lundi 13 août 2012

DU CHARBON AU SOLAIRE


Saint Nicolas, brillez pour nous !


 En ciblant les énergies renouvelables, un opérateur privé a transformé
en parc solaire les friches d'un puits de mine des HBL sur le territoire de la commune frontalière de Sankt-Nikolaus, en Sarre.
Une telle volonté est apparue dans le bassin houiller lorrain,
sans traduction sur le terrain à ce jour


Le puits "Merlebach-Nord" en territoire allemand, au milieu d'un parc solaire de 2,7 MW


Tandis qu’on en est encore au stade des études et des discussions dans le bassin houiller lorrain, la Sarre a franchi le pas : les abords d'un puits de mine qui battait pavillon français en territoire sarrois jusqu'à l’arrêt de l’exploitation du charbon à Merlebach, en 2003, et vacant depuis cette date, ont été requalifiés en parc solaire. Son raccordement au réseau allemand est effectif depuis deux ans. D'autres effets d'annonce témoignent de la volonté de l'Allemagne d'accroître sa production solaire, notamment sur les friches de ses houillères.

La part des énergies renouvelables dans la consommation allemande a atteint 25%, au cours du premier semestre 2012, selon la fédération des entreprises du secteur de l’industrie énergétique (BDEW). Dans le mix énergétique allemand, le photovoltaïque représente 5,3% et connaît une forte progression, de 47% par rapport à l’année précédente, grâce aux mesures de l’État garantissant un prix avantageux d’achat de l’électricité aux producteurs. Si la part du nucléaire est tombée à 18,2 % en 2011, celle des combustibles fossiles reste la plus élevée, à 62,8% selon  l'ENTSOE (European Network of Transmission System Operators for Electricity). L'abandon de l'uranium passe par le charbon.

La Sarre a fermé sa dernière mine de houille le 30 juin 2012 et avant même de tourner cette page, l'exploitant de référence RAG a fait part de son intention d'investir, à travers une filiale dédiée, de 300 à 320 millions d'euros dans l'implantation de centrales photovoltaïques réparties sur 310 hectares. Leur puissance cumulée, à terme, pourrait atteindre 180 mégawatts.

Pour l'immédiat, l’établissement public sarrois en charge des espaces naturels a affermé les friches jouxtant l’ancien puits Merlebach-Nord exploité par la France à Sankt-Nikolaus / Sarre, à un opérateur privé du Bade-Wurtemberg qui a mis en œuvre quelque 25 000 modules solaires photovoltaïques reliés entre eux. Ils représentent une puissance installée de  2,7 mégawatts. Le contrat assure aux collectivités locales des retombées financières pour plus de 20 ans.

Le site transformé en centrale solaire constitue l'environnement d’un ancien puits de service et d’aérage des houillères de Lorraine… débouchant en Allemagne, qui avait été foncé à partir de décembre 1948 pour atteindre une profondeur d’environ 1.070 mètres. Sa situation géographique résulte de l'accord franco-allemand sur les conditions d’exploitation de la poche du Warndt à partir de la France : l’ amodiation du Warndt de 1924, reconduite après le plébiscite de 1935 et le retour de la Sarre à l'Allemagne. Cette disposition a permis aux sièges de Merlebach, Cuvelette et Sainte-Fontaine, de prolonger leurs galeries sous le territoire sarrois.

Désaffecté depuis l’arrêt de Merlebach et conservé au titre du patrimoine classé, le chevalement de Sankt-Nikolaus marque de sa silhouette le nouveau paysage du parc photovoltaïque. Si le puits a été sécurisé selon les règles, les dispositions prises n'ont pas soustrait les bâtiments aux dégradations. Celles imputables aux voleurs de métaux sont stoppées depuis que les pillards ont été mis sous tension par l’entrée en service des nouvelles installations.

Ce n’est pas, loin s’en faut,  le plus grand des parcs photovoltaïques allemands, le tenant du titre étant celui de Finsterwalde, dans le Brandebourg, avec 80,7 mégawatts, en service depuis octobre 2010 sur une friche d’une exploitation à ciel ouvert de lignite.  Celui de Lieberose, inauguré en août 2009 sur un ancien terrain militaire de l'ex-Allemagne de l'Est, au sud de Berlin, a une surface équivalant à 210 terrains de football. Sa puissance installée de 52,8 mégawatts représente la consommation annuelle de quelque 15 000 foyers.

Si les Sarrois paraissent satisfaits de la reconversion de l’ancien secteur minier de Sankt-Nikolaus, ils ne manquent pas de souligner que la Lorraine réalise la plus grande centrale solaire d’Europe sur les 415 hectares de la base aérienne désaffectée de l’OTAN de Toul-Rosière. EDF-Energies Nouvelles loue le terrain à l'État, propriétaire, dans le cadre d'un bail immobilier de 22 ans, pour un loyer annuel estimé à environ 1 million d'euros.

L'installation d'une puissance de 143 mégawatts en Meurthe-et-Moselle, soit l’équivalent de la consommation d’une ville de 62 000 habitants, doit se dérouler en deux temps : en 2012, puis en 2013. L’énergie produite sera revendue à EDF. « Les retombées pour les collectivités locales doivent être d'environ 1,3 million d'euros par an » a déclaré le porte-parole d’EDF-EN.

La localisation en Lorraine de ce projet de 434 millions d’euros a de quoi surprendre. Pourquoi construire une telle centrale dans cette région et non dans le sud de la France, plus ensoleillé ? 

Pour deux raisons, a expliqué le chargé de mission auprès du président d'EDF-Energies Nouvelles. Tout d’abord, « il est rare de trouver des friches d'une telle surface et nous avons immédiatement saisi l'opportunité ». Ensuite, le manque d’ensoleillement est compensé par les nouveaux tarifs définis par le gouvernement. « Le manque d'ensoleillement en Meurthe-et-Moselle ne devrait pas poser de souci important, puisque le département bénéficie d'un bonus de 18% par rapport au département de base ». Le parc lorrain sera financièrement rentable grâce au taux majoré appliqué au tarif de rachat de l'électricité dans les départements peu ensoleillés par rapport à ceux où le soleil est plus généreux.

C’est, au contraire, le nouveau tarif de rachat de l’électricité solaire fixé à la baisse en 2010, par le gouvernement Fillon, qui aurait fait capoter le dossier phare du photovoltaïque dans le bassin houiller lorrain. L’équation financière et le mode opératoire ont fait échec l’ébauche de ferme solaire de Freyming-Merlebach, qu’une régie intercommunale aurait été appelée à gérer. Mis en veilleuse mais pas abandonné, le projet pourrait réapparaître sur d’autres bases. Ainsi, l’ancienne carrière des HBL, sans préjudice pour la beauté du site, verra-t-elle peut-être un jour fleurir les panneaux bleu ciel.

Aurait-il  fallu, comme à Toul, l’énergie à revendre d’une Nadine Morano pour brancher les investisseurs sur les terrils que l’industrie minière a laissés derrière elle en Moselle ?

D’autres friches des HBL, notamment le terril Wendel qui domine le musée de la mine de  Petite-Rosselle, seraient candidates pour entrer dans la boucle du photovoltaïque. Une production qui peut s’appuyer sur un consensus, mais resterait infinitésimale à côté des  5 200 mégawatts de puissance installée de la centrale nucléaire de Cattenom. Celle-ci permet d’économiser 12 millions de tonnes de charbon par an, soit l’équivalent de ce fut la production annuelle des HBL au début de la décennie 1970. La comparaison rend compte de la stratégie française du passage de la houille au nucléaire pour satisfaire ses besoins en électricité.

Du charbon au solaire, les miroirs renvoient pour l’instant, l’exemple de Sankt-Nikolaus, un îlot du réseau européen interconnecté, sous l’œil ironique du saint patron de la Lorraine. Saint Nicolas, brillez pour nous !


Sylvain Post  journaliste honoraire & auteur



Données RTE, filiale d’EDF, extraites du rapport sur "le bilan électrique français 2010".


Contractuellement la France exporte moins d’électricité vers l’Allemagne qu’elle n’en importe

Les chiffres de RTE, filiale d’EDF, portant sur les échanges contractuels entre la France et l’Allemagne bousculent les idées reçues. Selon ces données, la France exporte moins d’électricité vers l’Allemagne qu’elle n’en importe. Ce qui donne des arguments aux partisans de la sortie progressive du nucléaire en France, d’autant plus que le ministère allemand de l'Environnement – qui a choisi cette voie dès 2002 – s’est réjoui que le pays ait pu exporter de l'électricité l’hiver dernier, alors que huit de ses dix-sept réacteurs nucléaires sont arrêtés depuis la catastrophe de Fukushima.

Cependant, la situation est plus complexe qu'il n'y paraît : sous l'angle des “échanges contractuels” d'électricité, le solde entre la France et l'Allemagne est bien importateur en 2010 (comme l'indique notre tableau). Mais sous l'angle des “échanges physiques”, le solde est exportateur.

C'est ce que disent les spécialistes, en expliquant qu'«un flux physique entre la France et l’Allemagne correspond aux électrons qui passent sur les lignes dont les extrémités sont dans ces deux pays. Un flux contractuel correspond à un contrat passé entre un acteur situé en Allemagne et un acteur situé en France, l’énergie correspondant à ce contrat ne passant pas forcément par les lignes d’interconnexions entre la France et l’Allemagne».

En raison de la forte interconnexion des réseaux de transport européens à la frontière Est de la France, cette énergie peut, par exemple, être en partie acheminée par la Belgique, la Suisse ou l’Italie en fonction des contraintes techniques du moment. Selon des experts, «la comparaison frontière par frontière des échanges contractuels et physiques ne signifie donc pas grand chose».

Pour aller plus loin, la question est de savoir si l’électricité importée “contractuellement” d’Allemagne est réellement produite en Allemagne… Elle peut très bien venir de la Suisse, qui importe autant d'électricité qu'elle en exporte et produit autant d'électricité qu'elle en consomme.

Il est donc judicieux de regarder de plus près le “ménage à trois” du couple franco-allemand avec la Suisse et de rappeler au passage qu'en Lorraine, «l'Allemagne a participé pour 5% au coût de construction des tranches 1 et 2 de Cattenom [ndla : la réalisation des quatre tranches a coûté 26 milliards de francs], tandis que la Suisse a signé avec EDF deux contrats de fourniture de courant d'un montant de 4,7 milliards de francs» (Le Républicain Lorrain, 23.05.1986, S. Post).

La Confédération helvétique importe de l'électricité de France et d'Allemagne au meilleur coût (aux heures creuses), grâce à son réseau dense de lignes haute-tension. Dans ces moments-là, elle arrête sa production hydraulique de lac et elle “vit” sur l'électricité importée. Puis, lorsque la demande augmente le matin et le soir, elle cesse les importations et rouvre ses centrales d'accumulation pour revendre au prix fort son électricité de lac qu'elle n'a pas utilisée la nuit... un peu aux Français, aux Allemands, aux Autrichiens et surtout aux Italiens.

Ce “poumon électrique”, comme disent les initiés, joue un rôle déterminant au sein du réseau des pays interconnectés. Et dans ce cas, la distinction entre “échanges physiques” et “échanges contractuels” a du sens.

Mais les deux lectures s'opposent... Pour jauger les capacités de production et les choix stratégiques de la France et de l'Allemagne, les uns n'hésiteront pas à brandir les données “physiques”, dans le but, par exemple, de faire valoir l'efficacité du parc nucléaire français. Les autres soutiendront que les chiffres “contractuels” traduisent les volumes d’énergie achetés/vendus entre les deux pays. Et là, d'aucuns disent que l'Allemagne tire son épingle du jeu malgré sa sortie progressive du nucléaire...

Et si les lobbies nous parlaient simplement de balance commerciale ? Car l'argent reste le commun dénominateur, pour les fournisseurs et les clients.

S.P.



Parc photovoltaïque de l'ancien puits du Warndt, près de Karslbrunn (ph. Serge Kottmann)



12 commentaires:

Roland K. a dit…

Les Français parlent beaucoup et agissent peu, les Allemands... Des clichés à ce point confirmés par les faits sont-ils encore des clichés ?

Sylvain Post a dit…

L’Allemagne exporte de l'électricité vers la France

"La Tribune" du 6.2.2012, par Dominique Pialot (extraits)

"En dépit du froid et du nombre de centrales nucléaires divisé par deux, l'Allemagne résiste bien à la vague de froid grâce à ses centrales conventionnelles et à sa production d'énergie solaire. Et elle réussit à exporter de l'électricité vers la France.

La France pourrait battre ce soir ou demain matin son record de consommation électrique du 15 décembre 2010, de 96.710 mégawatts (MW). Certes, EDF assure faire face « sans problème » à ce pic, grâce à 55 de ses 58 réacteurs nucléaires actuellement en état de fonctionnement, à ses barrages électriques et à ses 21 centrales thermiques (gaz, fioul, charbon).

(...) Mais ce sont aussi les importations d'électricité, notamment en provenance d'Allemagne, qui devraient permettre à la France de passer le cap. Le ministère allemand de l'Environnement s'est d'ailleurs réjoui ce lundi que le pays ait pu exporter de l'électricité ces derniers jours, alors que huit de ses dix-sept réacteurs nucléaires sont arrêtés depuis la catastrophe de Fukushima. De quoi contredire nombre d'observateurs qui lui prédisaient un hiver difficile, et conforter au contraire sa décision de sortir totalement du nucléaire d'ici à 2022.

Si l'Allemagne résiste bien aux pics de consommation d'électricité liés au froid, cela tient à plusieurs facteurs. D'une part, son taux d'équipement en chauffage électrique est très inférieur à celui de la France. Aussi, alors qu'en France un degré de moins appelle une puissance supplémentaire de 2.300 MW, en Allemagne elle n'est que de 500 MW (600 MW au Royaume-Uni et 300 MW en Italie). D'autre part, l'Allemagne recourt massivement à des centrales au fioul et au gaz, et même d'anciennes centrales au charbon restées en veille, rapidement opérationnelles en cas de pic de demande.

C'est d'ailleurs un sujet qui fait fortement débat outre-Rhin et alimente la polémique entre le gouvernement et les industriels d'un côté, et les écologistes de l'autre. Ces derniers doutent en effet de la capacité de l'Allemagne de maintenir ses objectifs ambitieux de réduction d'émissions de gaz à effet de serre si elle remplace majoritairement ses centrales nucléaires par des centrales au charbon et au gaz.

Mais les énergies renouvelables, dans lesquelles le pays a massivement investi (21 % de son l'électricité provient déjà du solaire, de l'éolien et de la biomasse, et cette proportion doit passer à 35 % en 2020 et 80% en 2050 !), ont également tenu leur rôle. En particulier, les installations solaires implantées dans le Sud du pays se sont révélées efficaces par temps froid. Ce qui tombe bien, car le gros de la demande se situe également dans le Sud. Les éoliennes, en revanche, notamment offshore, sont implantées dans le Nord et le transport massif d'électricité du Nord au Sud du pays nécessiterait de renforcer le réseau électrique (...)

En France, le syndicat des énergies renouvelables (SER) s'est réjoui dans un communiqué de la production du parc éolien français, qui a fourni en moyenne jeudi dernier 4 % de la consommation électrique et une puissance de 4.000 MW, l'équivalente de la consommation de la ville de Paris. Une performance d'autant plus remarquable que les périodes de grand froid sont souvent associées à des périodes sans vent, car elles correspondent en général à des situations anticycloniques. Les anti-éoliens font d'ailleurs remarquer que les pointes de production ont eu lieu pendant la nuit alors que le pic de la demande se situe, lui, en milieu de journée et en début de soirée, soulignant par la même occasion les inconvénients lié à l'intermittence des énergies renouvelables en l'absence de réelle solution de stockage..."

Raymonde K. a dit…

On est allé au Linslerhof à Uberherrn, le mois dernier : c'est spectaculaire, cela vaut le détour. Il y aurait pas mal de friches en Lorraine pour faire la même chose...

Christian F. a dit…

A te lire, j’apprends que nous avons encore une guerre de retard sur nos voisins concernant le photovoltaïque et une autre sur la balance commerciale électrique.

En ardent défenseur de l’environnement, je sais que nous perdons tous les sept ans l’équivalent d’un département français en urbanisation…

Tous ces domaines méritent non seulement réflexion mais surtout action car les décennies sont comptées désormais.

Sans vouloir être un oiseau de mauvais augure, nous ne sommes pas loin d’atteindre « l’irréversible ». Nous devons donc prendre de la graine, mais surtout faire pousser des forêts de solutions de diversification énergétique.

Tes écrits me donnent un coup de jeune : 1986… c’était hier.

Sylvain Post a dit…

Questions sur la reprise de la centrale Emile-Huchet, à Saint-Avold

L’article de Pierre-Luc Schaming, sur LOR’Actu.fr - 1/08/2012

Intégrée depuis 2008 au groupe allemand E.ON, la centrale à charbon de Saint-Avold était destinée à fermer à l’horizon 2013. Seulement, une PME française, Sparkling Capital, a lancé cette année un projet de reprise qui se précise peu à peu.


Depuis qu’E.ON a racheté en 2008 la Société Nationale d’Électricité et de Thermique (SNET), plusieurs centrales à charbon françaises ont vu leur date d’expiration avancée pour des raisons de viabilité tant économique qu’écologique. En effet, le charbon plus polluant engendrera une taxation croissante dès le 1er janvier 2013 (quotas européens d’émission de CO2, taxe carbone, etc.). Voilà pourquoi, selon E.ON, ces sites « ne seront plus rentables à partir de 2013. »

Mais Michèle Assouline semble croire que le charbon a encore de beaux jours devant lui. La PDG de la société française Sparkling Capital, qui produit du charbon en Indonésie, envisage en effet de reprendre quatre centrales au charbon menacées. La reprise se ferait pour un euro symbolique mais l’investissement à réaliser par la suite est faramineux : 400 millions d’euros sur 30 ans. C’est le coût de remise aux normes et de la mise à l’arrêt pendant la durée des travaux. 365 emplois seraient ainsi préservés à Hornaing (Nord), Montceau-les-Mines (Saône-et-Loire) et Saint-Avold (Moselle).

Avant de lancer cet investissement pharaonique, Michèle Assouline vient de demander l’arbitrage du gouvernement sur la viabilité du projet. Arnaud Montebourg (Redressement productif) et Delphine Baltho (Environnement) sont chargés de nommer un expert, indépendant. « Avec un expert, si la décision est prise de fermer ou de vendre, cela sera sur une base objective. », rappelle la PDG de Sparkling Capital. L’objectif est de faire de ces quatre sites des « centrales à charbon propre ». Entendez par là une remise aux normes profondes pour limiter de 20 % les émissions, un défi que la société française devrait relever avec une technologie mise au point aux Etats-Unis.

Cependant, un tel investissement laisse les acteurs du secteur prudents, sinon dubitatifs. Comment une PME pourrait-elle rendre ces sites rentables ?, s’interrogent E.ON, syndicats et experts. Sparking Capital se targue d’avoir des alliés de choix avec EDF et Wamar (spécialiste des technologies électriques et aéronautiques). EDF devra se charger des aspects techniques. Pour parvenir à ces 400 millions d’euros, la PME française a fait appel à Warma à hauteur de 250M € et sollicite E.ON pour les 150M € restant, « la somme qu’E.ONdevrait payer pour financer le plan social et le démantèlement des centrales » selon Mme Assouline.

La centrale Emile Huchet est la plus importante des centrales concernées avec une puissance fournie de 1.873 MégaWatts. Les salariés espèrent que l’expert commandé par le gouvernement approuvera le projet. Les travaux ne devront pas tarder pour assurer la rentabilité de l’investissement : Michèle Assouline prévient : « Si on commence les travaux après 2013, le modèle économique ne tiendra plus ! ». A Emile-Huchet, les groupes 4 et 5 sont concernés, soit 215 emplois.

Sylvain Post a dit…

Bras de fer

"Le Républicain Lorrain", dans ses éditions du 2 août, indique que Jean-Pierre Damm, du syndicat FO, avait récemment adressé une missive demandant, lui aussi, l’arbitrage du ministre du Redressement productif. "Mais le fait, pour l’opérateur allemand, de refuser de vendre pourrait s’apparenter à une fermeture abusive. Dans ce cas, cela tomberait sous le coup de la future loi que prépare le gouvernement interdisant de refuser la vente d’un site à un repreneur crédible".
E.ON ne souhaite pas faire de commentaire", ajoute "Le Républicain Lorrain".

Sylvain Post a dit…

Dans LES ECHOS du 27 août 2012, l’article de Pascal Ambrosi :

Bras de fer autour des centrales à charbon E.ON en Moselle

"La directrice générale du petit producteur de charbon Sparkling Capital a présenté son projet de reprise de la centrale à charbon de Carling Saint-Avold aux partenaires sociaux mosellans, alors que le groupe allemand ignore son offre. Le gouvernement pourrait désigner un expert indépendant demain.
Après les thés Eléphant(Fralib) et les glaces Pilpa, la liste des fermetures d'établissement donnant lieu à des conflits entre candidats à la reprise et multinationales propriétaires pourrait bien s'allonger. Vendredi dernier, Michèle Assouline, directrice générale du groupe familial Sparkling Capital, spécialisé dans l'exploitation minière, a fait le déplacement en Moselle pour présenter aux partenaires sociaux et aux élus son projet de reprise des deux tranches (1.843 mégawatts) de la centrale à charbon Emile-Huchet de Carling Saint-Avold, dont l'actuel propriétaire, le groupe allemand E.ON, a programmé la fermeture. Il justifie sa décision - qui entraînera la suppression de 235 emplois directs -par le fait que ces installations ne seront plus rentables d'ici à 2015, compte tenu des nouvelles normes environnementales imposées par Bruxelles. Ce que conteste le groupe Sparkling Capital, qui entend démontrer le contraire, au prix d'investissements importants dans la modernisation des chaudières et l'installation d'une nouvelle technologie américaine qu'il est en train d'acheter et qui permettrait une réduction de l'ordre de 20 % des émissions des centrales.

Soutien des syndicats

« Pour être aux normes, il faut trois ans de travaux, des décisions doivent donc être prises rapidement », insiste Michèle Assouline, qui a demandé au ministre du Redressement productif la nomination d'un expert indépendant pour juger de la viabilité économique de son projet. « Nous avons l'habitude de reprendre des installations jugées non stratégiques par des groupes », explique-t-elle, évoquant les sept mines de charbon (cinq en concession et deux en propriété directe) exploitées en Indonésie par son groupe, qui emploie 450 personnes et réalise un chiffre d'affaires de 20 millions d'euros. Elle regrette que l'électricien allemand, qui ne croit visiblement pas à l'offre de son groupe, ait rompu les négociations. Et insiste sur le fait qu'elle a obtenu le soutien d'EDF, qui assurera la gestion technique du projet, et du groupe d'ingénierie américain Wamar, spécialisé dans les turbines. Ce dernier apporte un soutien financier à hauteur de 250 millions d'euros.
Fort de ses soutiens, Sparkling Capital propose de reprendre, en plus des deux tranches de la centrale mosellane, les petites centrales de Lucy (245 MW), en Saône-et-Loire, et de Hornaing (235 MW), dans le Nord, et leurs 365 salariés au total. Pour boucler le montage financier des 400 millions d'euros d'investissement sur ces quatre sites, le groupe francilien demande à E.ON d'y participer à hauteur de 150 millions, soit une enveloppe équivalente au coût du plan social et des opérations de démantèlement en cas de fermeture. « Notre projet s'inscrit dans la philosophie du gouvernement, qui souhaite qu'une loi interdise à un groupe de fermer un site rentable ou qui refuse de le céder à un repreneur crédible soit rapidement votée », souligne Michèle Assouline, qui a séduit les élus locaux, notamment Patrick Weiten, président (UMP) du Conseil général de Moselle, et Paola Zanetti, députée (PS) et vice-présidente du Conseil régional de Lorraine, qui ont promis d'intervenir auprès d'Arnaud Montebourg, ministre du Redressement productif. Lequel doit recevoir demain les représentants syndicaux de la centrale de Carling Saint-Avold, qui, conquis par le projet de Sparkling, plaideront pour le maintien de leur activité et de leurs emplois".

Sylvain Post a dit…

Chou blanc

Dans son édition du 29 août 2012, Le Républicain Lorrain indique qu'"un projet de parc photovoltaïque sur le terril de Wendel [à Petite-Rosselle] a malheureusement fait chou blanc lors du récent appel à projet national, mais pourrait se voir offrir une autre chance lors d’un nouvel appel d’offres".

Sylvain Post a dit…

Le défi du charbon "propre"

Dans Le Parisien du 20.09.2012

Comparé à l’éolien, au solaire ou même au nucléaire, c’est une source d’énergie qui paraît antédiluvienne. Et pourtant le charbon, utilisé comme combustible dès le XIe siècle, fournira en 2050 encore un tiers de l’énergie mondiale. En Chine, où on l’utilise pour produire 75% de l’électricité, il se construit actuellement près de deux centrales à charbon… par semaine!

Une hérésie pour les écologistes car le charbon émet deux fois plus de CO2 que le gaz et relâche, une fois brûlé, quantité de soufre, d’azote et de poussières dans l’atmosphère.

Les industriels travaillent donc d’arrache-pied à des techniques de filtrage et de combustion plus efficaces.

Trouver une solution fiable et durable pour stocker le CO2

« S’il existe encore en Chine des centrales à charbon qui datent d’avant la Seconde Guerre mondiale, les nouvelles usines à la pointe de la technologie permettent aujourd’hui de filtrer efficacement les oxydes de soufre et d’azote », souligne Jean-Marie Martin, ancien chercheur au CNRS et auteur du livre « Charbon : les Métamorphoses d’une industrie ».

Si les techniques de désulfurisation et de dénitrification permettent de retenir jusqu’à 95% des émissions soufrées et azotées, les centrales à charbon les plus modernes disposent par ailleurs de « dépoussiéreurs électrostatiques » qui retiennent 99% des cendres issues des résidus de combustion.

Mais impossible pour l’heure de capter les molécules de carbone qui s’en échappent. Incolores et inodores, elles sont terriblement nocives pour le climat. Pour y remédier, EDF, en partenariat avec Alstom, mettra en service d’ici quelques jours dans sa centrale du Havre un prototype destiné à capter les molécules de CO2 présentes dans les fumées.

Mais il faudrait ensuite trouver une solution fiable et durable pour stocker le CO2 dans des cavités souterraines imperméables ou d’anciens puits pétroliers. Une vraie gageure.

EDF étudie donc un autre procédé qui sera testé en Pologne dans une centrale à charbon que l’électricien français va construire. « En augmentant la température et la pression de la chaudière, on obtiendra une meilleure combustion du charbon et donc un meilleur rendement, souligne Michel Tournier, directeur de la division thermique à EDF. L’usine utilisera donc moins de charbon pour fonctionner et rejettera 22% de CO2 en moins. »

Sylvain Post a dit…

Dans “L’Usine nouvelle” du 28.09.2012

Alstom pousse plus que jamais le charbon

Par Manuel Moragues

Le contrat annoncé le 26 septembre pour l’équipement d’une centrale électrique en Corée du Sud en témoigne : le charbon reste au cœur de l’activité énergie d’Alstom. Avec une technologie qui est en train de s’imposer.

"Ultrasupercritique". Chez Alstom, les superlatifs sont de mise quand on parle du charbon. Et pour cause : c’est la première source d’électricité dans le monde. C’est aussi le plus gros segment du marché des centrales électriques, avec environ un quart des capacités installées chaque année. C’est enfin l’un des tous premiers, sinon le premier, secteur d’activité du groupe.

Turbine, chaudière, alternateur… le français veut continuer de croître sur ce marché. Et il mise pour cela sur la dernière évolution de sa technologie centenaire : l’ultrasupercritique. Un mot qui veut essentiellement dire chaud, très chaud : la vapeur qui fait tourner les turbines – et les générateurs d’électricité associés – franchit les 600°C. Et la pression dépasse 250 bars. Des conditions extrêmes qui permettent de pousser le rendement d’une centrale à charbon à environ 46%. Soit, pour une même quantité de combustible, plus de kilowattheures et moins d’émissions de CO2.

Cette technologie récente s’impose à grande vitesse. "Le virage est radical, se félicite Andreas Lusch, le directeur de l’activité 'vapeur' d’Alstom Thermal Power. Alors que le premier projet de centrale ultrasupercritique date de seulement six ans, ce sont aujourd’hui 40% des capacités de production que nous construisons qui relèvent de cette technologie. Et ce chiffre va encore augmenter". Partie la première, l’Europe a déjà basculé dans l’utltrasupercritique avec près de 100% des projets en cours. Alstom revendique plus de la moitié de ces contrats. Le reste est tombé dans l’escarcelle de Siemens, au coude-à-coude avec le français dans cette technologie.

Nouveaux contrats

Le mouvement s’étend à l’Asie : Alstom exécute deux contrats de ce type en Malaisie, un en Chine, un en Inde et … le nouveau contrat coréen. "La plupart des futures grosses centrales chinoises seront ultrasupercritiques", précise Andreas Lusch. La pénétration de cette technologie en Asie est fondamentale pour l’activité "vapeur" d’Alstom. Chine et Inde en tête, l’Asie concentre les deux tiers du marché mondial des centrales à charbon. Alstom doit suivre ce déplacement du marché alors que les géants chinois Shanghai Electric, Dongfang et Harbin dominent leur marché national et partent depuis quelques années à l’export chez leurs voisins. "Les chinois essayent de progresser dans la technologie ultrasupercritique, reconnaît Andreas Lusch. Mais il leur faudra encore du temps pour la maîtriser".

Reste que le dirigeant ne se berce pas d’illusions. Pour continuer à faire la course technologique en tête, Alstom a déjà un agenda de progression pour la prochaine décennie. Et vise à l’horizon 2020 la commercialisation d’une technologie atteignant 50% de rendement, avec une vapeur à plus de 700°C. Il faudra inventer un autre superlatif.

Sylvain Post a dit…

Sur “MARITIMA INFO” en ligne, le 28.09.2012

La centrale à charbon de Gardanne convertie à la biomasse

Par S.Riou

« EON France, filiale du numéro un allemand de l'énergie, a confirmé vendredi la conversion de sa centrale à charbon de Gardanne (Bouches-du-Rhône) en unité à biomasse mais a annoncé l'abandon du projet de centrale à gaz de Hornaing (Nord).

La société a indiqué qu'elle "s'apprête" à convertir son unité "Provence 4" produisant de l'électricité à partir du charbon en une unité fonctionnant à partir de biomasse d'une capacité de 150 MW ce qui en fera l'un des projets biomasse les plus importants en Europe.

Il nécessitera un investissement de près de 220 millions d'euros, a précisé Eon France é, soulignant que le projet permettra "de maintenir l'activité industrielle et le niveau d'emploi sur le site" et de développer une filière bois dans la région "créatrice d'emplois".

"Les travaux de conversion pourront débuter dès lors qu'Eon aura obtenu les dernières autorisations administratives nécessaires" et aura "finalisé la mise en place d'une organisation locale compatible avec les exigences techniques et contractuelles du projet", a poursuivi le communiqué.

La société a par ailleurs indiqué avoir adressé mercredi au comité central d'entreprise (CCE) un projet de réorganisation des activités industrielles de production d'électricité à partir du charbon de sa filiale SNET. Elle prévoit un plan de départ volontaire affectant 215 postes sur l'ensemble des sites concernés.

Les salariés de la société ont mené jeudi une grève nationale contre le projet de fermeture de cinq unités à charbon et la suppression de 538 emplois.

En juin, la direction d'Eon France avait confirmé aux 885 salariés vouloir fermer cinq tranches sur les sept que comptent ses quatre centrales à charbon héritées de la Société nationale d'électricité thermique (SNET, Saint-Avold en Moselle, Hornaing, Lucy en Saône-et-Loire, et Gardanne).

Les deux tranches restantes se trouvent à Gardanne --qui va être convertie en biomasse- et à Hornaing qui devait être remplacée par une tranche alimentée au gaz (CCGT) mais Eon a annoncé vendredi l'abandon de ce projet de conversion.

Eon n'a pas donné de détails sur cette réorganisation, souhaitant en réserver la primeur au CCE prévu le 11 octobre au matin, mais expliqué que sa volonté était "de mettre en place des mesures de reclassement interne et externe et un plan de départ volontaire".

La société considère que ses centrales à charbon sont condamnées à cause du durcissement prévu d'ici 2015 de la législation environnementale européenne.

avec AFP »

Sylvain Post a dit…

Lu dans Les Echos du 15 janvier 2013

LA RENAISSANCE DES CENTRALES A CHARBON ALLEMANDES

Par Thibaut Madelin, correspondant à Francfort

Les éoliennes et les panneaux solaires ne sont pas les seuls gagnants de la transition énergétique en Allemagne. Le charbon aussi. Entre 2011 et 2012, les centrales électriques fonctionnant à base de houille ont vu leur part monter de 18,5 % à 19,1 % dans la production électrique, selon les chiffres de la fédération professionnelle allemande BDEW. Les unités fonctionnant à base de lignite, une forme de charbon particulièrement polluante mais dont l'ex-Allemagne de l'Est regorge, sont passées de 24,6 % à 25,6 % dans le bouquet électrique. Ensemble, le charbon représente près de la moitié de la production électrique allemande.

Le charbon profite de plusieurs facteurs. Les cours des quotas d'émissions de CO nécessaires à la production de gaz à effet de serre ont tout d'abord dégringolé à la faveur de la crise économique. De quoi augmenter la compétitivité relative du charbon. Ensuite, cette matière première a vu ses prix baisser avec les importations en provenance des États-Unis, qui préfèrent recourir aux gaz non conventionnels pour faire tourner leurs centrales. Enfin, le charbon profite de l'explosion des énergies renouvelables.

Marginalisation du gaz

Celles-ci ont représenté 20 % de la production électrique allemande l'année dernière, créant des surcapacités sur le marché et exerçant une pression à la baisse sur les prix de gros. Face à cela, le charbon reste compétitif. Le numéro deux allemand de l'énergie, RWE, en profite. Sur les neuf premiers mois de 2012, sa production à base de charbon a représenté 71 % de sa production. Ses centrales à lignite fonctionnent à plein régime alors que celles à gaz tournent à moins de 20 % de leur capacité. Le groupe vient de mettre en service une centrale à charbon ultramoderne de 1.100 mégawatts en Rhénanie, pour un investissement de 2,6 milliards d'euros. Témoins de cet essor, 13 centrales à charbon sont en cours de construction ou d'autorisation.

Ce mouvement menace de marginaliser les unités de production au gaz, moins compétitives. Entre 2011 et 2012, leur contribution au mix électrique est tombée de 13,6 % à 11,3 %, selon le BDEW. Entre janvier et octobre, elles ont accusé une baisse de près de 27 %. «Ce développement traduit clairement la situation économique critique dans laquelle se trouvent les exploitants de centrales à gaz», note Hildegard Müller, présidente du BDEW. Le groupe E.ON a déjà annoncé la fermeture de plusieurs unités et annulé des plans de construction.