Fiche thématique n°7 : La production d'électricité à partir d'énergies fossiles, de bioénergies et de géothermie

Au 31 décembre 2021, la puissance du parc thermique fossile installée est de 17,98 MW, dont 1,8 GW MW de charbon, 3,4 GW de fioul et 12,8 GW de gaz. Le parc est composé de près de 1 200 installations de taille très variable (de quelques centaines de kW pour les plus petites à plusieurs centaines de MW pour les plus grosses). En 2021, ces installations ont produit 38,6 TWh soit 7,4% de la production d’électricité nationale.

La répartition entre les combustibles et technologies est la suivante :

Répartition par combustible et technologie des installations du parc thermique (Source Bilan électrique 2021 RTE)

Ces centrales sont principalement utilisées dans le cadre d’un fonctionnement en semi-base ou en pointe afin de permettre un ajustement de la production par rapport à la demande. Leur niveau d’utilisation dépend des conditions de prix de marchés de l’électricité et de leurs coûts de fonctionnement. Ces derniers sont principalement dictés par les coûts d’approvisionnement en combustible et par les prix du marché européen du CO2.

La centrale cycle-combiné gaz de Landivisiau, lauréate en 2012 de l’appel d’offre lancé à l’occasion du pacte électrique breton pour assurer la sécurité d’approvisionnement électrique de l’ouest de la France, a débuté sa production au début de l’année 2022.

Les centrales thermiques à combustible fossile sont émettrices de gaz à effet de serre. Leur niveau d’émission dépend du combustible utilisé (gaz, fioul ou charbon). Pour cette raison, la France a décidé de sortir du charbon pour la production d’électricité. En effet, les centrales charbon sont les plus émettrices : la base carbone de l’ADEME révèle un facteur d’émissions de 1 050 kgCO2/MWh, soit près de trois fois supérieur à celui des installations fonctionnant au gaz.

Dans cette optique, la loi relative à l’énergie et au climat de novembre 2019 prévoit la fixation par un décret d’un plafond d'émissions applicable, à compter du 1^er janvier 2022, aux installations de production d'électricité à partir de combustibles fossiles situées sur le territoire métropolitain continental et émettant plus de 0,55 tonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawattheure. Ce plafond a été fixé par décret à 0,7 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée.

Afin de sécuriser le passage de l’hiver 2021 – 2022, le décret n°2022-123 du 5 février 2022 a modifié une première fois ces dispositions afin de prévoir un plafond de 1 kilotonne d'équivalent dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er janvier 2022 et le 28 février 2022, puis 0,6 kilotonne sur le reste de l’année. Pour pallier la situation exceptionnelle actuelle due à la guerre en Ukraine et à l’indisponibilité historique du parc de production nucléaire, ce décret a été relevé une nouvelle fois en 2022, jusqu’au 31 mars 2023, pour garantir la sécurité d’approvisionnement, mais le surcroit d’émissions fera l’objet d’une compensation carbone intégrale, au travers du versement d’un montant de 40€/tCO2 émise dans un fonds qui financera des projets de réduction ou de séquestration de gaz à effet de serre sur le territoire français.

Ces dispositions ont eu pour conséquence la fermeture de deux (centrale thermique de Provence et centrale thermique du Havre) des quatre centrales à charbon encore en fonctionnement en 2018. Les deux centrales restantes (centrale de Cordemais et centrale Émile-Huchet) devraient être fermées dans les prochaines années, en fonction des conditions de sécurité d’approvisionnement. Un accompagnement des salariés des centrales et places portuaires concernées par la fermeture de ces centrales a également été mis en place et s’est notamment matérialisé par une période de 24 mois au maximum durant laquelle les salariés ont vu leur revenu garanti, afin de leur permettre de réaliser leur transition professionnelle.

Par ailleurs, conformément aux dispositions de l’article 8 du décret du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), aucune nouvelle centrale thermique à combustible fossile de plus de 20 MW (10 MW pour les centrales utilisant à titre principal d’autres combustibles fossiles que le gaz naturel et le charbon) ne peut être autorisée.

Enfin, conformément aux dispositions de la PPE 2020 qui prévoyait l’arrêt des dispositifs de soutien à la cogénération gaz, l’arrêté de soutien à cette filière a été abrogé en août 2020. Les installations ayant déjà signé un contrat avant cette date pourront poursuivre leur activité jusqu’au terme de leur contrat.

Au 31 décembre 2021, la puissance installée de production d’électricité à partir de bioénergies est de 2,2 GW. Elle a produit 10 TWh, soit 1,8% de la production d’électricité nationale.

La production d’électricité à partir de bioénergies, est réalisée par trois filières différentes :

•  La filière part biodégradable des déchets ménagers est constituée des usines d’incinération de déchets ménagers (UIOM).  L’électricité produite à partir d’UIOM est comptabilisée pour moitié comme renouvelable.
•  La filière bois énergie est constituée des installations de combustion ou d’incinération de biomasse forestière, de déchets de bois et de résidus de l’industrie papetière.
•  La filière biogaz regroupe l’énergie produite par valorisation du biogaz (méthaniseurs, installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND), stations d’épuration).

Répartition par filière des capacités de production d’électricité à partir de bioénergies (Source Bilan électrique 2021 RTE)

La production d’électricité de la filière bioénergie est pilotable et à ce titre peut contribuer à la sécurité d'approvisionnement du réseau électrique.

La croissance du parc de production d’électricité a été limitée ces dernières années car la PPE priorise l’usage des ressources en bioénergies, dans un souci d’optimisation optimale des ressources, à d’autres secteurs (chaleur, injection sur le réseau de gaz) que la production d’électricité :

• Compte-tenu du coût de la production d’électricité à partir de biomasse, afin d’optimiser le coût global d’atteinte des objectifs EnR et de favoriser la plus grande efficacité énergétique, le soutien à cette filière est réservé, depuis la PPE d’avril 2020, à la production de chaleur. Aucun nouvel appel d’offres de cogénération biomasse n’a été lancé depuis.
• La production d’électricité à partir de biogaz a été réservée aux sites de méthanisation éloignés du réseau de gaz où dont le raccordement serait trop onéreux et pour lesquels il n’existe pas de potentiel pour une valorisation directe comme bioGNV ou combustible.

La géothermie profonde consiste à exploiter une ressource en sous-sol présentant une température suffisamment élevée pour produire de l’électricité, en complément de la chaleur. À l’heure actuelle, le territoire métropolitain compte une seule centrale de production d’électricité d’origine géothermique en service, en Alsace, d’une puissance de 1,7 MW.

Cette filière présente en métropole des coûts de production nettement supérieurs à ceux des autres filières renouvelables, compris entre 173 €/MWh à 336 €/MWh. Les perspectives de réduction des coûts n’apparaissent pas suffisantes pour maintenir un soutien financier à cette filière via complément de rémunération. Le soutien à la géothermie a ainsi été orienté vers la chaleur. En conséquence, l’arrêté tarifaire de soutien à cette filière a été abrogé en aout 2021.

Par ailleurs, se posera dans les prochaines années l’opportunité de soutenir, à travers des dispositifs dédiés, des projets innovants de cette géothermie électrique, notamment lorsqu’elle sera couplée à de la production de lithium, métal critique pour la transition énergétique, notamment pour la fabrication des batteries électriques.

A l’horizon 2050, les moyens de production thermiques pourraient être toujours nécessaires au fonctionnement du système électrique. L’étude « Futurs énergétiques 2050 » de RTE montre ainsi que ces capacités seront nécessaires dans 5 des 6 scénarios étudiés, à un niveau compris entre 5 et 29 GW.

Afin d’atteindre la neutralité carbone à cette échéance, les capacités de production thermique d’électricité devront être nécessairement décarbonées. A cet effet, plusieurs solutions technologiques pourraient être envisagées :

• Le recours à des gaz décarbonés (biogaz ou hydrogène) ;
• L’utilisation de système de capture et de stockage du carbone.

La mise en œuvre de ces différentes technologies devra notamment être jugée à l’aune de leur faisabilité technico-économique, de la disponibilité des ressources qu’elles nécessitent ainsi que de leur acceptabilité sociétale.  Quel que soient les options retenues, le parc de production actuel devra être rénové ou renouvelé afin d’être disponible en 2050.