Exploit\u00e9e par Uniper, la centrale \u00e0 charbon de Datteln 4 (1100 MW) est d\u00e9crite par l\u2019exploitant comme \u00ab efficace, flexible, fiable \u00bb. Trois adjectifs qui r\u00e9sument finalement les enjeux entourant la sortie du charbon en Allemagne.<\/p>\n\n\n\n
Efficace. <\/strong>A l\u2019heure du march\u00e9 EU-ETS, le rendement des centrales \u00e0 charbon devient cl\u00e9 afin de contrer la pr\u00e9sence grandissante des centrales \u00e0 gaz. La notion de fuel switch<\/em>, indiquant le moment o\u00f9, sur le r\u00e9seau, une centrale \u00e0 gaz est pr\u00e9f\u00e9r\u00e9e \u00e0 une centrale \u00e0 charbon, est devenue majeure pour les exploitants fossiles et leur tr\u00e9sorerie. Afin de maintenir la comp\u00e9titivit\u00e9 des installations charbonn\u00e9es, un haut niveau de rendement est n\u00e9cessaire. Dans le cas de Datteln 4, Uniper indique que le rendement globale de la centrale est \u00ab au-dessus de 45 %<\/em> \u00bb ce qui pourrait lui assurer une place rentable pour les prochaines ann\u00e9es face \u00e0 un parc gazier dont les rendements individuels varient g\u00e9n\u00e9ralement autour de cette valeur. Cela d\u00e9pendra ensuite du \u00ab clean dark spreads<\/em> \u00bb <\/span>1<\/sup><\/a><\/span><\/span> et de sa valeur. Selon Argus Media<\/em> <\/span>2<\/sup><\/a><\/span><\/span>, la rentabilit\u00e9 de la centrale pourrait cependant \u00eatre menac\u00e9e selon la variation de cet indicateur. De plus, la centrale est qualifi\u00e9e de CHP pour Combined Heat Power<\/em>, indiquant de la cog\u00e9n\u00e9ration et justifiant ce rendement \u00e9lev\u00e9 quand les centrales traditionnelles ont des rendements variant autour de 35 %. Co\u00fbt du combustible mis \u00e0 part, seule une haute valeur du prix de la tonne de CO2 pourra permettre \u00e0 la centrale de perdre en rentabilit\u00e9. L\u2019\u00e9tablissement d\u2019un prix plancher du charbon est une id\u00e9e qui est revenue plusieurs fois sur le tapis mais qui a souvent \u00e9tait balay\u00e9e par l\u2019Allemagne <\/span>3<\/sup><\/a><\/span><\/span>. Cette derni\u00e8re a en effet trop \u00e0 y perdre au niveau de ses industries lourdes fortement consommatrices d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et dont les factures augmenteraient de mani\u00e8re importante, cr\u00e9ant un manque \u00e0 gagner en terme de\u00a0 comp\u00e9titivit\u00e9. Des co\u00fbts de combustible bas et stables <\/span>4<\/sup><\/a><\/span><\/span> (l\u2019Allemagne n\u2019a plus de mines de charbon ouvertes mais seulement des mines de lignite), associ\u00e9s \u00e0 une efficacit\u00e9 croissante et \u00e0 des consommateurs proches int\u00e9ress\u00e9s par une production importante d\u2019\u00e9nergie ont men\u00e9 l\u2019Allemagne sur une voie de d\u00e9pendance vis-\u00e0-vis de cette \u00e9nergie dont ils ont aujourd’hui bien du mal \u00e0 se d\u00e9faire.<\/p>\n\n\n\n Flexible<\/strong>. La p\u00e9n\u00e9tration accentu\u00e9e des \u00e9nergies renouvelables (ENR) sur le r\u00e9seau allemand, et en particulier de l\u2019\u00e9olien offshore (7.5 GW install\u00e9s en 2020 avec un objectif \u00e0 15 GW en 2030 <\/span>5<\/sup><\/a><\/span><\/span>), a bouscul\u00e9 le r\u00e9seau de transport allemand. Afin de compenser les moments de faible production de la part des ENR, le r\u00e9seau national allemand se doit de s\u2019adapter en permanence et de disposer de sources flexibles et pilotables. Or, l\u2019arr\u00eat d\u2019une tranche fossile co\u00fbte souvent plus au producteur que la r\u00e9duction temporaire de sa production puis son rattachement de nouveau au r\u00e9seau. Un avantage que les centrales fossiles, \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du r\u00e9seau \u00e9lectrique et hors consid\u00e9rations \u00e9conomiques, ont longtemps conserv\u00e9 via leur vitesse de retour \u00e0 pleine puissance. Pourtant, la multiplication des sources d\u00e9carbon\u00e9es vient aujourd\u2019hui mettre \u00e0 mal cet avantage alors que l\u2019Agence Internationale de l\u2019Energie (AIE) d\u00e9crit l\u2019\u00e9olien offshore comme un moyen de production en \u00ab semi-base \u00bb. Notons aussi que les centrales \u00e0 gaz sont particuli\u00e8rement flexibles \u00e0 l\u2019heure du d\u00e9veloppement d\u2019autres technologies, \u00e0 l\u2019instar du gaz vert (dont l\u2019Allemagne est le premier producteur europ\u00e9en <\/span>6<\/sup><\/a><\/span><\/span>) et du d\u00e9veloppement de l\u2019hydrog\u00e8ne. Plus globalement, du point de vue industriel, les entreprises ne sauraient fonctionner que lorsque le vent souffle ou le soleil brille et c\u2019est pourquoi la stabilit\u00e9 du r\u00e9seau (en attendant le stockage \u00e0 grande \u00e9chelle) est un enjeu prioritaire pour le secteur secondaire qui repr\u00e9sente 27.5 % du PIB Allemand en 2018 (contre 16.9 % en France \u00e0 la m\u00eame date) <\/span>7<\/sup><\/a><\/span><\/span>. La cr\u00e9ation d\u2019interconnexions entre pays membres est certes cruciale mais ne garantit pas pour autant l\u2019arriv\u00e9e du bon nombre d\u2019\u00e9lectrons au bon moment.<\/p>\n\n\n\n Fiable.<\/strong> Enfin, la disponibilit\u00e9 des unit\u00e9s de production d\u2019\u00e9nergie est un param\u00e8tre \u00e0 prendre en compte afin d\u2019assurer la pr\u00e9sence sur le r\u00e9seau ainsi que des revenus au propri\u00e9taire de la centrale. Le temps de maintenance des unit\u00e9s est donc li\u00e9 \u00e0 la rentabilit\u00e9 de celles-ci. Si les centrales nucl\u00e9aires fran\u00e7aises peuvent tourner 18 mois sans arr\u00eat (soit 7 % de leur temps total d\u2019exploitation), ce temps peut tourner \u00e0 5 % pour les centrales \u00e0 charbon <\/span>8<\/sup><\/a><\/span><\/span>. La multiplication de leur nombre et de leur mise en fonction \u00e0 des dates diff\u00e9r\u00e9es assurent de plus au r\u00e9seau une stabilit\u00e9 de fonctionnement.<\/p>\n\n\n\n