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Le point sur les centrales à cycle combiné gaz

Centrale à cycle combiné Gaz

Centrale à cycle combiné Gaz

Dans le mix électrique mondial, les centrales à énergies fossiles devancent encore largement tous les autres modes de production. Le charbon, le fioul et le gaz constituaient à eux seuls 68% de la production mondiale en 2011, et il semble que cette part ne se réduise que lentement. Il y a cependant une bonne nouvelle : au fil des innovations, les centrales thermiques vont devenir de plus en plus propres.

Introduite dans les années 1970, la centrale à cycle combiné est une évolution de la centrale à gaz classique. Dans ses versions les plus modernes, elle se dote d’une turbine additionnelle d’une puissance égale à environ 50% de la turbine principale. Par rapport à une centrale à charbon, qui offre un rendement maximal de 35%, la centrale à cycle combiné gaz (CCCG) possède une rendement qui peut atteindre 57%, ce qui permet de diviser de moitié les émissions de dioxyde de carbone. Les émissions d’autres gaz polluants sont également très restreintes, voire inexistantes dans le cas des oxydes de soufre, et ces centrales ne produisent ni odeurs ni poussières.

Un atout dans la transition énergétique

Si ces centrales ne constituent pas une solution de long terme puisqu’elles sont tout de même polluantes, il sera difficile de se passer d’elles dans le cadre d’une politique de développement des énergies renouvelables telles que le solaire et l’éolien. Ces deux énergies vertes sont par nature intermittentes puisqu’elles dépendent des conditions météorologiques, et on ne dispose pas d’un moyen efficace pour le stockage de leur production à ce jour. Les dernières centrales à cycle combiné ont la capacité de compenser cette intermittence grâce à une production flexible dans le temps, ce qui permet de maintenir l’équilibre essentiel au fonctionnement du réseau de transport d’électricité. Pour répondre à la fluctuation des besoins sur le réseau, une CCCG moderne peut être mise en fonctionnement en moins d’une heure et mise à l’arrêt en l’espace de quelques minutes. Cet atout la distingue de la centrale à charbon et de la centrale nucléaire, qui nécessitent toutes les deux un temps d’allumage long.

Une rentabilité en progression

L’Agence internationale de l’énergie indiquait dans son Energy Outlook 2013 que l’utilisation du gaz devrait connaître une augmentation de 1,3% par an jusqu’en 2040, soit un total de +64%, ce qui en fera l’énergie fossile dont la consommation sera en plus forte croissance dans le monde. Cette hausse s’expliquera pour moitié par la croissance de la demande à des fins de production d’électricité. Ce « renouveau du gaz », dont la consommation mondiale avait tendance à stagner jusqu’aux années 2000, a deux raisons majeures. D’abord, la mise au point de turbines à forte puissance, dont le coût de construction peut être quatre fois plus bas que celui d’une centrale nucléaire à puissance égale. Ensuite et surtout, l’introduction en 2008 des techniques de fracturation hydraulique, en permettant l’extraction du gaz de schiste en quantités croissantes, a entraîné une chute des cours du gaz en plusieurs endroits du globe. Les Etats-Unis devenant soudain producteur de gaz, leurs importations ont fortement baissé, ce qui a entraîné une baisse des cours du gaz également en Europe.

C’est à cette période que la technologie à cycle combiné gaz a commencé à se développer en France, avec l’inauguration en 2005 par le fournisseur historique de gaz GDF Suez de la première centrale de ce type. Le fournisseur historique d’électricité, EDF, s’est depuis lancé dans un ambitieux plan de modernisation de son parc de centrales thermiques, qui consiste notamment en la rénovation de ses centrales à charbon en centrales à cycle combiné gaz. Le fournisseur alternatif Direct Energie a lancé son propre projet de centrale à Landivisiau en Bretagne, qui devrait voir le jour en 2017. Au total, les CCCG représentent aujourd’hui 5,2GW (gigowatt) de puissance installée sur les 130GW existants dans la totalité du parc français. Ce chiffre devrait progresser jusqu’à 6,6GW en 2018, au détriment des autres moyens de production d’énergie thermique. La part des CCCG devrait donc passer de 4% à 5% en quatre ans… ce qui représente une évolution en fin de compte très modérée. Qu’est-ce qui peut expliquer, malgré tous les atouts dont dispose la technologie à cycle combiné gaz, une croissance aussi faible dans le mix électrique français ?

La concurrence du combustible charbon

La réponse réside dans un effet inattendu de la mise en exploitation du gaz de schiste aux Etats-Unis. Les industries américaines consommant désormais davantage de gaz de schiste bon marché, le pays se trouve avec un excédent de charbon qu’il exporte prioritairement en Europe, conduisant à une forte baisse de ce combustible sur les marchés européens. Si bien que le prix d’un MWh produit à base de charbon est aujourd’hui deux fois plus bas que celui d’un MWh produit à base de gaz. Entre les centrales thermiques, dont le prix du combustible compte en moyenne pour 75% du prix de revente de l’électricité, cela peut conduire à de grosses différences de compétitivité au détriment des centrales à gaz. Le résultat est un paradoxe total : la part des CCCG dans le mix électrique français baisse chaque année depuis 2010, et certaines centrales sont même mises sous cocon. Le groupe GDF Suez a suspendu 10GW de capacités de production en Europe et pourrait en supprimer encore entre 5 et 7GW à l’avenir. La construction de ces centrales s’est fortement ralentie partout en Europe, mettant à mal les activités des équipementiers du secteur tels qu’Alstom.

Quel rôle sur le long terme ?

Deux nouvelles venant d’outre-Atlantique nous permettent d’envisager une sortie de crise pour les centrales à gaz européennes. En premier lieu, la production de gaz de schiste américaine à bas coût devrait se réduire fortement dans les années qui viennent, à mesure de l’épuisement progressif des réserves. Cela conduira mécaniquement à une baisse des importations de charbon, et à un retour de son cours à un niveau normal. Par ailleurs, l’accord de libre-échange transatlantique devrait conduire à la mise en place d’importations massives de gaz issu de la fracturation hydraulique vers les marchés européens, ce qui pourrait contribuer à faire baisser le prix du gaz naturel. Les CCCG ont le potentiel de redevenir compétitives à moyen terme.

Malgré cela, les centrales à combiné gaz ne pourront sans doute jamais prendre une place prépondérante en France. Par rapport à ses voisins européens (Allemagne, Royaume-Uni, Italie, Espagne) qui ont misé de longue date sur le gaz, la France a commencé à s’intéresser au cycle combiné gaz avec un retard d’environ 15 ans. Cela s’explique par le choix de l’Etat français de privilégier le nucléaire, une énergie décarbonée qui représente aujourd’hui encore 75% de notre mix électrique. Cette part étant peu susceptible de baisser sur le moyen terme, les CCCG seront donc vouées à rester en France une force de production d’appoint, en association avec les énergies renouvelables.

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