- Source : IFP Energies nouvelles
Les centrales à gaz de type CCGT sont souvent présentées comme préférables aux centrales à charbon pour produire de l’électricité : elles émettent deux fois moins de CO2 en moyenne, sont plus flexibles (sachant qu’elles sont fréquemment activées en « back up » et doivent rapidement répondre à la demande), rencontrent moins d’opposition de type Nimby, etc.
Dans une note Panorama 2015 d’IFP Energies nouvelles, Sylvie Cornot-Gandolphe rappelle toutefois que la sélection entre gaz et charbon pour la production électrique en Europe dépend avant tout des prix de ces combustibles et de la tonne de CO2.
Or, l’effondrement des prix du CO2 en Europe et la baisse du prix du charbon importé des États-Unis (-32% entre août 2011 et septembre 2013) ont joué en faveur des centrales à charbon. Le charbon fournit plus d’un quart de l’électricité produite en Europe tandis que le gaz naturel compte pour 17% de cette production en 2013.
De nombreuses centrales à gaz CCGT sont sous-utilisées et ne sont plus rentables. On qualifie de « clean spark spread » la mesure de la rentabilité de ces centrales (différentiel entre le prix de l’électricité sur le marché et le coût de production des centrales à gaz en intégrant le prix du CO2). Celui-ci est négatif depuis début 2012 tandis que le « clean dark spread » qui mesure la rentabilité des centrales à charbon reste positif.
Cette situation a poussé plusieurs pays de l’Union européenne à développer des marchés de capacités visant à rémunérer des centrales peu sollicitées (notamment les centrales à gaz mises sous cocon) pour que celles-ci restent rentables et disponibles lors des pics de demande. Sylvie Cornot-Gandolphe rappelle que d’autres réformes sont nécessaires, notamment du système européen d’échanges des quotas de CO2 ou de l’intégration des énergies renouvelables dans le marché.
