Les moyens de production thermique présentent plusieurs atouts : une grande réactivité et flexibilité (démarrage rapide et modulation de la puissance), un coût d’investissement relativement faible et des délais de construction courts.
Ils constituent ainsi une des composantes importantes du mix énergétique pour assurer, en temps réel, l’équilibre production/consommation en répondant aux fluctuations de la consommation d’électricité et de la production des énergies renouvelables (solaire et éolien en particulier). Ils répondent aux besoins en électricité de semi-base et de pointe et fournissent des services de régulation du système pour contribuer à assurer un niveau de tension et de fréquence adéquat sur le réseau. Ce rôle va aller grandissant avec l’insertion massive de moyens de production intermittents dans les systèmes électriques français et européen.
Au 31 décembre 2020, le parc thermique en exploitation d’EDF est composé de capacités de production diversifiées, tant au plan du combustible que de la puissance :
Production(en TWH) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
Combustible | Puissance unitaire | Nombre de tranches en exploitation au 31/12/2020 | Capacité totale(en MW) | Année de mise en service | Au 31/12/2020 | Au 31/12/2019 |
| Charbon | Charbon
580 | Charbon
3 | Charbon
1 740 | Charbon
en 1983 et 1984 | Charbon Production(en TWH) 1,04 | 0,8 |
| Turbines à combustion fioul, gaz et bi-combustibles (gaz et fioul) | Turbines à combustion fioul, gaz et bi-combustibles (gaz et fioul)
85 | Turbines à combustion fioul, gaz et bi-combustibles (gaz et fioul)
4 | Turbines à combustion fioul, gaz et bi-combustibles (gaz et fioul)
340 | Turbines à combustion fioul, gaz et bi-combustibles (gaz et fioul)
en 1980 et 1981 | Turbines à combustion fioul, gaz et bi-combustibles (gaz et fioul) Production(en TWH)
| |
203 |
1 |
203 |
en 1992 |
| Production(en TWH)
| |
134 |
1 |
134 |
en 1996 |
| Production(en TWH)
| |
125 – 129 |
2 |
254 |
en 1998 et 2007 |
| Production(en TWH)
| |
185 |
2 |
370 |
en 2010 |
| Production(en TWH)
| |
179 – 182 |
3 |
542 |
en 2008 et 2009 |
0,46 | Production(en TWH) 0,2 | |
| Cycles Combinés Gaz | Cycles Combinés Gaz
427 | Cycles Combinés Gaz
1 | Cycles Combinés Gaz
427 | Cycles Combinés Gaz
en 2011 | Cycles Combinés Gaz Production(en TWH)
| |
465 |
2 |
930 |
en 2012 et 2013 |
| Production(en TWH)
| |
585 |
1 |
585 |
en 2016 |
7,35 | Production(en TWH) 8,8 | |
La production d’électricité générée par EDF à partir de son parc de centrales thermiques en France continentale a représenté en 2020 environ 2,29 % de sa production totale d’électricité. Ce parc dispose, à cette même date, d’une puissance installée en fonctionnement de 5 525 MW.
La production thermique a représenté 8,85 TWh en 2020 avec un fonctionnement moindre qu’en 2019.
En 2020, les tranches charbon ont fourni 1,04 TWh, les CCG 7,35 TWh et les turbines à combustion (TAC) 0,46 TWh.
La maîtrise des indisponibilités non programmées est l’objectif essentiel pour des moyens de production fonctionnant en semi-base et pointe tels que les actifs thermiques. L’enjeu pour ces moyens de production, sollicités de façon variable tout au long de l’année, est d’assurer une fiabilité et une disponibilité maximales. La fiabilité du parc thermique a été confirmée en 2020, à l’instar des années précédentes, et se situe au niveau des standards européens pour les CCG et les TAC.
La capacité d’adaptation du parc à un fonctionnement soutenu a été démontrée. Les TAC ont affiché un très bon taux de réponse lorsqu’elles ont été appelées à fonctionner par la DOAAT et RTE. En situation d’équilibre offre-demande tendu, les TAC ont pleinement joué leur rôle vis-à-vis de la sécurité du système.
Après avoir mis à l’arrêt, entre 2013 et 2015, dix unités de production, EDF a conservé les trois unités de production de technologie plus récente, situées au Havre (1 unité) et à Cordemais (2 unités). Un programme de rénovation de ces tranches a été réalisé, entre 2014 et 2016, pour améliorer leur fiabilité et leur rendement. Ces tranches sont équipées de systèmes de désulfuration et de dénitrification des fumées (réduction de 90 % des émissions de dioxyde de soufre et de 80 % des émissions d’oxydes d’azote), ainsi que de dépoussiéreurs qui captent la quasi-totalité des poussières. Ces traitements permettent à ces tranches de répondre aux exigences de la réglementation environnementale en vigueur depuis 2016.
Le décret n° 2019-1467 du 26 décembre 2019 instaurant un plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles vise l’arrêt de la production d’électricité à partir du charbon d’ici 2022. Ce mécanisme législatif, qui fait reposer sur l’exploitant la responsabilité de décider de poursuivre ou non le fonctionnement de son installation après 2022, ne prévoit pas d’indemnisation.
Dans ce cadre, EDF a décidé l’arrêt définitif de la centrale du Havre au 1er avril 2021.
Le dernier bilan prévisionnel de RTE montre toutefois la nécessité de maintenir la centrale de Cordemais « jusqu’à la mise en service pérenne de l’EPR de Flamanville ». La centrale de Cordemais s’arrêtera au plus tard en 2026.
Par ailleurs, en 2015, EDF a initié le projet Ecocombust, visant à mettre au point un combustible écologique (biomasse) par revalorisation de bois-déchet.
Le 24 janvier 2019, EDF et le ministère de la Transition écologique et solidaire ont validé un programme de travail préalable à une décision sur le projet Ecocombust.
Ce programme de travail doit permettre de prendre une décision en 2021 sur le lancement de la phase d’industrialisation. La fabrication du combustible pourrait débuter à partir de 2023. Ce combustible serait utilisé pour les installations industrielles de chauffage et/ou de production de vapeur. Il pourrait également être employé en co-combustion avec une proportion minoritaire de charbon dans les chaudières de la centrale de Cordemais afin d’accompagner l’arrêt du charbon pour la production d’électricité.
EDF a arrêté définitivement l’exploitation de la centrale thermique d’Aramon le
1er avril 2016, de celle de Porcheville et de la tranche 2 de Cordemais au printemps 2017, ces unités n’étant quasiment plus sollicitées depuis plusieurs années.
EDF a également arrêté définitivement la dernière tranche fioul (Cordemais 3) au printemps 2018.
EDF a mis en service en 2011 un premier Cycle Combiné au Gaz naturel (CCG) en France sur le site de Blénod, puis deux cycles combinés à Martigues en 2012 et 2013, et enfin un cycle combiné de nouvelle génération à Bouchain en 2016 en partenariat avec General Electric. Cette modernisation du parc thermique permet d’en réduire les émissions atmosphériques de CO2, d’oxydes d’azote et d’oxydes de soufre.
Les CCG de Martigues résultent de la transformation (repowering) des anciennes tranches fioul, dont une partie des installations (turbine à vapeur, condenseur ou installations de traitement d’eau) a été réutilisée. Le repowering d’une tranche de cette puissance est une première en Europe. La puissance installée du site de Martigues est de 930 MW et le rendement est de plus de 50 %, nettement supérieur à celui des tranches thermiques charbon par exemple.
