Les centrales à charbon peuvent-elles encore servir ?

La centrale au charbon de Cordemais (Loire Atlantique)

Le déclin du charbon est inéluctable. Il est visible en Europe et aux Etats-Unis, sinon dans le reste du monde. Sur l’année 2019, avant la pandémie donc, la production d’électricité à partir du charbon a chuté de 19% en Europe et de 15% aux Etats-Unis. La France a décidé la fermeture de ses 4 centrales au charbon. La dernière tranche charbon de Gardanne (Bouches-du-Rhône) est définitivement arrêtée depuis plusieurs mois. La centrale d’EDF au Havre, s’est éteinte ce 10 mars, son stock de charbon étant épuisé. La fin des deux dernières est proche. Celle de Saint-Avold, en Moselle, doit fermer au début de l’année prochaine et a déjà commencé à licencier son personnel. La dernière, celle de Cordemais en Loire Atlantique, devrait tenir jusqu’au démarrage de l’EPR de Flamanville en 2023, guère plus. Mais que faire des anciennes installations ? Pourraient-elles encore servir ?

Bien que de nombreux pays s’engagent sur un niveau d’émissions de CO2 nulles, voire de tous les gaz à effet serre, en 2050 (2060 pour la Chine), on continue de construire des centrales au charbon. Pourtant, l’éolien ou le solaire sont aujourd’hui compétitifs s’il s’agit de moyens neufs. Dans quelques pays seulement, le charbon reste l’énergie la plus économique, du moins si l’on ne tient pas compte des nuisances : la Corée, le Japon, le sud-est asiatique et la Turquie.

A l’inverse, dans d’autres, dont la Chine et l’Inde, il est moins cher de construire des capacités éoliennes ou solaires que d’alimenter en charbon les centrales existantes, sans parler d’en construire. Et pourtant, même en Chine et en Inde, on projette encore la construction de nouvelles unités !

On a inauguré énormément de centrales au charbon depuis vingt ans, notamment en Chine. Les risques sont considérables : soit ces parcs existants conduisent les pouvoirs publics à renoncer aux objectifs climatiques, soit ils deviennent de gigantesques « actifs échoués », abandonnés bien avant la fin de leur vie technique, parfois incapables de rembourser les dettes qui les ont financés. Voici un an déjà, alors qu’encore 500 gigawatts de nouvelles centrales au charbon étaient envisagés ou en construction le Carbon Tracker Initiative[1] mettait en garde contre une perte possible de 600 milliards de dollars.

Conversion à la biomasse

Les centrales à charbon peuvent-elles encore avoir une certaine utilité dans la transition énergétique, même modeste ? Certains imaginent de développer massivement la capture et le stockage du CO2. On leur souhaite sincèrement bonne chance car les difficultés sont grandes et la compétition avec les renouvelables difficile. D’autres veulent plus simplement alimenter ces centrales avec un autre combustible, notamment la biomasse. La plus grande centrale au charbon d’Europe, celle de Drax dans le Yorkshire (Angleterre), a été reconvertie à la biomasse entre 2010 et 2018. 80% du combustible est importé d’Amérique du Nord, et les scientifiques se divisent sur les bénéfices de ce type d’opération.

Le conseil scientifique des académies des sciences européennes explique qu’il faut des décennies pour que de nouveaux arbres capturent le carbone libéré lors de la combustion. Le programme « Bioénergie » de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) rétorque qu’on utilise d’abord des résidus de cultures forestières ayant d’autres fins : bois d’œuvre, pâte à papier, etc. Et que dans une forêt bien exploitée on ne coupe chaque année qu’une proportion des arbres telle que la croissance naturelle des autres absorbe l’équivalent en CO2. Dix fois plus petit que celui de Drax, le projet de reconversion à la biomasse de la centrale à charbon de Provence à Gardanne, n’a pourtant pas échappé aux critiques.

Reconversion à l’ammoniac ou l’hydrogène

Au Japon, Jera, le plus important producteur d’électricité du pays, se prépare à introduire dans ses chaudières, un mélange de charbon et d’ammoniac importé d’Australie ou du Proche-Orient. L’objectif est de réduire rapidement (mais modérément) les émissions de CO2. A plus long terme ces centrales, comme celles au gaz, pourraient brûler exclusivement de l’ammoniac ou de l’hydrogène, lesquels seraient naturellement « bas-carbone » : produits par électrolyse de l’eau avec de l’électricité éolienne et solaire, ou par vaporeformage du gaz, voire oxydation partielle du charbon australien avec capture et stockage du CO2. Cette fois encore, et peut-être surtout, eu égard à l’abondance des potentiels renouvelables en Australie, il reste à prouver que ce type de solution pourrait résister durablement à la compétition du soleil et du vent.

Plus surprenante, la prochaine reconversion à l’hydrogène pur d’une centrale à charbon au Nebraska, résultera de la mise en service d’une installation de pyrolyse du gaz naturel pour en extraire d’abord… du noir de fumée, forme solide du carbone, prisée des industriels du pneumatique, et dont l’hydrogène n’est qu’un intéressant sous-produit.

Stabilisation du réseau

Dans les systèmes électriques largement dominés par les renouvelables « variables » (l’éolien et le solaire photovoltaïque), les anciennes centrales à charbon pourraient encore se montrer utiles sans consommer le moindre combustible. Une fonction possible est celle de « condenseur synchrone » (ou « compensateurs synchrones »). Pour pallier le manque d’inertie rotative des machines reliées au réseau par le truchement de l’électronique, on fait tourner en continu les alternateurs des anciennes centrales. Ils ne produisent pas d’énergie mais stabilisent le réseau, garantissant fréquence et voltage. Sept ont été installées déjà au Danemark, d’autres en Australie, au Brésil, en Californie, en Allemagne, Nouvelle-Zélande et Norvège, et au Texas. Certains de ces systèmes sont construits de toutes pièces, mais beaucoup sont créés à partir d’anciennes centrales thermiques.

Stockage thermique d’électricité

Un autre concept est en train d’émerger, celui des « batteries Carnot ». L’idée consiste à absorber l’électricité du réseau quand elle est excédentaire, à la transformer en chaleur à haute température par simple effet Joule, à stocker celle-ci, puis à l’extraire pour alimenter les générateurs de vapeur et les turbines des centrales thermiques. Malta Inc., par exemple, propose d’utiliser un stockage à sels fondus, héritage du solaire thermodynamique. Siemens Gamesa utilise des roches volcaniques pulvérisées et Lumenion de l’acier pour stocker la chaleur aux alentours de 650°C. Une start-up californienne s’apprête à lancer un stockage à base de briques réfractaires susceptibles d’utiliser des températures nettement supérieures.

A priori, de telles solutions, visant de quelques dizaines d’heures à quelques jours de stockage à pleine puissance, pourraient être installés en lieu et place de la partie combustible des centrales thermiques décommissionnées. Les pertes étant minimes, le rendement « aller-retour » serait simplement proche de celui des turbines, entre 35 et 42%, inférieur toutefois à celui des batteries ou même des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Mais comparable à celui du stockage d’électricité via l’hydrogène.

Un mix de technologies

En définitive, le stockage d’électricité dans des systèmes électriques à très forte pénétration d’éolien et de solaire fera sans doute appel à un mix de technologies correspondant chacune à un besoin particulier, défini par le volume de stockage et le nombre de sollicitations annuelles. Les batteries pour la courte durée, l’hydrogène ou l’ammoniac pour la très longue durée de conservation, les STEP et les « batteries Carnot » se partageant le créneau des durées intermédiaires, en fonction des possibilités géomorphologiques des STEP et des coûts respectifs des deux familles de technologie.

Des avantages certains

Au bout du compte, la réutilisation des centrales à charbon privées de leur combustible offre certains avantages : préservation d’un minimum d’emploi sur le site, facilité d’acceptation par la population, rapidité de mise en œuvre. Elle peut aussi réduire l’inquiétude des décideurs sur la stabilité des réseaux futurs. Inquiétude qui explique peut-être aujourd’hui la poursuite des projets de construction de centrales économiquement obsolètes ou proches de l’être.

[1] Le Carbon Tracker est un think tank (groupe d’experts) basé à Londres qui étudie les effets du réchauffement climatique sur les marchés financiers.

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