Pourquoi le charbon redémarre alors que la France n’en a pas besoin

En pleine COP29, la conférence internationale sur le climat qui s’est ouverte lundi à Bakou (Azerbaïdjan), c’est un signal inquiétant : le charbon a fait son retour dans le mix français. La centrale Emile Huchet de Saint-Avold (Moselle), l’un des deux sites en France qui transforment des roches fossiles en électricité, a repris du service mardi. Et continue de fonctionner ce mercredi, malgré le bilan carbone catastrophique de cette source d’énergie.

Mais le gestionnaire du réseau électrique, RTE, est catégorique : la France dispose de suffisamment d’électricité pour fonctionner sans cette installation, a déclaré l’organisme à la presse. Et pour cause : l’équation s’est inversée depuis la crise de 2022 et 2023. Importateur net à l’époque, le pays est désormais « en mesure de battre son record d’exportation nette » d’électricité tout au long de l’année, et aucun risque, sauf événement exceptionnel, de manquer d’électricité cet hiver.

Mieux encore, cette électricité émet peu de gaz à effet de serre, grâce à un parc nucléaire. efficace « , barrages  » rempli », un niveau d’énergie éolienne et solaire satisfaisant mais aussi une baisse de la consommation, a fait valoir RTE. Dans ces conditions quasi optimales, pourquoi redémarrer une centrale polluante, au risque de faire grimper les prix et de dégrader le bilan carbone ?

Hausse des prix

En réalité, cette production est destinée à l’exportation, puisque la France envoie massivement de l’électricité vers l’Allemagne, la Suisse, l’Italie, la Belgique ou encore la Grande-Bretagne. RTE n’organise pas ces échanges, même s’il lui incombe d’assurer à tout moment l’équilibre entre l’offre et la demande : il s’agit d’un phénomène « classique » lié au fonctionnement du marché. Ces derniers jours, les prix de l’électricité ont augmenté en Europe sur les marchés spot, où l’électricité est achetée et vendue en gros entre les producteurs d’électricité (générateurs/centrales électriques) et les fournisseurs d’électricité (détaillants/services publics).

« Les Allemands, et plus généralement les pays d’Europe du Nord, sont confrontés depuis une dizaine de jours à un manque de vent pour faire fonctionner leurs éoliennes, couplé à une vague de froid qui fait grimper la demande. La France n’a pas ce problème grâce au nucléaire et à l’hydraulique, et exporte donc massivement vers ces régions », a déclaré l’économiste Jacques Percebois à La Tribune.

Résultat : sur Epex, principale bourse du Vieux Continent, où les opérateurs indiquent les prix et volumes qu’ils souhaitent échanger, le mégawattheure (MWh) s’élève à 317 euros en Allemagne à 17 heures ce mardi, et reste depuis au-dessus de 100 euros par heure. MWh.

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Une question de rentabilité

A un tel prix, il devient rentable pour des centrales à charbon comme celle de Saint-Avold de se lancer, en vendant leur production sur les marchés.  » Pour produire de l’électricité, leur opérateur doit couvrir ses coûts variables, c’est-à-dire ceux du carburant et du CO2, ainsi que ses frais de démarrage. Il n’y a d’intérêt que lorsque cela devient rentable, donc lorsque les prix sont élevés », poursuit Jacques Percebois.

Cette stratégie permet également à l’exploitant de démontrer que son installation fonctionne à l’approche de l’hiver. La centrale redémarre généralement durant cette saison, une vingtaine de jours par an, lorsque le froid s’installe et que le système est sous tension. Ce redémarrage permet aussi à GazelEnergie de s’offrir un peu de répit, alors qu’Emile Huchet devait initialement fermer début 2022, avant d’être sollicité un an plus tard, en janvier 2023, pour sécuriser l’approvisionnement du pays lors des périodes de pointe. consommation.

«Épiphénomène»

Contrairement à d’autres pays européens comme l’Allemagne ou la Pologne, le charbon restera très marginal en France, rappelle RTE.  » C’est un épiphénomène », insiste Jacques Percebois. En effet, hier, la contribution de cette source d’énergie ne dépasse pas 1% de la production électrique du pays, et elle représentait au total, l’an dernier, moins de deux millièmes de la production totale de l’Hexagone.

« Quand on regarde les grands maillages du système électrique français, on est quasiment à court de charbon », a souligné Thomas Veyrenc, le Directeur exécutif du pôle stratégie, prospective et évaluation de RTE, ddevant la presse.

Les pouvoirs publics ont également fixé une limite réglementaire qui équivaut à 700 heures de fonctionnement par an pour les deux dernières centrales, sur les environ 8 700 heures qui s’écoulent dans l’année. Le gouvernement promet d’en sortir définitivement d’ici 2027. Une décision qui ne signifie pas pour autant que les deux sites seront abandonnés : l’épineuse question de leur reconversion, notamment vers la biomasse, pour qu’ils puissent répondre aux pics de demande sans participer au changement climatique.

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