| Engagement |
| En 2019, le Groupe s’est engagé à sortir de la production d’électricité à base de charbon d’ici 2030, toutes zones géographiques confondues |
| Calendrier des fermetures de tranches | |
|---|---|
| Cottam (4 unités, 2 000 MWe, Royaume‑Uni) | Septembre 2019 |
| Le Havre (580 MWe, France) | Avril 2021 |
| West Burton A (unités 3 et 4, 1 000 MWe, Royaume‑Uni) | Septembre 2021 |
| West Burton A (unités 1 et 2, 1 000 MWe, Royaume‑Uni) | Septembre 2022 |
| Résultats de la politique de sortie du charbon | |
| Nombre de tranches charbon mises à l’arrêt depuis 1995 | 33 |
| Nombre de tranches fioul lourd mises à l’arrêt depuis 1995 | 15 |
| Capacités de production d’électricité à partir de charbon retirées depuis 1995 (en GWe) | 10,8 |
| Capacités de production d’électricité à partir de charbon fioul lourd retirées depuis 1995 (en GWe) | 6,8 |
| Réduction estimée des émissions annuelles (MtCO2e)* | 40 |
| Capacités de production d’électricité et de chaleur à partir de charbon en 2021 (en GWe) | 2,9 |
| Capacités de production d’électricité et de chaleur à partir de charbon en 2022 (en GWe) | 1,9 |
| Part de la production d’électricité et de chaleur à partir de charbon/production totale en 2021 (en %) | 0,8 |
* Estimation conservative faite en considérant un facteur de charge moyen de 40 % pour les centrales charbon et de 10 % pour les centrales fioul lourd.
| Précisions | 40 Mt de réduction d’émissions de CO2e | Cette politique de sortie du charbon (et du fioul lourd) a permis une réduction des émissions annuelles de gaz à effet deserre du secteur électrique européen estimée à plus de 40 MtCO2e. |
|---|---|---|
| Un fonctionnement très limité | La production d’électricité et de chaleur à partir de charbon ne représente que 0,8 % de la production totale du groupe EDF en 2021. Ces actifs de production ne sont utilisés qu’en périodes dites « de pointe ». Leur fonctionnement et les émissions associées sont ainsi très limités. | |
| Fermetures à venir de tranches charbon exploitées par EDF | À compter de septembre 2022, le groupe EDF n’exploitera plus que deux unités charbon en Europe, localisées sur lacentrale de Cordemais (Loire‑Atlantique). Dans le cadre de la loi Énergie Climat de 2019, le fonctionnement de ces deux unités sera limité à partir du 1er janvier 2022 par un plafond d’émission annuel, avec un arrêt de fonctionnement au plus tard fin 2026, en fonction des besoins du gestionnaire du réseau électrique RTE. Voir la section 1.4.1.2.2 « Les enjeux de la production thermique ». | |
| Un accompagnement des fermetures | Les fermetures sont toutes accompagnées de mesures de reclassement des salariés au sein du Groupe et d’actions pour développer de nouvelles activités économiques locales. Voir la section 3.4.3.3.1 « Une solidarité renforcée dans le cas de fermetures de centrales ». |
La Corse et les Outre-Mer, en tant que Zones Non Interconnectées (ZNI) au système électrique continental, font l’objet de Programmations Pluriannuelles de l’Énergie (PPE) spécifiques, qui leur fixent des objectifs ambitieux de décarbonation et d’indépendance énergétique (autonomie énergétique des territoires d’Outre-mer à l’horizon 2030 et de la Corse d’ici 2050).
Les installations thermiques, principalement des moteurs au fioul lourd ou au gasoil et des turbines à combustion (TAC), jouent historiquement un rôle important dans ces zones. Elles permettent de faire face à la forte saisonnalité de la consommation électrique, assurent la sécurité d’approvisionnement et pallient l’intermittence des énergies renouvelables dans des systèmes électriques qui ne peuvent avoir recours aux importations en cas de pic de demande ou de défaut de production.
Pour décarboner la production électrique dans les ZNI, le groupe EDF met en place les actions suivantes :
| Substitution du fioul | Substitution progressive du fioul par de la biomasse liquide entre 2023 et 2028 dans les centrales thermiques moteur existantes de EDFSEI et de EDF PEI, en cohérence avec la PPE des différents territoires. |
|---|---|
| Arrêt des TAC et moteurs les plus anciens | Arrêt des moteurs et TAC fioul les plus anciens, au fur et à mesure de l’arrivée des nouveaux moyens de production moins émetteurs. Ainsi en remplacement de la centrale au fioul de Dégrad‑des‑Cannes qui doit être arrêtée à horizon 2023, un projet de centrale fonctionnant à la biomasse liquide est développé par EDF PEI au Larivot en Guyane (1) . Le fonctionnement à la biomasse liquide de la nouvelle centrale a été inscrit dans la PPE de Guyane en août 2021. |
| Systèmes de management de l’énergie | Mise en place volontaire d’un système de management de l’énergie (certification ISO 50001) sur sept des huit sites de production thermique les plus importants de SEI et d’actions d’optimisation du rendement des installations et d’efficacité énergétique de EDF PEI. |
| Projets 100 % EnR | Le développement de projets 100 % EnR pour les microréseaux isolés (ex : dans les Communes de l’intérieur en Guyane). |
On trouvera dans la section 1.4.4.3 « Systèmes Énergétiques Insulaires » une description plus complète des actions mises en œuvre par EDF dans les îles, comme les actions de maîtrise de l’énergie (ex : chauffe-eau solaires), les projets d’augmentation du productible des centrales hydrauliques en exploitation, le développement de solutions technologiques pour améliorer l’intégration des EnR intermittentes sur le réseau (ex : batteries, compensateurs synchrones, Energy Management System…).
(1) Par ordonnance n° 2100957 du 27 juillet 2021, le juge des référés du tribunal administratif de la Guyane a suspendu l’exécution de l’arrêté du 22 octobre 2020 portant autorisation environnementale en vue de l’exploitation de la centrale d’EDF-PEI. La procédure est en cours.
