, et la consommation par 5,2 ; d'où l'envolée des importations.

En 2023, les importations de gaz naturel en Inde, entièrement sous forme de GNL, ont atteint 31 Gm³, soit 3,3 % des importations mondiales^{[e 20]}, mais 5,6 % de celles sous forme de GNL, en hausse de 9,1 % en 2023 et de 72 % depuis 2013^{[e 20]}, provenant surtout du Qatar : 15 Gm³, des États-Unis : 4,4 Gm³ et des Émirats arabes unis : 4,5 Gm^{3[e 21]}.

Les deux principales compagnies exploitant le système de gazoduc indien sont l'entreprise publique Gas Authority of India Ltd. (GAIL) et l'entreprise privée Reliance Gas Transportation Infrastructure Ltd (RGTIL), filiale du groupe Reliance. GAIL, ex-monopole du transport de gaz, exploite deux gazoducs majeurs dans le nord-ouest : Hazira-Vijaipur-Jagadishpur qui relie le Gujarat à Delhi, et Dahej-Vijaipur. La compagnie dessert surtout la partie nord-ouest du pays et possède plus de 70 % du réseau de gazoducs. RGTIL a mis en service en 2009 le gazoduc Est-Ouest qui relie le champ gazier de la Krishna-Godavari au réseau de GAIL et aux centres de consommation du nord et de l'ouest, mais ce gazoduc reste sous-utilisé du fait de la production inférieure aux prévisions de ce champ gazier. D'autres opérateurs gèrent des gazoducs locaux dans l'Assam et le Gujarat. L'insuffisante interconnexion des réseaux constitue un facteur majeur de limitation du développement gazier. Le réseau totalisait 10 800 miles en 2015, plus du double de son niveau de 2008 ; GAIL projette d'intégrer l'Inde du sud à son réseau et a inauguré en 2013 le gazoduc Dabhol-Bangalore^[10].

Le pays dispose en 2019 de 5 terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL) et pourrait en mettre en service jusqu’à 11 en plus dans les 7 prochaines années^[12].

Les importations de gaz naturel devraient s'accroître dans l'avenir proche ; plusieurs projets de gazoducs et de terminaux à GNL sont en cours ou prévus en 2016^[10] :

• le gazoduc Iran-Pakistan-Inde (IPI) était en discussion depuis 1994 ; long de 1 700 miles (2 735 km) depuis les champs iraniens de Perse du sud (South Pars) jusqu'au Gujarat, il aurait eu une capacité de 150 Mm³ par jour ; l'Inde s'est retiré de ce projet en 2009 ;
• le gazoduc Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan-Inde (TAPI ou Trans-Afghan Pipeline) : 1 700 km depuis les champs de Dauletabad au Turkmenistan jusqu'en Inde ; en 2010, l'Inde a signé un accord-cadre qui envisage une capacité de 90 Mm³ par jour ; en mai 2012, un contrat d'achat-vente a été signé avec le Turkménistan, qui a commencé la construction du gazoduc fin 2015 ; la mise en service est prévue pour 2019, mais de nombreuses incertitudes demeurent quant à la sécurité et au financement ;
• l'Inde a commencé à importer du gaz naturel liquéfié (GNL) en 2004, depuis le Qatar ; en 2015, elle était le 4^e importateur mondial de GNL, en important 780 Bcf, soit 22 milliards de m³, soit 7 % du total mondial. Petronet, coentreprise entre GAIL, ONGC, IOC et plusieurs firmes étrangères, est le principal importateur de GNL en Inde. La capacité totale de regazéification de l'Inde atteint 1 100 Bcf/y, soit 31 milliards de m³/an, et les propriétaires de terminaux ont des projets d'extension, dont le projet de terminal de Dabhol, pour alimenter trois centrales électriques à gaz, lancé par Enron, puis repris par GAIL qui investit pour en doubler la capacité d'ici à 2017.

La compagnie qatarie RasGas est le seul fournisseur de long terme de l'Inde, avec deux contrats totalisant 365 Bcf/y, soit 10 milliards de m³/an. En 2015, 62 % du GNL importé en Inde provenait du Qatar. Depuis 2010, l'Inde importe des cargaisons spot du Nigeria, d'Égypte et du Yémen. Des contrats GNL ont été signés avec l'Australie, avec plusieurs terminaux américains ainsi qu'avec diverses compagnies européennes et avec Gazprom. OIL a investi dans des projets gaziers au Canada et au Mozambique afin de sécuriser l'approvisionnement du pays^[10].

Le Ministère du Pétrole et du Gaz Naturel (MOPNG) supervise l'exploration et la production, mais le gouvernement a commencé à réformer le secteur et a créé le Petroleum Natural Gas Regulatory Board (Bureau de réglementation du pétrole et du gaz naturel) pour réglementer les activités aval telles que la distribution et la commercialisation. Le gouvernement fixait les prix pour les compagnies du secteur public, alors que les producteurs privés indexent leurs prix sur les prix des marchés internationaux ; la plupart des consommateurs indiens payaient leur gaz à des tarifs très inférieurs aux prix du gaz importé ; mais le gouvernement a mis en place en 2014 un nouveau régime de tarification du gaz naturel visant à encourager l'investissement dans la production nationale en alignant plus étroitement les prix intérieurs sur ceux du marché international. Des compagnies privées telles que Petronet LNG (terminaux de regazéification) et Reliance Industries (production offshore dans le bassin de la Krishna-Godavari, gazoduc est-ouest de l'Andhra Pradesh au Gujarat) jouent un rôle croissant^[10].

La biomasse est la deuxième source d'énergie de l'Inde après le charbon ; sa part dans la production primaire d'énergie est estimée à 33,4 % en 2021, sa part dans la consommation d'énergie primaire à 21,6 % et sa part dans la consommation finale d'énergie à 28,1 %. Les 8 524 PJ de biomasse consommés en Inde sont consacrés à la production d'électricité pour 2,5 % et à la cogénération pour 7 %, le reste allant à la consommation des ménages (chauffage et cuisine) : 49,3 %, de l'industrie : 35,6 % et du tertiaire : 1,4 %^[1].

La plus grande partie de cette production provient de la biomasse solide (bois principalement, déchets agricoles) : 8 243 PJ ; les déchets urbains contribuent pour 56 PJ, les déchets industriels pour 136,6 PJ et les biogaz pour 2,5 PJ^[13].

La production de biocarburants a connu un développement rapide : celle de bioéthanol (produit à partir de la mélasse, résidu de l'industrie sucrière) est passée de 3 000 bbl/j en 2000 à 6 000 bbl/j en 2011, et celle de biodiesel, démarrée en 2005, atteint 2 000 bbl/j en 2011. Ces chiffres sont cependant très faibles en comparaison de la consommation de pétrole : 3 426 000 bbl/j en 2011^[11].

La production de biocarburants à base d'huile de jatropha s'est développée depuis plusieurs décennies, cette huile pouvant être utilisée directement (ou de préférence après raffinage) comme biodiesel dans les générateurs et autres moteurs. Cette plante a un rendement à l’hectare 4 fois supérieur au soja et plus de 10 fois supérieur au maïs. Un hectare de jatropha produit, sur des terrains non agricoles, environ 600 litres de carburant par hectare^[14].

L'Inde a lancé en 2004 un programme de plantation de 400 000 hectares de jatropha, afin de tester la viabilité de la filière ; à terme, 11 millions d'hectares impropres aux cultures vivrières pourraient être consacrés au jatropha^[15]. Le gouvernement indien a annoncé en 2005 un objectif de remplacer en 6 ans 20 % de la consommation de pétrole par du biocarburant^[16]. Après les premières expérimentations, ce programme semble en perte de vitesse: le site du MNRE ne mentionne plus les biocarburants que sous la forme d'un document de politique générale, où l'objectif de 20 % de biocarburants est repoussé à 2017 et n'est plus qu'indicatif^[17].

Le MNRE subventionne la production familiale de biogaz^[18] : pour le XI^e Plan, un objectif de 647 000 unités familiales de biogaz a été fixé, et les réalisations sont :

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

le cumul des réalisations, avec celles des plans précédents, atteignait 4 404 762 au 31/3/2011.

L'Inde dispose de 55 000 tonnes de réserves d'uranium raisonnablement assurées au 01/01/2009^{[WEC 1]} plus 25 000 tonnes de réserves présumées, soit 1,3 % des réserves mondiales^{[WEC 2]} ; s'y ajoutent 80 000 tonnes de réserves "pronostiquées" et "spéculatives". L'Inde a produit 250 tonnes d'uranium en 2008, et sa production cumulée jusqu'à fin 2008 atteint 9 153 tonnes^{[WEC 3]}. L'exploration de l'uranium a débuté en 1949, et des gisements ont été localisés dans de nombreuses régions ; l'exploration continue, en particulier dans les États du Rajasthan, Andhra Pradesh, Karnataka et Meghalaya. La mine de Jaduguda dans l'État oriental du Bihar est exploitée depuis 1967 ; trois autres mines participent à la production de 250 t/an dans la même région : Narwapahar, Bhatin et Turamdih. Des ressources non conventionnelles estimées à 6 600 tonnes sont récupérables dans les résidus miniers de mines de cuivre dans le district de Singhbhum de l'État de Jharkhand. Des usines de traitement de l'uranium (échangeurs d'ions et lessivage acide) sont en construction^{[WEC 4]}.

L'Inde recèle également de vastes réserves de thorium, élément dont les perspectives d'exploitation pour la production d'électricité sont prometteuses : son isotope naturel, le thorium 232, peut être utilisé comme combustible dans un réacteur nucléaire. L'exploitation du thorium par des réacteurs nucléaires à sels fondus paraît aujourd'hui être la voie la plus prometteuse ; elle est à l'étude dans plusieurs pays comme l'Inde, la France, les États-Unis, la Chine et le Japon. Selon les estimations 2013 de l'U.S. Geological Survey, l'Inde serait n^o 3 mondial pour ses réserves de thorium, après les États-Unis et l'Australie, avec 290 000 tonnes sur un total mondial de 1,4 million de tonnes ; elle aurait donc 21 % des réserves mondiales ^[19] ; une autre estimation, moins récente (2005) est fournie par l'International Atomic Energy Agency^[20] qui attribuait le premier rang à l'Inde : 519 000 tonnes sur un total mondial de 2 810 000 tonnes, soit 21 % ; cependant, l'exploration de ces réserves est encore rudimentaire et limitée à quelques pays. La compagnie Indian Rare Earths Ltd. construit une usine de 10 000 tonnes par an pour le traitement de la monazite, minerai qui associe le thorium avec des terres rares, dans son complexe Orissa Sands du district de Ganjam, avec une mise en service prévue en 2013^[21].

Selon des estimations plus récentes de l'OCDE (NEA) et de l'IAEA ("Red Book" Uranium 2014), l'Inde serait au 1^er rang mondial avec 846 000 tonnes, soit 13,3 % des réserves mondiales, loin devant le Brésil : 632 000 tonnes, l'Australie : 595 000 tonnes et les États-Unis : 595 000 tonnes. L'Inde a longtemps utilisé des assemblages de combustible nucléaire contenant du thorium pour régulariser la puissance dans les premiers cœurs de ses réacteurs à eau lourde^[22].

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

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

Consommation d'énergie primaire en Inde par source (PJ)

Source	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2021	% 2021	var.2021 /1990
Charbon	3 881	33,1	6 110	34,9	11 682	41,8	15 871	43,4	17 639	44,6 %	+354 %
Pétrole	2 558	21,8	4 689	26,8	6 785	24,3	8 666	23,7	9 353	23,7 %	+266 %
Gaz naturel	443	3,8	966	5,5	2 278	8,2	2 202	6,0	2 306	5,8 %	+421 %
Total fossiles	6 882	58,7	11 765	67,2	20 745	74,3	26 739	73,1	29 298	74,1 %	+326 %
Nucléaire	67	0,6	184	1,1	287	1,0	469	1,3	514	1,3 %	+667 %
Hydraulique	258	2,2	268	1,5	450	1,6	579	1,6	585	1,5 %	+127 %
Biomasse-déchets	4 520	38,5	5 267	30,1	6 349	22,7	8 296	22,7	8 524	21,6 %	+89 %
Solaire-éolien	0,4	ns	8	0,05	83	0,3	518	1,4	609	1,5 %	ns
Total EnR	4 778	40,7	5 543	31,7	6 882	24,6	9 393	25,7	9 717	24,6 %	+103 %
Solde élec.*	5	0,04	5	0,03	20	0,1	-0,4	ε	-0,1	ε %	ns
Total	11 732	100	17 497	100	27 934	100	36 601	100	39 529	100 %	+237 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1] * Solde électricité : solde des échanges internationaux (+ si importateur, - si exportateur)

Selon l'Energy Institute, la consommation d'énergie primaire de l'Inde atteint 39,02 EJ en 2023, en hausse de 7,3 % par rapport à 2022 et de 51 % depuis 2013. Sa part dans la consommation mondiale est de 6,3 %, au 3^e rang derrière la Chine (27,1 %) et les États-Unis (15,2 %)^{[e 22]}. Elle se répartit en 89,2 % d'énergies fossiles (charbon : 56,3 %, pétrole : 27,1 %, gaz naturel : 5,8 %), 1,1 % d'énergie nucléaire et 9,7 % d'énergies renouvelables (hydroélectricité : 3,6 %, autres : 6,1 %)^{[e 22]}. Sa consommation par habitant est de 27,3 GJ, soit seulement 35 % de la moyenne mondiale, 23 % de celle de la Chine et 20 % de celle de la France^{[e 23]}. Les conventions de l'Energy Institute diffèrent sensiblement de celles de l'AIE.

Tous les flux, de l'énergie primaire à la consommation finale d'énergie par les utilisateurs, peuvent se résumer en un tableau sous forme de bilan Ressources/Emploi, dénommé "bilan énergétique national" :

Bilan énergétique 2021[1]
Ressources	PJ	%	Emplois	PJ	%
Production d’énergie primaire	25 495	64,5 %	Consommation branche énergie	12 549	31,7 %
Importations	16 356	41,4 %	Consommation finale non énergétique	2 323	5,9 %
Exportations	-2 919	-7,4 %	Consommation finale énergétique	24 158	61,1 %
Stocks et Soutes	597	1,5 %	Écarts statistiques	499	1,3 %
Total ressources	39 529	100 %	Total emplois	39 529	100 %

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

• les pertes de conversion, en particulier celles des centrales électriques (8 575 PJ), qui consomment 14 371 PJ d'énergie primaire (dont 11 888 PJ de charbon, soit 67,4 % des ressources en charbon) pour produire 5 796 PJ d'énergie électrique ; les autres pertes de transformation sont : 512 PJ pour les centrales de cogénération, 894 PJ pour la cokéfaction, 260 PJ pour les transformations de biomasse ;
• l'utilisation d'énergie pour les besoins propres de l'industrie énergétique (centrales électriques, raffineries, pompes des oléoducs et gazoducs, etc) : 1 509 PJ ;
• les pertes de transport : 1 043 PJ.

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

Après la transformation en électricité de 67,4 % des ressources charbonnières, le charbon cède la première place, pour l'utilisation directe, au pétrole et à la biomasse au stade de la consommation finale, dont les produits pétroliers représentent 32,4 % en 2021 (surtout pour les transports), suivis par la biomasse et les déchets : 28,1 % (surtout dans le secteur résidentiel) ; la part de l'électricité est de 16,4 %^[1].

Consommation finale d'énergie en Inde par source (PJ)

Source	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2021	% 2021	var.2021 /1990
Charbon	1 601	17,8	1 388	11,4	3 651	19,7	4 000	16,0	4 472	16,9 %	+179 %
Pétrole	2 100	23,3	3 955	32,6	5 783	31,1	8 089	32,4	8 581	32,4 %	+309 %
Gaz naturel	255	2,8	490	4,0	781	4,2	1 389	5,6	1 579	6,0 %	+519 %
Biomasse-déchets	4 284	47,6	4 985	41,1	5 759	31,0	7 244	29,0	7 446	28,1 %	+74 %
Autres EnR thq*	0,3	0,003	1,5	0,01	12	0,06	52	0,2	59	0,2 %	x196
Électricité	762	8,5	1 323	10,9	2 592	14,0	4 190	16,8	4 344	16,4 %	+470 %
Total	9 003	100	12 143	100	18 577	100	24 965	100	26 481	100 %	+194 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1] * Autres énergies renouvelables thermiques : solaire thermique, géothermie, etc

Consommation d'énergie finale en Inde par secteur (PJ)

Filière	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2021	% 2021	% 2021 France[24]	var.2021 /1990
Industrie	2 472	27,5	3 545	29,2	6 608	35,6	9 492	38,0	10 342	39,1 %	19,2 %	+318 %
Transport	869	9,7	1 336	11,0	2 720	14,6	3 854	15,4	4 276	16,1 %	28,3 %	+392 %
Résidentiel	4 308	47,9	5 012	41,3	5 858	31,5	6 804	27,3	6 803	25,7 %	25,8 %	+58 %
Tertiaire	246	2,7	264	2,2	523	2,8	740	3,0	843	3,2 %	14,2 %	+243 %
Agriculture	361	4,0	646	5,3	812	4,4	1 213	4,9	1 263	4,8 %	3,0 %	+250 %
Non spécifié	191	2,1	218	1,8	628	3,4	567	2,3	632	2,4 %	0,6 %	+318 %
Usages non énergétiques (chimie)	556	6,2	1 122	9,2	1 428	7,7	2 295	9,2	2 323	8,8 %	8,9 %	+318 %
Total	9 003	100	12 143	100	18 577	100	24 965	100	26 481	100 %	100 %	+194 %
Source des données : AIE[1].

La comparaison avec la France est révélatrice des profondes différences dans la structure des deux économies : part de l'industrie et de l'agriculture bien plus élevée en Inde, à l'inverse des transports et du tertiaire.

L'industrie consomme surtout du charbon : 38 %, de la biomasse : 29 %, de l'électricité : 18 % et des produits pétroliers : 11 %, peu de gaz : 3 %.

Les transports consomment surtout des produits pétroliers : 92 %.

Le résidentiel (ménages) consomme surtout de la biomasse (bois, déchets agricoles, etc) : 62 %, des produits pétroliers : 18,6 % et de l'électricité : 16,2 %. Cette structure de consommation est plus proche de celle des pays en développement que d'un pays émergent, malgré une évolution assez rapide : en 1990, la biomasse couvrait encore 84 % des besoins des ménages et l'électricité seulement 2,7 %.

Selon l'Energy Institute, l'Inde a produit 1 958 TWh d'électricité en 2022, en hausse de 7 % par rapport à 2022 et de 71 % depuis 2013. Sa part dans la production mondiale d'électricité est de 6,5 %, au 3^e rang mondial derrière la Chine (31,7 %) et les États-Unis (15,0 %)^{[e 6]}. Cette production est obtenue pour 78 % à partir de combustibles fossiles (charbon 75,1 %, gaz naturel 2,7 %, pétrole 0,1 %), pour 2,5 % du nucléaire et pour 19,5 % des énergies renouvelables (hydroélectricité 7,6 %, autres 11,9 %)^{[e 7]}, dont 4,2 % d'éolien, 5,8 % de solaire et 1,9 % de biomasse et déchets^{[e 10]}.

En 2021, la production brute d'électricité de l'Inde s'est élevée à 1 635,2 TWh ; la part des centrales thermiques fossiles a été de 75,6 % (surtout charbon : 71,5 %), les centrales nucléaires ont assuré 2,9 % de la production et les énergies renouvelables 21,4 % (hydraulique 9,9 %, éolien 4,7 %, solaire 4,6 %, biomasse 2,1 %)^[7].

Production brute d'électricité en Inde (TWh)

Source	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2021	% 2021	var.2021 /1990
Charbon	189,1	65,3	390,2	69,4	658,0	67,5	1 096,6	71,4	1 169,7	71,5 %	+518 %
Pétrole	12,5	4,3	21,6	3,8	17,7	1,8	4,7	0,3	4,5	0,3 %	-64 %
Gaz naturel	10,0	3,4	56,0	10,0	113,3	11,6	66,1	4,3	61,7	3,4 %	+520 %
Total comb. fossiles	211,6	73,1	467,8	83,2	788,9	80,9	1 167,5	76,0	1 235,9	75,6 %	+484 %
Nucléaire	6,1	2,1	16,9	3,0	26,3	2,7	43,0	2,8	47,1	2,9 %	+667 %
Hydraulique	71,7	24,8	74,5	13,2	124,9	12,8	160,9	10,5	162,4	9,9 %	+127 %
Biomasse	0		0,2	0,04	14,2	1,5	33,6	2,2	33,9	2,1 %	ns
Déchets renouv.	0		0		0,8	0,08	1,2	0,1	1,6	0,1 %	ns
Solaire PV	0		ε	ε	0,1	ε	62,0	4,0	75,6	4,6 %	ns
Éolien	0,03	ns	1,7	0,3	19,7	2,0	67,3	4,4	77,1	4,7 %	ns
Total EnR	71,7	24,8	77,4	13,8	159,6	16,4	325,0	21,2	350,6	21,4 %	+389 %
Déchets non renouv.	0		0		0,8	0,08	1,2	0,1	1,6	0,1 %	ns
Total prod.brute	289,5	100	562,1	100	974,8	100	1 536,7	100	1 635,2	100 %	+465 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[7]

En comparaison, la production brute d'électricité en France en 2021 était de 555 TWh^[25]. L'Inde produit donc près du triple de la production d'électricité française (2,95 fois) ; mais elle a une population 20,8 fois plus nombreuse^[2] ; sa production par habitant est donc 7 fois moins élevée.

Au 31/08/2020, la puissance installée des centrales indiennes atteignait 372 693 MW^[26], dont :

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

La propriété de ces capacités de production se répartit en :

• État fédéral : 25,2 %,
• États : 27,8 %,
• Privé : 47,0 %.

Sur le total de 331 118 MW de puissance installée au 31/08/2020 en Inde, les centrales thermiques fossiles totalisent 231 421 MW (62,1 %) : charbon 199 595 MW (53,6 %), lignite 6 360 MW (1,7 %), gaz 24 957 MW (6,7 %) et diesel 510 MW (0,1 %)^[26].

En 2021, les centrales thermiques à combustibles fossiles ont produit 75,6 % de l'électricité indienne (charbon : 71,5 %, gaz : 3,8 %)^[7]. La plupart de ces centrales fonctionnent en base, avec un facteur de charge élevé (61 % en moyenne en 2018-19)^[26], d'où leur part dans la production plus élevée qu'en termes de puissance installée.

En octobre 2021, 135 centrales au charbon sont en service^[27].

La centrale Vindhyachal Thermal Power Station, dans l'État de Madhya Pradesh, est une des plus grandes centrales indiennes avec 3 760 MW. Elle brûle le charbon des mines de Nigahi.

La centrale de Ramagundam, dans le district de Karimnagar de l'État d'Andra Pradesh, est la plus grande centrale de l'Inde du sud avec sa puissance de 2 600 MW. Elle brûle le charbon des mines de Singareni. Elle appartient à National Thermal Power Corporation, la plus grande entreprise publique d'électricité, qui exploite un parc de centrales de 39 174 MW et est cotée au Bombay Stock Exchange, le gouvernement indien ayant 84,5 % du capital.

La centrale au charbon de Dahanu au Maharashtra (500 MW) est la plus grande centrale de Reliance Industries ; construite en 1995, elle est la première centrale indienne à avoir reçu les deux certificats ISO 9000 et ISO 14001. Sa cheminée est la plus haute en Inde : 275 m, pour favoriser la dispersion des particules en suspension, et la centrale est équipée de précipitateurs électrostatiques pour retenir les cendres volantes et réduire les émissions à l'atmosphère^[28].

En 2023, l'Inde a produit 48,2 TWh d'électricité nucléaire, en hausse de 4,4 % en 2023 et de 45 % depuis 2013. Elle se classe au 11^e rang mondial avec 1,8 % de la production mondiale^{[e 9]}.

En 2023, les centrales nucléaires indiennes ont assuré 3,1 % de la production nationale d'électricité^[29].

Au 19 juillet 2024, l'Inde possède 20 réacteurs nucléaires opérationnels, totalisant 6 920 MW de puissance installée, ce qui la place au 6^e rang en nombre de réacteurs en service, au 11^e rang en capacité de production^[30]. Elle compte aussi 4 réacteurs en arrêt long ; ces 24 réacteurs sont répartis sur 8 sites nucléaires de production d'électricité^[29]. Elle compte 7 réacteurs nucléaires en construction totalisant 5 398 MW, ce qui la classe au 2^e rang en nombre de réacteurs en construction, derrière la Chine (25 réacteurs en construction) et devant l'Égypte, la Turquie et la Russie (4 réacteurs chacune), et au 2^e rang en capacité de production derrière la Chine (26 301 MW) et devant la Turquie (4 456 MW)^[31].

La construction du réacteur à neutrons rapides PFBR (500 MWe), en cours à Kalpakkam au Tamil Nadu, était prévue pour s'achever en octobre 2022^[32], mais n'est toujours pas terminée en juillet 2024^[29].

Le 22 juillet 2020, le réacteur n^o 3 de la centrale nucléaire de Kakrapar a divergé. C'est le premier réacteur à eau lourde sous pression (PHWR) de 700 MW, de conception nationale, à entrer en fonctionnement. Un projet de construction de quatre de ces réacteurs avait été approuvé en 2009 ; Kakrapar 4 devrait être mis en service en septembre 2021, Rajasthan 7 en mars 2022 et Rajasthan 8 en 2023^[33]. Kakrapar 3 a été connecté au réseau le 10 janvier 2021 et mis en service commercial le 30 juin 2023 ; Kakrapar 4 a été connecté au réseau le 20 février 2024 et mis en service commercial le 31 mars 2024^[29].

Centrales nucléaires en activité^[29]

Centrale	Opérateur	État	Type	Unités	Puissance nette(MW)
Kaiga	NPCIL	Karnataka	PHWR	202 x 4	808
Kakrapar	NPCIL	Gujarat	PHWR	202 x 2 630 x 2	1664
Kudankulam	NPCIL	Tamil Nadu	VVER-1000	932 x 2	1864
Kalpakkam	NPCIL	Tamil Nadu	PHWR	205 x 2	410
Narora	NPCIL	Uttar Pradesh	PHWR	202 x 2	404
Rawatbhata	NPCIL	Rajasthan	PHWR	134 x 1 187 x 1 202 x 4	1129
Tarapur	NPCIL	Maharashtra	BWR (PHWR)	150 x 2 490 x 2	1280
			Total	24	7559

Les projets en cours de construction sont :

Réacteurs nucléaires en construction^[29]

Centrale	Opérateur	État	Type	Unités	Puissance brute (MW)
Kudankulam	NPCIL	Tamil Nadu	VVER-1000	917 x 4	3668
Kalpakkam	NPCIL	Tamil Nadu	PFBR	470 x 1	470
Rawatbhata	NPCIL	Rajasthan	PHWR	630 x 2	1260
			Total	7	5398

Le concept PHWR indien est basé sur un concept CANDU exporté du Canada dans les années 1960. Les premières unités PHWR avaient une puissance de 220 MWe, les plus récentes atteignent 540 MWe. L'accord de coopération nucléaire indo-américain de 2008 et la levée de l'interdiction d'exportation des technologies nucléaires par le Groupe des fournisseurs nucléaires ont mis fin à 30 années d'isolement pour l'Inde. L'Inde est appelée à jouer un rôle important dans le marché mondial des technologies nucléaires. Deux VVER-1000 russes sont en construction à Kudankulam, et plusieurs autres sont en projet^{[WEC 5]}.

L'Inde possède des installations de conversion de l'uranium, de fabrication de combustible et de retraitement, mais pas d'enrichissement de l'uranium^{[WEC 6]}.

En avril 2015, le gouvernement approuve dix nouveaux sites de centrales nucléaires dans neuf États, dont cinq pour des PHWR : Gorakhpur à Fatehabad (Haryana) ; Chutka et Bhimpur au Madhya Pradesh ; Kaiga au Karnataka ; Mahi Banswara au Rajasthan. Les cinq autres sites sont destinés à des projets en coopération avec l'étranger : Kudankulam au Tamil Nadu (VVER); Jaitapur au Maharashtra (EPR); Chhaya Mithi Virdhi au Gujarat (AP1000); Kovvada dans l'Andhra Pradesh (ESBWR) et Haripur au Bengale-Occidental (VVER). De plus, deux réacteurs à neutrons rapides de 600 MWe étaient proposés à Kalpakkam. En 2016, le site de Kovvada a été alloué aux réacteurs AP1000 à la place de celui de Mithi Virdhi, et le projet d'ESBWR a été remis à plus tard^[34].

Le gouvernement indien a dévoilé mi-mai 2017 un projet de construction en série de dix réacteurs à eau lourde de conception indienne, totalisant une puissance de 7 GW, afin de réduire les coûts et les délais de construction. La construction de réacteurs nucléaires de technologie indienne est l’une des pierres angulaires du programme phare « Make in India » lancé en 2014 par le Premier ministre Narendra Modi, déjà déployé dans l’éolien et le solaire^[35]. Le premier béton est prévu en 2023 pour les réacteurs Kaiga 5 et 6, en 2024 pour Gorakhpur Haryana Anu Vidyut Praiyonjan 3 & 4 et pour Mahi Banswara Rajasthan 1 à 4, et en 2025 pour Chutka Madhya Pradesh 1 & 2^[36].

Le Premier ministre indien Narendra Modi souhaite plus que tripler la taille du parc nucléaire du pays au cours de la prochaine décennie afin d'accroître son indépendance énergétique et réduire ses émissions carbone, passant de 7 GW en 2022 à 25 GW en 2040 et portant la part du nucléaire dans la production d'électricité de 3 % à 6 %^[37].

Un MOU (Memorandum of understanding) signé en février 2009 par le gouvernement indien avec AREVA prévoit la construction de six récteurs EPR à Jaitapur dans l'État de Maharashtra. En septembre 2009, le gouvernement indien a entériné la réservation de deux sites côtiers (Mithi Virdi dans le Gujarat et Kovada en Andhra Pradesh) pour des centrales nucléaires, prévues chacune pour huit réacteurs. À la fin de 2009, un accord de coopération indo-russe a été annoncé pour 4 réacteurs à Kudankulam et d'autres à Haripur dans le Bengale-Occidental^{[WEC 7]}.

Le projet de centrale nucléaire de Jaitapur suscite une forte opposition locale, le site étant situé sur une zone sismique ; le Monde Diplomatique donnait en avril 2011 les précisions suivantes : « le 11 décembre 1967, un séisme de magnitude 6,3 avait frappé Koyna, à une centaine de kilomètres au nord de Jaitapur, tuant 177 personnes et faisant quelque cinquante mille sans-abri. « Au cours des vingt dernières années, relève l’organisation environnementale Greenpeace, Jaitapur a connu trois tremblements de terre dépassant le niveau 5 sur l’échelle de Richter ; celui de 1993, d’une intensité de 6,3, a tué neuf mille personnes. En 2009, un pont s’est effondré à Jaitapur à la suite d’une secousse. Rien de tout cela n’a été pris en compte lors du choix du site. » Or, la position du NPCIL n’est pas claire sur d’éventuelles modifications de la conception face au risque sismique. »^[38].

Pour comparaison, on peut mentionner qu'en France, la résistance au séisme des installations nucléaires, calculée à partir des séismes les plus puissants répertoriés dans l'histoire des zones avoisinantes des centrales et mesuré sur l'échelle de Richter, varie de 4,9 pour Dampierre à 6,5 pour Fessenheim et Blayais ; la séismicité du site de Jaitapur n'a donc rien d'exceptionnel et peut être traitée par le dimensionnement des ouvrages selon les normes anti-sismiques. La séismicité est bien plus élevée au Japon, qui connait fréquemment des séismes de magnitude 7 ou 8, sans que les 54 réacteurs des centrales nucléaires japonaises en soient affectées. Or l'échelle de Richter est un échelle logarithmique : un séisme de magnitude 7 est 10 fois plus puissant qu'un séisme de magnitude 6.

Des manifestations locales se sont déroulées en novembre 2010 et avril 2011, où un manifestant a trouvé la mort, puis en janvier 2013. Le gouvernement indien a déclaré le 19 septembre 2011 qu'il attendra les résultats des audits nucléaires français décidés après la catastrophe de Fukushima sur le réacteur de troisième génération EPR avant de s'engager avec Areva. En Inde, on s'inquiète des énormes retards et dépassements de coûts dans la construction de l'EPR à Flamanville par EDF^[39]. L'accord cadre pour la construction des deux premiers réacteurs a été signé en décembre 2010 durant la visite de Nicolas Sarkozy en Inde. Selon le journal indien The Hindu du 18/12/2012, AREVA était sur le point de signer un accord pour les travaux préliminaires de Jaitapur avec Nuclear Power Corporation of India Limited ; il s'agit des travaux d'étude du site, d'une durée prévue de 9 mois, destinés à vérifier que le site est bien adapté pour le projet^[40]. Le gouvernement du Maharashtra a réaffirmé le 06/12/2012 sa décision de construire la centrale de Jaitapur^[41], et le ministre fédéral indien des affaires étrangères, en visite à Paris, a réaffirmé l'engagement du gouvernement indien à mener à son terme ce projet^[42]. Mais les négociations butent sur les modalités de mise en œuvre de la loi indienne sur la responsabilité civile des fournisseurs de centrales qui, beaucoup plus sévère que les normes internationales, fait peser une menace considérable sur les industriels concernés. Une vente d’EPR à l’Inde suppose également un accord nucléaire entre l’Inde et le Japon, ce dernier étant le seul pays à pouvoir fournir certaines pièces indispensables au fonctionnement des centrales. Sans compter des désaccords profonds sur le coût de l’électricité qui sera produit in fine par les centrales d’Areva^[43].

Le 23 avril 2021, EDF annonce avoir remis au groupe nucléaire public indien NPCIL une « offre technico-commerciale engageante » en vue de la construction de six réacteurs EPR sur le site de Jaitapur^[44], dont la puissance totale de 9,6 GW en ferait la plus grande centrale nucléaire du monde. NPCIL aurait estimé l'investissement nécessaire pour construire une telle centrale à plus de 30 milliards €. L'offre d'EDF ne comprend ni le financement, ni même la construction des réacteurs, mais seulement les études d'ingénierie et la fabrication des équipements les plus critiques comme les cuves des réacteurs ou les générateurs de vapeur. EDF espère qu'un accord-cadre engageant pourrait être signé au premier semestre 2022^[45]. Des points essentiels restent néanmoins à clarifier avec les autorités indiennes : le partage des responsabilités entre EDF et NPCIL, le futur exploitant de la centrale ; la responsabilité civile d'EDF en cas d'accident, la réglementation indienne sur ce point étant différente de celle en vigueur dans les conventions internationales ; la mise en œuvre d'une norme de haute qualité pour les soudures, notion qui n'existe pas dans le référentiel de sûreté indien. EDF devra aussi parvenir à rassurer les opposants sur la sismicité du site qu'il estime « modérée »^[46].

En juin 2023, EDF négocie avec NPCIL un contrat d'études complémentaires afin de sécuriser l'homologation de l'EPR ; ces études seront à la charge de NPCIL. La question du partage des responsabilités entre EDF et NPCIL reste à régler, ainsi que celle du financement, qui pourrait être assuré par NTPC (National Thermal Power Corporation)^[47].

Lors de la visite de Vladimir Poutine à New Delhi, début décembre 2014, un projet de construction de douze réacteurs en Inde a été annoncé. Le communiqué publié précise «  pas moins de douze unités dans les deux décennies à venir  ». Mais il s’agit d’un objectif et non d’un contrat. Il s’inscrit dans la ligne des accords en cours, qui se sont traduits par la construction de deux réacteurs à Kudankulam, dans l’État du Tamil Nadu. Or l’accord intergouvernemental pour Kudankulam 1 et 2 date de novembre 1988 et la construction des deux réacteurs a commencé en 2002. L’exploitation commerciale de Kudankulam 1 ne démarrera que début 2015, soit vingt-sept ans après l’accord intergouvernemental et treize ans après le début de la construction.  La construction des unités 3 et 4 de Kudankulam est prévue de longue date mais ne commencera pas avant 2016. Pour les réacteurs 7 à 12, il faudra aussi trouver un site, ce qui n’a rien de simple^[43].

Lors de la visite d'État de Barack Obama à Narendra Modi en janvier 2015, les deux dirigeants ont annoncé une avancée majeure permettant de progresser vers la mise en œuvre complète de l'accord sur l'énergie nucléaire civile signé par Washington et New Delhi en 2008, qui n'arrivait pas à se concrétiser du fait notamment de la loi de responsabilité civile adoptée par l'Inde. Cette loi prévoit que les fournisseurs d'équipements nucléaires puissent être poursuivis en cas d'accident, disposition contraire aux normes internationales qui font porter la responsabilité sur l'opérateur de la centrale. Les États-Unis ont donc accepté de faire preuve de flexibilité en acceptant les principes de la loi indienne, accompagnés de modalités préservant leurs intérêts, par exemple par la création d'un fonds d'assurance nucléaire auquel souscriraient les fournisseurs^[48].

Les premiers ministres japonais, Shinzo Abe et indien, Narendra Modi, ont défini en décembre 2015 les bases d’un accord qui va permettre aux géants japonais du nucléaire civil d’enfin entrer sur le marché indien : Toshiba-Westinghouse pourrait ainsi finaliser dès 2016 la vente du réacteur AP1000 à des électriciens indiens, et GE Hitachi est déjà en discussion pour d'autres centrales en partenariat avec Areva^[49]. En juin 2016, un communiqué commun de Barack Obama et Narendra Modi a salué le début des travaux préparatoires sur site en Inde pour six réacteurs AP1000 qui seront construits par Westinghouse ; le contrat définitif devrait être signé en juin 2017^[50].

Selon l'Energy Institute, la part des énergies renouvelables dans la production d'électricité de l'Inde était en 2023 de 19,5 % (hydroélectricité 7,6 %, autres 11,9 %)^{[e 7]}, dont 4,2 % d'éolien, 5,8 % de solaire et 1,9 % de biomasse et déchets^{[e 10]}.

En 2021, les énergies renouvelables ont produit 350,6 TWh, soit 21,4 % de la production électrique de l'Inde ; l'hydraulique contribue pour 162,4 TWh, soit 9,9 % de la production électrique totale, les éoliennes pour 77,1 TWh, soit 4,7 %, le solaire 75,6 TWh (4,6 %), la biomasse 33,85 TWh (2,1 %) et la part renouvelable des déchets 1,56 TWh (0,1 %)^[7].

L’AIE recommande à l’Inde de porter une attention particulière à son secteur électrique, marqué « par une faible utilisation des centrales à charbon et à gaz et une pénétration croissante des filières renouvelables à production variable ». Dans certains États indiens, la part de ces filières « variables » dans la production d’électricité « est déjà bien supérieure à 15 %, un niveau qui nécessite des politiques spécifiques pour assurer leur bonne intégration dans le système électrique ». L’AIE préconise la création d’un marché de gros de l’électricité compétitif et la création d'outils de flexibilité (stockage, smart grids, etc)^[12].

Évolution de la production brute d'électricité des énergies renouvelables (TWh)^[7]

Source	2000	%	2010	%	2020	%	2021	part 2021*	tma 2021 /2000**
Hydraulique	74,5	13,2	124,9	12,8	160,9	10,5	162,4	9,9 %	+3,8 %/an
Éoliennes	1,7	0,3	19,7	2,0	67,3	4,4	77,1	4,7 %	+20 %/an
Solaire	0,002	ε	0,1	ε	62,0	4,0	75,6	4,6 %	+65 %/an
Biomasse	0,2	0,2	14,2	1,5	33,6	2,2	33,9	2,1 %	+27 %/an
Déchets renouv.	0		0,8	0,08	1,2	0,1	1,6	0,1 %	ns
Production EnR	76,4	13,8	159,6	16,4	325,0	21,2	350,6	21,4 %	+7,5 %/an
* part 2021 : part dans la production totale d'électricité ; ** tma : taux de croissance moyen annuel.

Au 31/07/2018, les installations de production d'électricité à base de technologies renouvelables de l'Inde atteignaient (hors grande hydraulique) une puissance installée de 85,9 GW^[51] :

Puissance installée des énergies renouvelables électriques en Inde au 31/12/2019 (hors hydro)^[51]

Technologie	Puissance installée (MW)
Éolien	37 505
Solaire au sol	31 379
Solaire en toiture	2 333
Mini-hydro	4 672
Biomasse	9 861
Incinérateur de déchets	140

Les projets d'EnR en Inde sont régulés et promus par le Ministère Fédéral des Énergies Nouvelles et Renouvelables (Ministry of New and Renewable Energy).

En juillet 2021, le conglomérat Reliance Industries de Mukesh Ambani, la plus grosse compagnie pétrolière et gazière indienne, annonce un programme d'investissement de 8,5 milliards d'euros dans les énergies vertes sur trois ans, dont 6,8 milliards d'euros seront consacrés à quatre « giga usines », installées sur plus de 2 000 hectares à Jamnagar, dans l'État du Gujarat : une usine de modules solaires photovoltaïques, une de batteries pour le stockage d'électricité, une de production d'hydrogène vert et une de piles à combustible^[52].

Tableau ressources-emplois du système électrique indien^[7]

en TWh	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2021	% 2021
Production brute	289,5	99,5	562,1	99,8	974,8	99,4	1 536,7	100,0	1 635,2	100,0 %
Importations	1,4	0,5	1,5	0,3	5,6	0,6	9,3	0,6 %	9,5	0,6 %
Exportations	-0,06	-0,02	-0,2	-0,03	-0,06	-0,01	-9,4	-0,6 %	-9,5	-0,6 %
total ressources	290,8	100	563,4	100	980,3	100	1 536,6	100 %	1 635,1	100 %
Conso propre*	22,6	7,8	39,7	7,0	65,4	6,7	128,6	8,4	135,4	8,3 %
Pertes	56,5	19,4	155,1	27,5	194,5	19,8	272,4	17,7 %	289,8	17,7 %
Consommation finale	211,8	72,8	368,7	65,4	720,4	73,5	1 164,0	75,8	1 206,6	73,8 %
* consommation propre du secteur énergétique et consommation des STEP (stations de transfert d'énergie par pompage) pour le pompage..

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

La consommation brute d'électricité^{[n 1]} par habitant s'élevait en 2021 à 954 kWh, inférieure de 72 % à la moyenne mondiale (3 355 kWh)^[53], de 86 % à celle de la France (6 951 kWh)^[25] et de 92 % à celle des États-Unis (12 560 kWh)^[54].

L’AIE souligne que « des progrès impressionnants » ont été réalisés en Inde ces dernières années pour améliorer l’accès à l’électricité : entre 2000 et 2019, près de 750 millions de nouvelles personnes ont ainsi obtenu un accès à l’électricité dans le pays^[12].

Consommation finale d'électricité par secteur^[7]

en TWh	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2021	% 2021	% var.2021 /1990
Industrie	105,6	49,9	158,4	43,0	320,0	44,4	504,9	43,4	529,1	43,9 %	+401 %
Transport	4,1	1,9	8,2	2,2	13,3	1,8	14,7	1,3	19,8	1,6 %	+382 %
Résidentiel	32,0	15,1	76,1	20,7	158,1	21,9	310,0	26,6	305,6	25,3 %	+855 %
Tertiaire	11,2	5,3	23,0	6,2	66,7	9,3	66,2	5,7	79,1	6,6 %	+607 %
Agriculture	50,3	23,8	84,7	23,0	126,4	17,5	221,3	19,0	229,0	19,0 %	+355 %
Non spécifié	8,6	4,0	18,3	5,0	35,8	5,0	46,9	4,0	44,1	3,7 %	+415 %
TOTAL	211,8	100	368,7	100	720,4	100	1 164,0	100 %	1 206,6	100 %	+470 %

Amazon annonce le déploiement de 10 000 rickshaws électriques en Inde d’ici 2025 ; ils débuteront dès cette année leurs tournées de livraisons dans une vingtaine de villes, dont Delhi City, Bangalore, Hyderabad, Ahmedabad, Pune, Nagpur et Coimbatore. Cette annonce s'inscrit dans la politique de développement de la mobilité électrique lancée par le gouvernement indien, dont un des actes majeurs est de mailler actuellement le pays en infrastructures de recharge^[55].

En juin 2022, le conglomérat Adani et son partenaire TotalEnergies annoncent la création d'une coentreprise spécialisée dans la production d'hydrogène vert, produit à partir d'électricité renouvelable, Adani en détenant 75 % et TotalEnergies 25 %. Ils vont investir 5 milliards $ (4,8 milliards €) dans la première phase du projet, qui prévoit des électrolyseurs de 2 GW, alimentés par un parc solaire et éolien de 4 GW. Dans un premier temps, l'hydrogène servira à produire de l'urée, un engrais azoté massivement utilisé dans l'agriculture, à hauteur de 1,3 Mt par an. L'Inde pourra ainsi réduire ses importations d'engrais issus des hydrocarbures. Le pays consomme 32 Mt d'urée par an, dont 10 Mt sont importés. À l'horizon de 2030, Adani et TotalEnergies annoncent une production d'hydrogène vert de 1 Mt par an, grâce à des capacités d'électricité renouvelable de 30 GW. Adani évoque des investissements de 50 milliards $ au cours des dix prochaines années, pour devenir « le plus grand producteur d'hydrogène vert au monde ». Selon les analystes de Citi, l'hydrogène produit par les deux partenaires en Inde devrait être « très compétitif », son coût de production étant estimé à 3,2 $/kg^[56].

L'Inde occupe en 2021 le troisième rang mondial pour les émissions de gaz à effet de serre (GHG) liées à l'énergie, avec 2 427 Mt d'équivalent CO₂, soit 6,5 % du total mondial (37 401 Mt), derrière la Chine : 11 314 Mt (30,3 %) et les États-Unis : 5 018 Mt (13,4 %) ; les émissions de l'Union européenne sont de 2 664 Mt (7,1 %)^{[g 1]}.

Évolution des émissions de gaz à effet de serre (GHG) liées à l'énergie (Mt CO₂eq)

	1971	1990	2021	var. 2021/1971	var. 2021/1990	var.Monde 2021/1990	part en 2021
Émissions GHG liées à l'énergie[g 1]	216	626	2 427	+1024 %	+288 %	+60 %
Émissions GHG par combustion de combustibles fossiles[g 2]	204,8	568,1	2 341,6	+1043 %	+312 %	+62,6 %	100 %
dont charbon[g 3]	128,2	367,8	1 636,9	+1177 %	+345 %	+81 %	69,9 %
dont pétrole[g 4]	53,3	153,1	575,0	+979 %	+276 %	+26 %	24,6 %
dont gaz naturel[g 5]	1,0	14,2	82,5	x82,5	+481 %	+105 %	3,5 %
Source : Agence internationale de l'énergie

L'Inde se classe au 3^e rang mondial pour les émissions de CO₂ dues à la combustion, qui ont atteint 2 279 Mt en 2021 sur un total mondial de 33 572 Mt, soit 6,8 % du total mondial, derrière la Chine (10 683 Mt, 31,8 %) et les États-Unis (4 549 Mt, 13,5 %)^{[g 6]}. En 2023, selon l'Energy Institute, elles atteignent 2 814,3 Mt, en hausse de 8,4 % en 2023 et de 48,4 % depuis 2013, soit 8,0 % du total mondial, derrière la Chine (32,1 %) et les États-Unis (13,2 %)^{[e 24]}.

Néanmoins, ses émissions de CO₂ liées à l'énergie par habitant s'élevaient en 2021 à 1,62 t, inférieures de 62 % à la moyenne mondiale : 4,26 t CO₂/hab, de 62 % aux émissions de la France : 4,28 t, de 79 % à celles de la Chine : 7,54 t, et de 88 % à celles des États-Unis : 13,76 t^{[g 7]}.

Évolution des émissions de CO₂ liées à l'énergie

	1971	1990	2021	var. 2021/1971	var. 2021/1990	var.Monde 2021/1990
Émissions/habitant[g 7] (t CO2)	0,32	0,61	1,62	+406 %	+166 %	+9,8 %

Répartition par secteur de consommation des émissions de CO₂ par combustion de combustibles fossiles*

	Émissions 2021	part du secteur	Émissions/habitant	Émiss./hab. UE-27
Secteur	Millions tonnes CO2	%	tonnes CO2/hab.	tonnes CO2/hab.
Secteur énergie hors élec.	62,8	2,8 %	0,45	0,37
Industrie et construction	1 068,3	46,9 %	0,76	1,50
Transport	314,1	13,8 %	0,22	1,74
dont transport routier	272,8	12,0 %	0,19	1,64
Résidentiel	389,4	17,1 %	0,28	1,21
Tertiaire	109,7	4,8 %	0,08	0,74
Total	2 279	100 %	1,62	5,76
Source : Agence internationale de l'énergie[g 8] * après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation.

On remarque la faiblesse des émissions indiennes dans tous les secteurs et le poids prépondérant de l'industrie : 46,9 % (contre 26 % dans l'Union européenne, mais 58 % en Chine).

La contribution de l'Inde à l'effort mondial de lutte contre le dérèglement climatique, remise à l'ONU le 1^er octobre 2015, ne comporte pas d'engagement de réduction de ses émissions de gaz à effet de serre, qui ont augmenté de 67 % entre 1990 et 2012, mais seulement un engagement de réduction de son « intensité carbone » (taux d'émissions de CO₂ par unité de PIB) de 33 à 35 % en 2030 par rapport au niveau de 2005. L'Inde s'engage également à porter à 40 % en 2030 la part des énergies renouvelables ; la production solaire en particulier serait multipliée par trente, à 100 000 MW en 2022. Mais la part du charbon dans la production d'électricité sera encore de 40 % en 2022^[58].

L'Inde est le troisième émetteur de CO₂ au monde, derrière la Chine et les États-Unis, principalement à cause d’une énorme dépendance envers le charbon, source des deux tiers de l’électricité produite par des centrales anciennes et polluantes. Mais un Indien émet seulement 1,7 tonne de CO₂ par an, soit dix fois moins qu’un Américain, quatre fois moins qu’un Chinois et trois fois moins qu’un Terrien moyen. Cela est principalement dû au fait que 300 millions d’habitants ne sont pas connectés au réseau électrique. La priorité de l'Inde est de faire profiter cette population rurale des retombées de la croissance (environ 7 % par an). Dans sa contribution à la COP21, le gouvernement ne s’est pas engagé à réduire ses émissions de manière absolue, mais relative : d’ici à 2030, chaque point de croissance devra être obtenu avec 35 % en moins de CO₂ rejeté dans l’atmosphère. La demande en charbon devrait doubler d’ici à 2035, alors que l’Inde est déjà le troisième consommateur mondial. Le pays projette cependant une ambitieuse révolution solaire visant à multiplier par 25 les capacités de production photovoltaïque d’ici à 2030 ; avec l’éolien, l’hydraulique et la biomasse, 40 % de l’électricité serait alors produite de manière renouvelable. Les observateurs estiment cette ambition difficile à tenir : le solaire sur les toits, principal levier, est encore naissant et mal organisé, et l’expansion du photovoltaïque au sol nécessite l’achat de terres, ce qui est difficile dans un pays agricole et densément peuplé^[59].

Le gouvernement indien a annoncé en mars 2015 d’ambitieux objectifs de déploiement d’énergies renouvelables, visant un total de 150 GW de capacité installée d’ici à 2022. En 2014, avec 34 GW installés, les énergies renouvelables fournissent 6,5 % de l’électricité du pays. Le solaire se taille la part du lion, avec un objectif de 100 GW, alors que seuls 3 GW sont actuellement exploités. L’éolien devra atteindre 60 GW en 2022, contre 22 465 MW installés fin 2014. Biomasse (10 GW) et petite hydraulique (5 GW) complèteront le dispositif. Pour financer ces déploiements, qui apparaissent difficilement atteignables, le gouvernement a notamment annoncé le doublement, pour la deuxième année consécutive, de la taxe sur le charbon^[60].

Le premier ministre Narendra Modi élu en mai 2014 est un fervent partisan des énergies renouvelables, qu'il avait promues lorsqu'il était premier ministre du Gujarat, au point que cet État rassemblait plus du tiers de la capacité installée solaire de l'Inde à la fin 2013. Le ministre indien de l'Énergie a déclaré début octobre 2014 au journal britannique The Guardian que son gouvernement s'engage à donner accès à l'électricité à chaque foyer indien d'ici à 5 ans (au moins une ampoule électrique par foyer), et à supprimer l'usage des générateurs au diesel, alors qu'actuellement plus de 300 millions indiens ne sont pas reliés au réseau électrique. Pour cela, l'objectif de 20 GWc solaires installés en 2020 fixé par le gouvernement précédent sera largement dépassé, le nouveau gouvernement envisageant de passer rapidement à un rythme de 10 GWc solaires installés par an, plus 6 à 8 GW/an d'éolien. Les analystes de Bloomberg Energy Finance prévoient que l'Inde pourrait compter plus de 200 GWc de photovoltaïque installés en 2030, presque autant que la capacité actuelle des centrales à charbon et estiment que, dès 2020, l'électricité des centrales solaires pourrait coûter moins cher que celle des centrales à charbon. Le gouvernement Modi a doublé la taxe sur le charbon et propose des aides pour fermer les centrales à charbon de plus de 25 ans. Cependant, le ministre ne cache pas que la production électrique issue du charbon continuera néanmoins à croître pour répondre à la double exigence d'amener l'électricité à tous les Indiens tout en répondant aux besoins d'une économie en plein développement^[61].

L'État indien a vendu en Bourse, le 30 janvier 2015, 10 % du capital de Coal India pour 3,2 milliards d'euros, le plus gros appel au marché jamais effectué à la Bourse de Bombay ; l'État conserve près de 80 % du capital ; il prépare la cession de 5 % du grand groupe pétrolier et gazier ONGC pour environ 2,5 milliards de dollars^[62].

Lors de la COP26, le Premier ministre indien Narendra Modi annonce vouloir atteindre la neutralité carbone d'ici à 2070, baisser d'un milliard de tonnes les rejets de gaz à effet de serre (GES) et tripler la production d'électricité issue des énergies renouvelables d'ici à 2030. Les grands industriels indiens contribuent à ces objectifs : Gautam Adani, annonce que son groupe investira 70 milliards $ dans les énergies renouvelables d'ici à 2030, et Mukesh Ambani, à la tête du conglomérat Reliance, compte investir 80 milliards $ dans le secteur^[63].

Lors de la COP 28 en décembre 2023, les ministres indiens présents refusent de s'engager à réduire la consommation de charbon de leur pays. Selon Promit Mookherjee, expert climat à l'Observer Research Foundation (ORF), « ceux qui poussent cette mesure n'ont rien à y perdre. Contrairement à l'Inde ». Le ministre indien de l'énergie a évoqué début novembre l'ajout de 30 GW de capacité supplémentaire de centrales à charbon, en plus des 50 GW de capacité de production en cours de construction^[64].

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Coal mining in India » (voir la liste des auteurs).

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Electricity sector in India » (voir la liste des auteurs).

• (en) « Highlights : Greenhouse Gas Emissions from Energy 2023 » [xls], sur Agence internationale de l'énergie, 1^er août 2023.

• (de) Agence fédérale pour les sciences de la terre et les matières premières, BGR Energiestudie 2023 - Daten und Entwicklungen der deutschen und globalen Energieversorgung [« Données et évolutions de l'approvisionnement allemand et mondial »], février 2024, 154 p. (lire en ligne [PDF])

• (en) « 2024 Statistical Review of World Energy » [PDF], sur Energy Institute, 20 juin 2024.

• (en)[PDF]World Energy Council (WEC), WEC survey of energy resources 2010, World Energy Council (WEC) - Conseil Mondial de l’Énergie, 2010 (lire en ligne)

• Autres références

• (en)International Energy Agency (IEA), IEA Key World energy statistics 2012, International Energy Agency (IEA) - Agence Internationale de l’Énergie, 2012 (lire en ligne)

• (en) Ministry of New and Renewable Energy (MNRE), Site du MNRE.
• La situation énergétique de l'Inde décryptée par l'AIE sur connaissancedesenergies.org
• L'Inde, un géant dépendant fortement du charbon sur connaissancedesenergies.org

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