Centrales à charbon : EDF encouragé à proposer des pistes de reconversion "soutenables"

Centrales à charbon : EDF encouragé à proposer des pistes de reconversion “soutenables”

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L’éventualité d’une poursuite d’activité « sous conditions » des dernières centrales à charbon françaises, comme évoquée en janvier dernier par Nicolas Hulot, semble se confirmer. Selon les propos tenus par la secrétaire d’Etat Brune Poirson devant le sénat mardi 12 juin 2018, le groupe EDF pourra vraisemblablement proposer des pistes de reconversion pour l’avenir des centrales en lien avec les territoires et les acteurs locaux.

L’avenir s’éclaircit pour les dernières centrales à charbon françaises. Vouées à la fermeture d’ici 2022 par le Président de la République lui-même dans le but de répondre aux exigences de la transition énergétique, ces installations pourraient finalement voir leur durée de vie prolongée dans le cadre d’activités alternatives plus durables. Interrogée par le sénateur Ronan Dantec à ce sujet mardi 12 juin, la secrétaire d’Etat à la Transition énergétique Brune Poirson a clairement encouragé le groupe EDF à proposer des scénarios de reconversion possibles. « EDF pourra, dans le respect de la contrainte de la fin de l’utilisation du charbon, proposer des pistes soutenables », a-t-elle expliqué.

Des expérimentations sur les centrales à charbon encourageantes pour la suite

Les quatre dernières centrales au charbon du territoire, à Cordemais et Le Havre pour EDF, et Saint-Avold (Moselle) et Gardanne (Bouches-du-Rhône) pour le groupe allemand Uniper, proposent d’ores et déjà des programmes de reconversion ou d’innovation leur permettant de réduire leurs émissions de CO2 de manière significative ou de se transformer progressivement en centrales biomasse. Le programme Ecocombust expérimenté à Cordemais par exemple, propose de brûler progressivement dans un premier temps, 50% de biomasse et 50% de charbon, et de tendre à moyen terme vers 80% voire 100% de biomasse. « Ces expérimentations ont bien avancé, je laisserai les exploitants en détailler les résultats mais il apparaît qu’elles sont un succès technique », a souligné dans sa question à la secrétaire, le sénateur RDSE (Rassemblement Démocratique et Social Européen).

Le gouvernement est attentif aux « garanties écologiques mais aussi humaines sur ces zones », a poursuivi Brune Poirson annonçant de son côté, qu’un rapport en cours de finalisation sur les conséquences socio-économiques de ces fermetures serait bientôt publié. Pour rappel, les centrales à charbon françaises ne représentent actuellement que 1,4% de la production d’électricité nationale, et n’ont en fin de compte que peu d’impacts sur le bilan carbone national (en comparaison au secteur des transports par exemple). Les conséquences économiques de leur fermeture pour les territoires concernés pourraient donc être largement disproportionnés en rapport aux gains environnementaux escomptés.

Rédigé par : La Rédaction

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COMMENTAIRES

  • D’autant plus que l’hiver, en période de pointe, nous serons bien content, chez nous en France, de pouvoir compléter notre parc pilotable et réduire ainsi nos importations en provenance d’Allemagne (une électricité en grande majorité produite par du charbon et lignite).

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  • 15 scientifiques au plan mondial dénoncent le recours massif au bois-énergie

    Pour mémoire l’effet net d’une centrale biomasse aboutit à une aggravation du réchauffement climatique pendant des décennies – pouvant aller jusqu’à des siècles.

    La première cause de ce bilan négatif tient aux pertes inhérentes à la récolte du bois. Typiquement, environ un tiers ou plus de chaque arbre est constitué par les racines et les petites branches qui doivent impérativement être laissées en forêt pour protéger les sols et dont la plupart se décomposent en émettant du carbone.

    Ensuite, par unité d’énergie produite, le bois brûlé dégage plus de CO2 que le charbon et brûle à une température plus basse, produisant donc moins d’électricité. (Transformer le bois en granulés comprimés augmente l’efficacité mais utilise de l’énergie et crée de grandes quantités d’émissions supplémentaires). A énergie finale identique, les cheminées d’une centrale qui brûle des copeaux de bois émettent généralement une fois et demie le CO2 d’une centrale brûlant du charbon et au moins trois fois plus de dioxyde de carbone qu’une centrale électrique brûlant du gaz naturel.

    https://www.fne.asso.fr/actualites/bois-%C3%A9nergie-15-scientifiques-de-renom-d%C3%A9noncent-un-projet-de-loi-europ%C3%A9en

    Gardanne répondait à des contraintes régionales spécifiques (incendies de forêts, bois peu valorisables, difficiles à exploiter etc) mais rendement seulement 40% via un projet très centralisé confirmé par des chantages aux aides par la région. En bref pouvait beaucoup mieux faire.

    Espérons que la situation ne va pas encore se renouveler pour chaque site.

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  • Une unité d’électrolyse méthanation pourrait éventuellement être justifiée puisque la partie centrale thermique peut être reconvertie.

    On a convertit des centrales charbon en stockage batteries mais si c’est sans doute plus cher au départ, c’est plus pertinent à long terme et quand c’est possible de transformer une centrale charbon en unité d’électrolyse-méthanation.

    Reste à connaître la situation industrielle utilisatrice locale, le réseau gaz etc.

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  • Autre solution de reconversion (moins chère que le stockage batteries Li-on !)

    Unité de stockage Laes (liquid air energy storage) comme le fait Highview Power en Grande-Bretagne :

    Le stockage air liquide est un peu moins efficient mais coûte moins cher et peut fournir de l’énergie pour des périodes plus longues que les batteries lithium-ion.

    Il permet d’utiliser au mieux les variations de prix de l’énergie donc d’optimiser les coûts.

    Il ne se dégrade pas non plus sur la durée comme les batteries (plus de 40 ans de durée de vie contre plus d’une dizaine d’années pour les batteries Li-ion)

    Highview Power prévoit des sites de stockage de plus de 50 MW qui peuvent être situés n’importe où sans risques.

    L’entreprise a ouvert un bureau aux États-Unis et étudie les possibilités d’exportations en Europe et en Australie.

    A grande échelle c’est plus durable d’utiliser le Laes en stockage que le Li-on qui devrait plutôt être réservé à la mobilité et stockage plus petits ou plus réactifs.

    https://www.energy-storage.news/news/world-first-grid-scale-liquid-air-energy-storage-project-completed-in-north

    .

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