Centrales thermiques à combustible fossile

Centrales thermiques à charbon

Les ressources en charbon sont relativement abondantes au niveau mondial, comparati- vement au pétrole ou au gaz, ce qui a pour avantage de limiter les risques sur la disponibilité et le prix de cette énergie primaire. Ainsi, le charbon représente la principale source d'éner- gie primaire pour la production d'électricité au niveau mondial. Néanmoins, en France, la part de cette technologie reste relativement faible dans le mix électrique. D'une part, la pro- duction de base est essentiellement assurée par le nucléaire. Concernant la production de semi-base, cette technologie est en compétition avec les centrales au gaz, qui représentent un moindre coût en investissement. D'autre part, la production d'électricité à partir du charbon émet deux fois plus de CO2 que l'utilisation de gaz. Le faible prix du charbon (hors CO2) rend cette technologie économiquement compétitive face au gaz en l'absence d'une tarication susamment élevée du carbone. Cet avantage se réduit rapidement, au fur et à mesure que le prix du CO2 augmente.

Le calcul des coûts variables des centrales nécessite de considérer non seulement le prix du combustible en e /t, mais d'y appliquer également un coecient de conversion correspondant au rendement de la centrale, ainsi que le facteur d'émissions de CO2 lié à la combustion de ce fossile. Avec un rendement moyen de 40%, la production d'un MWh électrique nécessite la combustion de 0,4 tonne de charbon, ce qui coûte 0, 4 × 71 = 27 e. La production de ce MWh d'électricité génère l'émission de 0,9 tonne de CO2, taxée à 12e la tonne. Ainsi, le coût en combustible total s'établit à 27 + 0, 9 × 12 = 38 e par MWh.

Les coûts d'investissement sont évalués à 1500 e /kW en 20126_{. La durée de vie retenue}

pour cette technologie est de 30 ans. Avec des coûts d'exploitation annuels représentant environ 2% du capital initial, le coût complet de production d'un MWh à l'aide de cette technologie est estimé à 94 eenviron (cf. gure 3.4).

Figure 3.3  Décomposition du coût complet unitaire de production des centrales à char- bon

Bien que la part en capital dans le coût complet soit inférieure à celle observée dans le cas du nucléaire, le coût en capital représente tout de même la moitié du coût complet de production. Les tests de sensibilité réalisés dans le tableau 3.5 montrent comment le coût complet des centrales thermiques au charbon dépendent du coût d'investissement et

6. Jancovici estime ces coûts compris entre 1000 et 2000 e par MW installé. Le Rapport "Énergies 2050" [?] retient une hypothèse de 1600 e /kW.

du coût du CO2. Ainsi, le niveau de la taxe CO2 sera déterminant quant au degré de compétitivité de cette technologie par rapport aux centrales à gaz pour la production de semi-base.

Variation Impact sur le coût complet de production d'un MWh

Coût du CO2 +1% 0,11%

Coût d'investissement (CMPC) +1% +0.37%

Table 3.5  Sensibilité du coût complet de production des centrales à charbon en % de variation par rapport au compte de référence

Centrales thermiques à Gaz

Les centrales thermiques à gaz (essentiellement des centrales à cycle combiné à gaz) présentent plusieurs avantages, tels qu'un coût d'investissement relativement bas comparé à d'autres technologies, des émissions faibles en CO2 au regard des autres énergies fos- siles (charbon et oul) et une exibilité opérationnelle élevée. Mais les coûts dépendent davantage du prix du combustible.

Tout comme le cas du charbon évoqué précédemment, le calcul des coûts variables des centrales à gaz nécessite de considérer à la fois les prix du combustible et du carbone, mais aussi les caractéristiques techniques de ce moyen de production. Avec un rendement typique de 50%, la production d'un MWh électrique nécessite la combustion de 6,8 MBtu de gaz, ce qui coûte 6, 8 × 12 = 82 e. La production de ce MWh d'électricité génère l'émission de 0,4 tonne de CO2, taxée à 12e la tonne. Ainsi, le coût marginal de fonctionnement s'établit à 82 + 0, 4 × 12 = 87 e par MWh.

Les coûts d'investissement sont évalués à 900 e /kW en 20127_{. La durée de vie retenue}

pour cette technologie est de 25 ans. En considérant des coûts d'exploitation représentant environ 2% du capital initial par an, le coût complet de production d'un MegaWattheure à l'aide de cette technologie est estimé à 135eenviron (cf. gure 3.4).

Figure 3.4  Décomposition du coût complet unitaire de production des centrales à gaz La décomposition des coûts unitaires de production est marquée par la prépondérance du coût du combustible (64% du coût total), alors que la part du coût en capital est l'une

7. Jancovici estime ces coûts compris entre 500 et 1000 e par MW installé. Le rapport Energies 2050 retient une hypothèse de 700 e /kW.

des plus faibles parmi toutes les technologies de production (30% du coût complet). Les tests de sensibilité réalisés dans le tableau 3.6 montrent que la compétitivité des centrales thermiques au gaz sera déterminée essentiellement par les prix du gaz et du CO2.

Variation Impact sur le coût complet de production d'un MWh

Coût du CO2 +1% 0,04%

Coût d'investissement (CMPC) +1% +0.2%

Table 3.6  Sensibilité du coût complet de production des centrales à gaz en % de variation par rapport au compte de référence

Turbines à combustion au oul domestique (TAC)

Les turbines à combustion représentent le moyen de production pour lequel le coût pro- portionnel de production d'un MWh est le plus élevé. Ce moyen de production est présent dans le mix, bien qu'en très faible quantité, pour un usage bien spécique : les turbines à combustion sont dédiées à la satisfaction des besoins de pointe extrême, essentiellement parce que c'est une technologie très exible (possibilité de démarrages et de variations de charge très rapides).

Tout comme les cas précédents, le calcul des coûts variables des centrales nécessite de considérer à la fois les prix du combustible et du carbone, mais aussi les caractéristiques techniques de ce moyen de production. Avec un rendement moyen de 40%, la production d'un MWh électrique nécessite la combustion de 1,6 barils de pétrole, ce qui coûte 1, 6×71 = 113e. La production de ce MWh d'électricité génère l'émission de 0,8 tonne de CO2, taxée à 12e la tonne. Ainsi, le coût en combustible total s'établit à 113 + 0, 8 × 12 = 122 e par MWh.

Les coûts d'investissement sont évalués à 600 e /kW en 20128_{, pour une durée d'amor-}

tissement retenue de 30 ans. En considérant des coûts d'exploitation représentant environ 2% du capital initial par an, le coût complet de production d'un MWh à l'aide de cette technologie est estimé à 202 eenviron.

Figure 3.5  Décomposition du coût complet unitaire de production des TAC

Alors que les investissements initiaux sont peu rentabilisés par la faible durée d'utili- sation des TAC (quelques centaines d'heures par an), nous pouvons noter que le coût en combustible représente le double du coût du gaz. De plus, la part prépondérante du coût du combustible (64%) dans le coût complet de production de cette technologie (cf. gure 3.5) laisse transparaître une forte sensibilité des coûts de production au prix du CO2 mais aussi au prix du pétrole, sur lequel des tensions liées à la raréfaction de la ressource laissent présager des hausses de prix dans le futur. Dans la perspective d'analyse de rentabilité économique de ce chapitre, nous laisserons dorénavant de côté le cas des TAC, du fait de leur usage très marginal dans le mix français.