Vue aérienne du port et de la centrale au charbon du Havre qui a fermé en 2021. (©EDF-Didier Marc)
La Cour des comptes a publié ce 26 février un rapport sur l'arrêt des centrales à charbon. Elle y appelle entre autres l'État français à clarifier rapidement ses intentions sur l’avenir du parc thermique.
0,13 % du mix électrique en 2025
La Cour des comptes étudie le cas des 2 centrales à charbon encore en fonctionnement et de 2 sites en cours de reconversion : les centrales du Havre (arrêtée, Seine-Maritime) et de Cordemais (en service, Loire-Atlantique) gérées par le groupe EDF, et de Saint-Avold (en service, Moselle) et Gardanne (reconvertie à la biomasse, Bouches-du-Rhône) dont la gestion incombe à la société GazelEnergie
En 2025, la production d'électricité à partir du charbon en France métropolitaine s'est élevée à 0,7 TWh (contre 19,9 TWh en 2013), soit 0,13 % du mix électrique, selon les dernières données de RTE. Autrement dit, le charbon a quasiment disparu du système électrique français.
La sortie du charbon repoussée de 5 ans
En théorie, la France devrait déjà être sortie du charbon : l'arrêt des centrales brûlant ce combustible était annoncé dès 2016 dans la première Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE 1) et était fixé à l’horizon 2022 par le Plan Climat de 2017 (un objectif entériné par la loi Energie Climat de 2019).
Mais cette annonce soulevait alors« certaines difficultés, malgré une production déjà très réduite en 2017 » dans un contexte qui peut sembler très lointain aujourd'hui : RTE indiquait à l'automne 2017 que la fermeture de ces installations « n’était pas dépourvue de tout risque pour la sécurité d’approvisionnement électrique », alors même que la loi sur la transition verte de 2015 prévoyait de réduire la production nucléaire à un niveau de 50 % du mix électrique français en 2025.
La trajectoire de sortie du charbon a par la suite aussi été « contrariée » par la crise énergétique de 2021-2022 qui s'est accompagnée de mesures d’urgence, dont un relèvement du plafond d’émissions applicable aux centrales à charbon « permettant à Cordemais d’opérer bien au-delà des 700 heures initialement prévues » et à la centrale de Saint-Avold d'être redémarrée à l'automne 2022 (après un arrêt en mars 2022). Les centrales du Havre et de Gardanne mises à l’arrêt à l’issue de l’hiver 2020-2021 n'ont en revanche pas été redémarrées.
In fine, les centrales à charbon ont connu un rebond de production en 2021 et 2022 (comme le montre le graphe de RTE plus haut). À l'exception de cette période exceptionnelle, la Cour des comptes note que le modèle économique de ces centrales « est structurellement pénalisé par des coûts fixes et variables élevés, et par une évolution des conditions de marché qui ne devrait pas leur être favorable à moyen terme », et ce même en intégrant les revenus du mécanisme de capacité.
Si l'objectif de sortie du charbon n'a pas été remis en cause, son échéance a été reportée en 2027. Un décalage de cinq ans jugé « surprenant » par la Cour des comptes, « d’autant que les restrictions réglementaires censées traduire cet objectif n’ont été reportées qu’à 2025 ».
Tout n'est pas réglé pour autant
Si la sécurité d'approvisionnement s'est sensiblement améliorée (avec l'abandon du plafonnement de la production nucléaire et le développement des filières renouvelables)(1), la Cour des comptes note toutefois encore « un risque de déficit capacitaire à plus long terme » et juge la stratégie de l'État « floue quant aux mesures envisagées pour répondre à cette problématique ».
Des incertitudes portent également sur la viabilité des projets de conversion bas carbone des centrales à charbon : EDF a ainsi renoncé à convertir à la biomasse solide sa centrale de Cordemais qui fermera d'ici 2027 (une usine de Framatome destinée à la fabrication de tuyauteries nucléaires doit y être installée) et aucune décision n'a été arrêtée par GazelEnergie pour l'installation de Saint-Avold.
En outre, la Cour des comptes souligne que ce « déficit de compétitivité des projets de conversion décarbonée ne saurait justifier un soutien public disproportionné ». À cet égard, elle dénonce le soutien public très significatif apporté en 2024 à la tranche P4 de biomasse de la centrale de Gardanne « dans des conditions contestables tant aux plans technique, juridique qu'environnemental » : la part renouvelable du site (environ 85% de la production) bénéficie d'un tarif d’achat de 260,13 €/MWh, alors même qu'une partie de la biomasse consommée sur place provient de l'étranger, notamment du Brésil(2).
