"La combinaison des contraintes réglementaires, techniques et économiques ne permet plus à l’entreprise d’exploiter cinq tranches charbon qui ont toutes plus de 40 ans, sans dommage majeur sur les activités de l’entreprise à partir de 2013" a t’elle expliqué dans un communiqué.
Une analyse de la situation a été présentée mercredi au Comité Central d’Entreprise de sa filiale : la Snet, car à partir de 2013, cette situation pourrait affecter jusqu’à 535 emplois.
Ces cinq tranches, qui ont réalisé moins de 20% de la production totale d’électricité d’E.ON en France en 2010, sont implantées sur les centrales d’Emile Huchet (Saint-Avold, Moselle), Provence (Gardanne, Meyreuil, Bouches-du-Rhône), Hornaing (Nord) et Lucy (Montceau-les-Mines, Saône-et-Loire).
Trois d’entre elles (Emile-Huchet 5, Hornaing 3 et Lucy 3), construites au début des années 1970, sont déjà en régime dérogatoire par rapport à la directive européenne « GIC » qui impose des normes environnementales strictes aux Grandes Installations de Combustion les plus polluantes. Leur arrêt doit intervenir au plus tard le 31 décembre 2015.
D’après E.ON, les deux autres tranches concernées (Emile-Huchet 4 et Provence 4) ne sont plus en mesure de répondre aux besoins de flexibilité et de fiabilité imposés par le marché et aux nouvelles contraintes environnementales qui entreront en vigueur au 1er janvier 2016 (directive IED), du fait de leur ancienneté (leur construction date respectivement de 1958 et 1967) et de la technologie utilisée (LFC – Lits Fluidisés Circulants).
En effet, comme les émissions de CO2 deviendront payantes dès le 1er janvier 2013, l’entreprise estime que "ces 5 tranches ne seront plus rentables à partir de cette date et que leur maintien en service contribuerait à rompre l’équilibre économique de l’entreprise."
En parallèle, E.ON indique étudier des investissements conséquents dans 2 nouvelles unités de production : une sur la centrale d’Hornaing, avec la construction, en partenariat, d’une tranche à Cycle Combiné Gaz, et une sur la centrale de Provence, avec la conversion de la tranche Provence 4 LFC en chaudière biomasse, dans le cadre de l’appel d’offre de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE4).
Au total, entre 2009 et 2015, l’ensemble de ces projets thermiques, incluant les deux nouvelles tranches à Cycle Combiné Gaz mises en service par le Groupe en 2010 sur le site de Saint-Avold, devrait permettre de transformer l’outil de production thermique d’E.ON en France en "un outil plus moderne, plus performant et moins carboné."
L’objectif affiché par le Groupe allemand consisterait donc à augmenter la capacité de production nette de l’entreprise tout en faisant passer "la part du gaz naturel et des énergies renouvelables à plus de 50% du mix."
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Je sais que la tentation, à la lecture de cette information, d’entrer dans une polémique stérile sur ce choix, est grande. Je crois que l’on doit voir cette décision sous un autre angle. Si les directives concernant la limitation de la pollution émise par des centrales thermiques en fin de cycle (usure et mode de fonctionnement) vont, à terme, occasionner des fermetures successives, comment réhabiliter ces sites? Si des spécialistes sont capables de nous expliquer la possibilité ou non de convertir en partie des centrales charbon, fuel… en centrales géothermiques, solaire thermiques et, à quel prix, nous pourrions déterminer éventuellement de nouveaux projets industriels, source d’emplois. Que peut-on conserver? L’implantation géographique de ces centrales a-t-elle une incidence grave sur l’alimentation locale en énergie? Que coûte l’abandon pur et simple de tels complexes? Est-ce compatible avec la décision de stopper les centrales nucléaires en Allemegne et aux besoins transfrontaliers en énergie? Gros dossier en vue; Des producteurs « alternatifs » peuvent-ils trouver là des potentialités économiques? Merci de nous informer, je crois que le sujet est d’importance…
Une centrale électrique au charbon, en Province de Liège (Les Awirs) en Belgique, en bord de Meuse, a été reconvertie aux pellets de bois, importés du Canada. Le contrat d’achat de ce combustible de bois est de très longue durée, évitant les fluctuations hiératiques des prix du bois européen. La même chose, en mixte (charbon + bois), pour la centrale de Ruyen (prononcez « reuil-llen), en West-Flandres. Ces reconversions ont été effectuées par Electrabel (GDF-Suez)
»…avec la conversion de la tranche Provence 4 LFC en chaudière biomasse, dans le cadre de l’appel d’offre de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE4). » Pour ce projet de reconversion ainsi que pour minimiser le coût de pellets venant du Canada (GES -énergie grise !) pourquoi ne pas faire appel à du BioCoal, dont il était question récemment dans Enerzine: voir BioCoal – Torspyd – Thermya. Même si le procédé de toréification a un coût en énergie, à rajouter au coût de la biomasse de départ, il présente plusieurs aspects intéressants, dont la »concentration » d’énergie et l’homogénéisation de la source, l’hydrophobie des pellets donc plus critique à l’humidité: du déchet bois ou du miscanthus, très différents de par leur densité, donc le coût de transport et stockage, deviennent »homogènes » une fois transformés en pellets BioCoal. A+ Salutations Guydegif(91)