La production d’électricité d’origine thermique à combustible fossile
  • Production
  • Energies fossiles et renouvelables

    Une production d'électricité d'origine thermique à combustible fossile en augmentation


    La baisse des productions hydraulique et nucléaire en 2019 a pour conséquence une mobilisation plus importante des installations thermiques à combustible fossile. La production de cette filière a ainsi augmenté de 9,8% par rapport à celle de 2018. La production thermique au gaz, en nette augmentation (+23,8%) , représente la grande majorité de cette hausse alors que la production charbon est en très forte baisse (-71,9%). La production au fioul, (+26,5%) a augmenté principalement sur les installations de production connectées aux réseaux de distribution notamment en Corse qui subit une forte baisse de sa production hydraulique dûe à un déficit de stock.

    Focus

    Pour mieux comprendre

    Energies fossiles et renouvelables en 2019



    Les centrales de production thermique à combustible fossile ont été le plus fortement sollicitées sur les mois de janvier, février, et novembre. En décembre, elles ont été sollicitées dans une moindre mesure, en particulier en raison d’une forte production d’électricité d’origine éolienne (plus de 4,7 TWh).

    La majorité de la production d’électricité d’origine thermique à combustible fossile provient de centrales à gaz : plus de 5,8 TWh en janvier, de 4,5 TWh en février et de 5,1 TWh en novembre. On peut noter aussi une production thermique à combustible fossile importante lors de la pointe de consommation estivale du mois de juillet.

    La production d’électricité au moyen de charbon a très fortement diminué par rapport à 2018, et est concentrée sur les mois de janvier (426 GWh), novembre (474 GWh) et décembre (253 GWh). Cette baisse est directement liée à la forte baisse du cours du gaz cette année qui favorise les centrales à gaz ainsi qu’à la hausse du cours des quotas européens de CO2.

     

    Focus

    Les centrales au charbon en 2019

    Dès 2017, le gouvernement a annoncé sa volonté de fermer les dernières centrales au charbon à l’horizon 2022. L’article 3 de la loi énergie-climat crée un dispositif qui plafonne le niveau d’émissions et donc la durée de fonctionnement des centrales à charbon en France métropolitaine à compter du 1er janvier 2022. L’objectif s’inscrit dans la programmation pluriannuelle de l’énergie publiée en début d’année 2019.
    Les quatre centrales au charbon concernées et encore en fonctionnement en France sont les centrales de Cordemais, Le Havre, Saint-Avold et Gardanne.
    La puissance installée des centrales au charbon (cinq groupes de production) est de 3 GW soit environ 2,2% du parc installé en France.

    L’année 2019 est marquée par une forte réduction de la durée de fonctionnement des centrales au charbon. La production descend à 1,6 TWh, soit environ 3,5 fois moins qu’en 2018 avec une disponibilité des centrales inférieure, passant en moyenne de 1 815 MW en 2018 à 1 674 MW en 2019. Cette baisse s’explique surtout par un espace économique aujourd’hui réduit pour ces centrales (voir plus bas) et dans une moindre mesure par les mouvements de grève ayant affecté les différentes centrales au charbon en France.

    Production des centrales au charbon :

    A partir de février, les centrales au charbon sont beaucoup moins sollicitées, même si leur production reprend ponctuellement lors des épisodes de canicule en seconde partie de juillet, en partie pour compenser une baisse de la production nucléaire liée au planning de maintenance et au respect des contraintes environnementales dans cette période de forte température et de sécheresse. Fin novembre et début décembre, les centrales à charbon sont à nouveau sollicitées avec la hausse de la consommation et un taux de disponibilité du nucléaire encore faible à l’entrée de l’hiver, notamment au moment de l’indisponibilité imprévue des réacteurs de Cruas.

    Le taux de couverture est en forte baisse sur les pointes de consommation en 2019 par rapport à 2018. Les centrales au charbon ont beaucoup moins participé à la couverture des pics de consommation observés cette année, avec un taux moyen de couverture de 0,20% en 2019 contre 1,18% en 2018.

    Sur une journée moyenne de 2019, la production charbon atteint en moyenne son niveau le plus bas à 3h à 137 MW et la plus élevée à 18h à 211 MW au moment où la consommation remonte vers la pointe du soir. De manière générale, les centrales n’interrompent pas totalement leur production dans les creux d’activité afin de pouvoir être disponibles lors du palier du matin et de la pointe du soir.

     

    Fonctionnement :

    Pour produire de l’électricité, chaque producteur cherche à couvrir ses coûts fixes et variables. En conséquence, une centrale au charbon ne produit généralement que si elle couvre à minima ses coûts variables, qui sont principalement liés au prix du combustible et au prix des certificats d’émission de CO2. Dans les conditions actuelles, le coût variable de production des centrales au charbon française apparaît élevé dans l’ordre de préséance économique européen (base, puis semi-base puis pointe). Les centrales au charbon constituent des moyens de semi-base conçus pour fonctionner assez longtemps de manière à couvrir des coûts fixes assez élevés. A mesure de l’augmentation du prix du CO2, elles deviennent progressivement les plus coûteuses des moyens de semi-base dans l’interclassement économique. Leur fonctionnement se concentrant durant des durées de plus en plus faibles, la couverture des coûts fixes devient de plus en plus difficile à assurer.

     

    Les facteurs influents :

    Plusieurs facteurs technico-économiques entrent en jeu dans le fonctionnement d’une centrale au charbon : le prix du charbon, le prix des certificats d’émission de CO2 et la parité de change entre l’euro et le dollar.

    • Le prix du certificat d’émission de CO2 en forte croissance :

    S’il est émetteur de CO2, chaque producteur doit compenser les émissions de sa production par l’achat d’un volume équivalent de certificats européens d’émission. Le charbon est un combustible fortement émetteur et par conséquent le prix des certificats d’émission de CO2 est un déterminant très important dans le fonctionnement d’une centrale. En juillet 2019, le certificat d’émission de CO2 atteint un prix record de 29,8€/tonne. Dans le cas où le producteur ne couvrirait pas sa production, chaque tonne de CO2 émis non couverte par l’équivalent en certificats lui coûte en plus d’une obligation de couverture, une pénalité supplémentaire d’au moins 100€/tonne. Cette augmentation continue en 2018 et en 2019 a drastiquement fait augmenter les coûts variables des centrales à charbon.

    Données Platts

    • Prix du gaz en forte baisse :

    Le facteur d’émission de CO2 pour les groupes de production charbon est en comparaison presque le double par rapport à celui du gaz, (0,986 t/MWh pour les groupes charbon, et entre 0,352 t/MWh et 0,583t/MWh pour les différentes technologies de production gaz, données ADEME). Malgré une baisse du cours du charbon en 2019, le prix du gaz recule encore plus fortement, conduisant à une plus forte compétitivité du gaz par rapport au charbon, pour un service rendu en terme de flexibilité de la production équivalent. La production d’électricité à partir du gaz naturel augmente donc quant à elle de plus de 22% par rapport à 2018.

    Données Platts

    • Parité €/$

    La parité €/$ constitue également un facteur économique pris en compte dans le fonctionnement d’une centrale au charbon. En effet, le charbon est acheté en dollar quand l’électricité est vendue en euros. Ce ratio décroit globalement du 2nd semestre 2018 à aujourd’hui, ce qui renforce une moins bonne compétitivité du charbon par rapport aux autres moyens de production.

    Coût marginal des centrales au charbon :

    Le prix sur le marché journalier se fixe théoriquement, pour une heure donnée, sur le coût variable de la technologie marginale (c’est-à-dire la technologie qui fournit le dernier MW).

    Le coût marginal moyen montre que lorsqu’il est inférieur ou proche du prix d’électricité journalier, cela correspond au fonctionnement des centrales au charbon. Le producteur est donc capable de faire une marge sur la vente de son électricité.

    Ci-dessous, le coût marginal moyen des centrales à charbon en France :


    Données Platts

    Le parc des centrales charbon en 2019 :

    Suite aux annonces du gouvernement sur la fermeture de cinq derniers groupes charbon d’ici 2022, RTE à travers son bilan prévisionnel a précisé les conditions nécessaires pour conserver un niveau de sécurité d’approvisionnement en France.

    Les centrales du Havre et de Cordemais sont actuellement exploitées par l’opérateur historique EDF.
    EDF a annoncé la fermeture de la centrale du Havre au 1er avril 2021. Concernant la centrale de Cordemais, elle pourra être utilisée à 10% de son fonctionnement actuel (soit entre 200 et 500 heures de fonctionnement par an) entre 2022 et 2024 voire, potentiellement, jusqu’en 2026 maximum mais pas au-delà. EDF a pour projet de la convertir progressivement vers une technologie biomasse et charbon.
    En juillet 2019, Uniper cède ses centrales de Saint-Avold et Gardanne qui appartiennent désormais à la société EPH.

     

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