Activité

Thermique à flamme

Thermique : réalisations 2013

Thème(s) de l'article :
Accroître les capacités de production en Europe avec les technologies les moins émettrices de CO2

Les centrales à gaz

Plus performants et au moins deux fois moins émetteurs de CO2 que les centrales à charbon, les cycles combinés gaz (CCG) donnent au Groupe les moyens de mieux répondre aux besoins, notamment à des fluctuations de consommation plus accentuées.

En France, après le CCG (430 MW) de Blénod en 2011, le Groupe a mis en service deux CCG (465 MW chacun) à Martigues en 2012 et 2013. Cet investissement permet de passer d'une production au fioul à une production au gaz naturel et d'augmenter la puissance disponible ainsi que les performances économiques, environnementales et techniques. Il sécurisera la région Provence Alpes Côte d’Azur qui ne produit que 40% de ses besoins.

  1. 500 M€ pour les deux CCG de Martigues : le plus important investissement du plan de modernisation du parc thermique
  2. CCG de Blénod 5, Martigues 5 et 6 : 1 TWh produit en 2013, 400 000 tonnes de CO2 émises (500 000 tonnes de CO2 évitées par rapport à une production à partir de charbon), des émissions spécifiques inférieures à 400 gCO2/kWh (900 gCO2/kWh pour une centrale charbon ancienne)
  3. Pilotées par l'ingénierie d'EDF, ces constructions bénéficient de l’expérience acquise à l’international : jumelage du CCG de Blénod avec celui de UTE Norte Fluminense au Brésil, et de ceux de Martigues avec celui de Phu My exploité par EDF au Vietnam

EDF a aussi engagé avec General Electric, la construction à Bouchain, d'un CCG nouvelle génération équipé de la turbine FlexEfficiency50. Par son haut rendement thermodynamique (61 %), il réduira les émissions de CO2 (360 g/kWh, 10% de moins que les CCG actuels). Un investissement de 400 M€.

  1. 30 novembre 2012 : signature avec General Electric, la CCI, la Communauté d'agglomérations locales et Pôle Emploi d'une convention pour promouvoir l'emploi et le développement du territoire dans le cadre du chantier du Bouchain

Au Royaume-Uni, EDF Energy a mis en service les trois CCG de West-Burton B (1 305 MW) qui contribueront à son objectif 2020 de réduire de 60 % ses rejets de CO2 d'ici 2020.

En Italie, Edison a mis sous cocon quatre CCG peu performants en 2013.

En Pologne, Kogeneracja, EDF Wybrzeze et EC Zielona Góra remplacent leurs centrales à charbon par des unités au gaz, plus efficaces et moins polluantes.

  1. Remplacement par EC Zielona Góra en 2012 d'une ancienne chaudière à charbon par une chaudière à huile et gaz
  2. Projets de deux centrales CCG à Kogeneracja et EDF Torun pour remplacer les centrales à charbon actuelles

Les centrales à charbon supercritiques

Le Groupe investit aussi dans la technologie des centrales à charbon supercritiques, plus efficaces donc moins polluantes et moins émettrices de CO2.

En Chine, où il participe à la société exploitant depuis 2007 la centrale supercritique (2 x 600 MW) de Sanmenxia 2 (EDF 35 %), il étudie, avec des partenaires locaux, d'éventuelles participations dans des projets de centrales supercritiques ou ultra-supercritiques, au besoin associées à des solutions de captage et de stockage de CO2.

Dans les systèmes énergétiques insulaires

Garant de la sécurité de l’alimentation électrique, le parc thermique améliore sa performance économique et environnementale.

Renouvellement de quatre grandes centrales (740 MW)

La filiale de production insulaire EDF PEI a mis en service la centrale diesel de Port Est à La Réunion.

  1. Ses moteurs diesel de nouvelle génération réduisent de 15 % la consommation de combustible et 85 % des rejets d’oxydes d’azote sont piégés par les des dispositifs catalytiques. L’investissement global a atteint 500 M€

Les premiers essais des nouvelles centrales de Bellefontaine B (Martinique) et Lucciana B (Corse) ont démarré et le chantier de Pointe Jarry (Guadeloupe) est engagé.

  1. A Lucciana, le projet de récupération et de valorisation de la chaleur produite par les groupes diesel éviterait en outre la consommation de 6 600 MWh et l’émission de 2 200 tonnes de CO2 par an. Il alimenterait un réseau de chaleur et de froid desservant les établissements tertiaires et les logements voisins

Modernisation et limitation de l’impact environnemental du reste du parc

La construction de la nouvelle centrale de Saint-Pierre et Miquelon (21 MW) se poursuit aussi.

  1. Baisse de 10 % la consommation de combustible de la centrale de Saint-Barthélemy (Antilles) avec deux moteurs de nouvelle génération (8 MW chacun) installés en 2013
  2. Installation d'une nouvelle turbine à combustion (27 MW) à la centrale de Pointe des Carrières à la Martinique qui réduit de 30 % la consommation de carburant
  3. Des systèmes de dénitrification ont été mis en service en 2013 à la centrale de Dégrad-de-Cannes en Guyane et mis au point à celle de Pointe-des-Carrières à la Martinique
Améliorer les rendements des centrales à charbon, réduire les émissions de polluants

Dans un contexte réglementaire de plus en plus contraignant en Europe, le Groupe réduit les émissions atmosphériques de ses centrales thermiques, surtout à charbon.

Au Royaume-Uni, EDF Energy améliore la qualité technique et environnementale de ses centrales à charbon de Cottam et West Burton A.

En France, le parc thermique à flamme place EDF au 2e rang des émetteurs français de CO2. Il n'a assuré toutefois que 4,1 % de sa production en 2013.

Les systèmes de désulfuration et de dénitrification des fumées équipent les plus récentes unités 600 MW à charbon et réduisent les rejets de 90 % pour le SO2 et de 80 % pour le NOx. Des rénovations sont engagées pour améliorer la fiabilité de ces unités et rendre possible leur exploitation au-delà de 2035 (projet Charbon 2035). De même, des brûleurs bas NOx ont été testés sur les centrales à fioul de Cordemais et Porcheville avec l'objectif d'un fonctionnement au-delà de 2015. En revanche, le respect de la réglementation environnementale devrait conduire à la fermeture de neuf centrales 250 MW à charbon et d'une unité au Havre d'ici fin 2015.

  1. Engagement du projet Charbon 2035
  2. Mise en chantier en 2014 sur trois unités 600 MW de Cordemais et du Havre d'un programme pour améliorer les performances et allonger la durée de vie. 150 M€ par unité
  3. Pose de brûleurs bas NOx à Porcheville B3
  4. Fermeture en 2013 d'unités charbon polluantes : Blénod 2 et Le Havre 1 et 2

En Pologne, le renforcement des normes environnementales imposera de remplacer la moitié du parc de centrales à charbon d'ici 2025 et de déclasser 3 à 6 GW de capacités d’ici 2016/17. Dans ce contexte le Groupe EDF prévoit :

  1. d'achever d'ici 2018 le programme de désulfurisation et de dénitrification des centrales de cogénération d'EDF Polska Cracovie, d'EDF Wybrzeże, de Kogeneracja et d'EDF Polska Rybnik (au total 3300 MWth, et 970 MWe)
  2. de développer les connexions aux réseaux urbains de chaleur (+125 MWth en 2013)
  3. d'accroître son parc de centrales au gaz (2 unités de 100 MWe chacune, une autre de 600 à 1 000 MW)
    1. Les unités de désulfuration des fumées des centrales de cogénération de Cracovie, Wroclaw, Gdansk et Gdynia réduiront les émissions d’oxyde de soufre (SOx) de 5 à 7 fois selon les sites

En Chine, plusieurs projets sont engés ou à l'étude : dénitrification à Laibin B déjà équipée d'une désulfuration, brûleurs bas NOx pour les trois centrales de SZPC (EDF 19,6 %).

  1. La centrale de Laibin B contribue à 1,7 % des émissions de SO2 du Groupe EDF (33 % en 2010 avant la mise en service de son unité de désulfuration)
  2. Laibin B : système de dénitrification et dépoussiéreurs améliorés pour l'unité 1 (fin 2013) et l'unité 2 (mi- 2014)
> En savoir plus sur : les émissions de SO2 et NOx

 

Historique des maxima annuels de consommation d’électricité en France constatés depuis 2001

(Source : RTE Bilan électrique 2013)

Jeudi 17/01/2013 92 600 MW
Mercredi 08/02/2012 102 100 MW
Mardi 04/01/2011 31 820 MW
Mercredi 15/12/2010 96 710 MW
Mercredi 07/01/2009 92 400 MW
Lundi 15/12/2008 84 420 MW
Lundi 17/12/2007 88 960 MW
Vendredi 27/01/2006 86 280 MW
Lundi 28/02/2005 86 020 MW
Mercredi 22/12/2004 81 400 MW
Jeudi 09/01/2003 83 540 MW
Mardi 79 730 MW 79 730 MW
Lundi 17/12/2001 79 590 MW

*En gras sont indiqués les maxima absolus