Quel avenir pour les centrales thermiques françaises ? (2/2) - L'EnerGeek

Quel avenir pour les centrales thermiques françaises ? (2/2)

Dans une première partie, nous avons vu pourquoi les centrales thermiques étaient indispensables dans le mix électrique de la France. Aussi important soit-il, ce parc doit se moderniser afin de s’adapter à la nouvelle législation environnementale. Le parc thermique est donc en pleine mutation : de vieilles centrales ferment, d’autres sont modernisées, et de nouvelles installations plus performantes et plus respectueuses de l’environnement sont reliées au réseau.

L’énergéticien allemand E.ON a fait le choix de réduire son parc thermique français. Invoquant la nouvelle réglementation européenne (plafonds pour les émissions polluantes), le groupe a annoncé la fermeture prochaine de cinq tranches charbon E.ON. Des tranches réparties sur quatre sites : Hornaing, Montceau-les-Mines, Saint-Avold et Gardanne-Meyreuil.

De son côté, EDF ne va pas réduire la capacité de son parc thermique. Les 2.850 MW qui seront arrêtés sont remplacés par 2870 MW de nouveaux moyens de production. D’autres installations en activité sont modernisées afin de les rendre moins polluantes.

EDF va fermer certaines centrales au charbon, dont l’utilisation n’est plus compatible avec les nouvelles normes environnementales : 9 tranches au charbon 250 MW et une tranche 600 MW, jugées trop petites ou trop anciennes pour justifier l’investissement de travaux de modernisation.

La fermeture de ces dix tranches  d’une puissance cumulée de 2.850 MW sera échelonnée entre 2013 et 2015. Selon l’exploitant, ces installations auront fonctionné 45 ans en moyenne.

En parallèle de ces fermetures, le groupe a décidé de moderniser certaines installations et de construire de nouvelles installations thermiques basées sur des technologies plus respectueuses de l’environnement.

[stextbox id=”info”]Les installations les plus récentes modernisées :[/stextbox]

Au Havre et à Cordemais,  les trois tranches au charbon les plus puissantes (600MW) et les plus récentes sont modernisées :  des systèmes de désulfuration (réduction de 90% des émissions de dioxyde de souffre) et de dénitrification (réduction de 80% des émissions d’oxyde d’azote) des fumées ont d’ores et déjà été installés.

En 2014, des travaux permettront d’améliorer le rendement de ces trois tranches. Au total, 400 millions d’euros investis pour leur modernisation.

Par ailleurs, pour réduire les émissions polluantes des centrales au fioul, le groupe expérimente des brûleurs bas NOx à Porcheville et à Cordemais

[stextbox id=”info”]De nouvelles installations : [/stextbox]

Turbine à combustion :

EDF a mis en service 1.100 MW entre 2008 et 2010. Les turbines à combustion répondent aux besoins d’extrême pointe. Elles sont en activité quelques centaines d’heure par an.

Ces moyens ont mis en place sur les sites de Montereau, de Vaires sur Marne et Vitry-Arrighi, afin de renforcer la sûreté électrique de la région parisienne, sensible du fait qu’une partie importante de l’électricité qu’elle consomme est importée en provenance d’autres régions.

Centrales cycles combiné gaz :

Les cycles combinés gaz (CCG) offre un excellent rendement (entre 57 et 61%, contre 35% pour une centrale thermique classique) et utilise une source d’énergie, le gaz, moins polluante que le charbon et le pétrole.

EDF a prévu de mettre en service quatre centrales CCG  entre 2011 et 2015, soit un total de 1.500 MW. Le premier de ces CCG a été mis en service à Blénod fin 2011. Un second a été mis en service à Martigues en août 2012. Le troisième sera également mis en service sur le site de Martigues cette année. Le quatrième CCG sera celui de Bouchain, dont la mise en service est prévue pour 2015.

D’autres énergéticiens ont également misés sur le gaz : GDF-Suez a mis en service quatre tranches ces dernières années : deux tranches de 394 MW unitaire à Dunkerque (en 2005), une tranche de 489 MW à Fos-sur-Mer (en 2010) et une tranche de 435 MW.

Depuis 2009, le groupe Poweo exploite une centrale à cycle combiné construite par Siemens.

En 2010, le belge Electrabel (groupe GDF-Suez) a mis en service le CCG  « Combigolfe » (424 MW) à Fos-sur-Mer.

Alpiq a mis en service une centrale du même type à Bayet (Auvergne) en 2011 (408 MW).

D’autres CCG sont en projet, même si la conjoncture actuelle n’est pas favorable à l’utilisation du gaz  dont le prix reste plus élevé que celui du charbon, qui reste de loin la source d’énergie au monde la plus utilisée pour produire de l’électricité, malgré son impact environnemental.

 

Rédigé par : jacques-mirat

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COMMENTAIRES

  • Bonjour

    Il est écrit dans l’article:

    “En 2014, des travaux permettront d’améliorer le rendement de ces trois tranches. Au total, 400 millions d’euros investis pour leur modernisation”

    Améliorer le rendement ? Si c’était vrai ce serai un sacré scoop !

    Les travaux qui vont commencer au Havre en 2014 n’auront aucun impact sur le rendement de l’installation!

    Ils vont permettre de diminuer les arrêts fortuits. Cela aura pour conséquence d’éviter le recours à des moyens de production plus coûteux. C’est donc de la rentabilité financière que vous parlez…et c’est au bout d’un certain nombres d’années que l’on saura à quel niveau ces investissements seront rentabilisés.

    Il y a néanmoins un objectif d’amélioration de la performance technique. La rénovation du contrôle commande va permettre des variations de puissance produite dans des plages et des gradients plus importants.

    C’est là un service majeur qui est rendu au réseau. En effet, l’électricité ne pouvant être stockée, il est indispensable que la production s’adapte à chaque instant à la consommation.

    C’est d’autant plus important maintenant qu’il faut en plus compenser intermittence du renouvelable.
    C’est pour cela que les centrales au gaz naturel ont été installées. Fabriquer du CO2 pour permettre la production d’éolien est un choix pour le moins contestable, non ?

    Répondre
    • Bonjour,
      Tout à fait d’accord avec votre commentaire.
      Je me permet tout de même de noter que le rendement réel peut éventuellement amélioré par des travaux de remise en état de l’étanchéité du parcours fumée. Remise en état du casing ou des étanchéités des réchauffeurs d’air, par exemple.
      Il ne s’agit pas d’amélioration du rendement (qui nécessiterait des modifications des paramètres vapeur à l’admission turbine, ce qui n’est pas envisageable) mais de se rapprocher des performances initiales des tranches.

      Répondre
      • Bonjour,
        Je suis tout a fait de votre avis. Il s’agit en effet de se rapprocher des performances initiales de la tranche. Mais le gain le plus notable, et qui fait l’objet de réelles modifications du process, est dans l’amélioration de la réponse aux variations rapides de puissance dans le fonctionnement en téléréglage.
        Il me semble, Mademoiselle Anne, que vous connaissez parfaitement le sujet…

        Répondre

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