Depuis une vingtaine d’années, le Groupe a mis en œuvre et accompagné la fermeture d’un grand nombre de tranches charbon en Europe. Dès 2017, le groupe EDF s’est engagé dans la coalition Powering Past Coal Alliance (1) qui promeut dans le cadre de l’Accord de Paris la sortie du charbon, dès 2030, dans les pays européens, et avant 2050 pour le reste du monde. Le groupe EDF soutient le Global Coal to Clean Power Transition Statement (2) récemment signé à la COP26.
| Engagement |
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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 des dernières tranches charbon exploitées par le groupe EDF | |
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| Cottam (4 unités, 2 000 MWe, Royaume-Uni) | Septembre 2019 |
| Le Havre (1 unité, 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) | Mars 2023 |
| Cordemais (2 unités de 580 MWe, France) | Non encore définie |
| Résultats de la politique de sortie du charbon | |
| Nombre de tranches charbon mises à l’arrêt depuis 1995 | 33 |
| Capacités de production d’électricité à partir de charbon retirées depuis 1995 (en GWe) | 10,8 |
| Réduction estimée des émissions annuelles (en MtCO2e)* | 40 |
| Capacités de production d’électricité et de chaleur à partir de charbon en 2022 (en GWe) | 2,8 GW |
| Part de la production d’électricité et de chaleur à partir de charbon/production totale en 2022 (en %) | 0,5 % |
*Estimation conservative faite en considérant un facteur de charge moyen de 45 % pour les centrales charbon.
Compléments
Cette politique de sortie du charbon a permis une réduction des émissions annuelles de gaz à effet de serre du secteur électrique européen estimée à plus de 40 MtCO2e.
La production d’électricité et de chaleur à partir de charbon ne représente que 0,5 % de la production totale du groupe EDF en 2022. Ces actifs de production ne sont utilisés qu’en périodes dites « de pointe » et de situations de crise sur le marché de l’énergie (3), comme c’est le cas pour l’hiver 2021-2022 et l’hiver 2022- 2023 à venir.
En France, conformément à l’article R. 311-7-2 du Code de l’énergie, les installations de production d’électricité à partir de charbon sont soumises à un plafond d’émissions. Afin de faire face aux difficultés conjoncturelles d’approvisionnement, l’article 36 de la loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d’urgence pour la protection du pouvoir d’achat et son décret d’application n° 2022-1233 du 14 septembre 2022 ont modifié temporairement le plafond d’émissions de ces actifs de production. Dans le cadre de ce dispositif, la mobilisation renforcée des moyens de production thermique au charbon entraîne, pour les exploitants concernés, une obligation de compensation des émissions excédentaires liées au rehaussement du plafond. Cette obligation de compensation se traduit par le versement d’un montant libératoire de 40 €/teqCO2 émise à un fonds de compensation carbone. Ce fonds a pour objet de financer des projets de réduction ou de séquestration de gaz à effet de serre sur le territoire français. Voir aussi la section 3.1.1.6.1 « Politique, le fonds de compensation ».
À partir d’avril 2023, le groupe EDF n’exploitera plus que deux unités charbon en Europe, localisées sur la centrale de Cordemais (Loire-Atlantique). L’arrêt définitif de la centrale de Cordemais, initialement envisagé en 2022, a été reporté compte
tenu des besoins exprimés par RTE (4). Un projet de conversion partielle à la biomasse a par ailleurs été engagé. Voir la section 1.4.1.2.2 « Les enjeux de la production thermique ».
En parallèle de la fermeture des chaudières charbon, le groupe EDF a fermé l’ensemble de ses chaudières fioul de forte puissance entre 2000 et 2018, représentant une capacité installée de 6,8 GWe. Ces chaudières fioul, d’une capacité unitaire comprise entre 250 et 700 MWe, étaient maintenues en fonctionnement uniquement pour les pointes de production électrique.
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 « Activités ou territoires en décroissance ».
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 contribuent à la sûreté du système électrique, à la production d’électricité de certains territoires, permettent de faire face à la forte saisonnalité de la consommation électrique 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.
(1) poweringpastcoal.org/members
(2) ukcop26.org/global-coal-to-clean-power-transition-statement/
(3) Le conseil constitutionnel exige que la hausse du plafond d’émissions des installations de production d’électricité à partir d’énergie fossile réponde à une menace grave pour la sécurité d’approvisionnement en électricité (Décision n° 2022-843 DC du 12 août 2022).
(4) Selon le bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France publié par RTE en 2021, le maintien de la centrale de Cordemais à l’horizon 2024-2026 offre une sécurité appréciable dansun scénario de faible disponibilité du nucléaire ou de non-inflexion des trajectoires sur les renouvelables, ainsi que dans l’éventualité d’une mise en service différée de l’EPR de Flamanville.
