Compte à rebours jusqu’en 2025: Suivi de l’élimination du charbon au Royaume-Uni

Mise à jour 6/5/2020 – Le propriétaire de la centrale électrique de Kilroot en Irlande du Nord a remporté un contrat pour soutenir la conversion de la centrale pour qu’elle brûle du gaz au lieu du charbon d’ici l’hiver 2023. Seuls Ratcliffe et West Burton n’ont pas encore annoncé de plans de fermeture.

Mise à jour 27/2/2020 – Drax a annoncé qu’elle fermerait ses unités de charbon après septembre 2022 et “ne prévoit pas utiliser de charbon” après mars 2021.

Une fois que Drax fermera ses unités à charbon, seules trois centrales à charbon resteront sur le réseau britannique : Ratcliffe, West Burton et Kilroot en Irlande du Nord.

Mise à jour 1/8/2019 – L’entreprise allemande RWE va fermer sa dernière centrale au charbon au Royaume-Uni, l’Aberthaw B de 1 500 mégawatts (MW) au Pays de Galles, à la fin du mois de mars 2020.

Il ne restera que quatre centrales à charbon sur le réseau britannique. Ce sont Drax, Ratcliffe, West Burton et Kilroot en Irlande du Nord. La carte et le tracker ont été mis à jour.

La nouvelle fait suite à l’annonce par SSE en juin que les 1 500 MW restants de Fiddler’s Ferry fermeraient à la fin du mois de mars 2020. Kilroot, qui devait fermer l’hiver dernier, a maintenant été acheté par la société de services publics tchèque EPH.

Mise à jour 8/5/19 – La Grande-Bretagne est passée sept jours d’affilée sans utiliser de charbon pour produire de l’électricité, pour la première fois depuis la construction d’un système d’alimentation public à la fin des années 1800.

La série sans charbon a commencé à 13h24 mercredi 1er mai, selon National Grid. Il devrait se poursuivre jusqu’en début de soirée jeudi “au plus tôt”, selon le cabinet de conseil EnAppSys.

La Grande-Bretagne a passé 1 139 heures sans charbon jusqu’à présent en 2019, selon une analyse succincte du carbone, ce qui équivaut à 47 jours ou plus d’un tiers de toutes les heures de l’année à ce jour. À ce stade en 2018, seulement 417 heures sans charbon avaient été enregistrées.

Le charbon fournit désormais moins de 5 % de l’électricité produite au Royaume-Uni, contre 40 % en 2012. La production en 2019 à ce jour est en baisse de 90% par rapport à il y a cinq ans et près des deux tiers par rapport à la production en 2018.

Notez que la série record sans charbon concerne uniquement la production d’électricité en Grande-Bretagne. L’Irlande du Nord fait partie d’un réseau intégré distinct sur l’île d’Irlande. Le Royaume-Uni importe de l’électricité de pays tels que l’Irlande, les Pays-Bas et la France, qui brûlent parfois du charbon pour produire de l’électricité.

Mise à jour 8/2/19 – La feuille de calcul de la carte et du tracker a été mise à jour pour refléter les derniers développements.

EDF Energy a annoncé que Cottam dans le Nottinghamshire devait fermer le 30 septembre 2019, faute de contrats de marché de capacité au-delà de cette date, mais que West Burton dans le Lincolnshire resterait ouvert au moins jusqu’en septembre 2021. Le ferry Fiddlers de SSE dans le Cheshire manque également de contrats sur le marché de la capacité, mais n’a pas été mentionné dans la dernière déclaration commerciale de la société. Une autre mise à jour de l’ESS est prévue fin mars. Notez que seules trois des quatre unités de l’usine restent en ligne. Drax dans le Yorkshire a achevé la conversion d’une quatrième unité pour brûler de la biomasse. Lynemouth dans le Northumberland a rouvert ses portes en tant qu’usine de biomasse. Kilroot en Irlande du Nord a bénéficié d’un sursis d’exécution temporaire d’un an. Uskmouth au Pays de Galles est hors ligne en attendant la conversion pour brûler des déchets. Après la fermeture de Cottam, il restera six centrales à charbon au Royaume-Uni, pour un total de 9 gigawatts (GW). Le Royaume-Uni avait une capacité de charbon de 25GW en 2012 et de 29GW en 2010. La production de charbon est passée de 143 térawattheures (TWh) en 2012, répondant à 40% des besoins du Royaume-Uni, à 17TWh en 2018 (5%).

Le Royaume-Uni prévoit d’éliminer progressivement les centrales au charbon d’ici 2025, tant que la sécurité de l’approvisionnement en électricité est maintenue.

La proposition, lancée en grande pompe à l’approche du sommet de Paris sur le climat, a été confirmée le 5 janvier 2018. Cependant, la consommation de charbon diminue déjà rapidement, ne fournissant que 7% de l’électricité britannique en 2017.

L’utilisation du charbon au Royaume-Uni a diminué d’un cinquième en 2014, à des niveaux historiques jamais vus depuis la naissance de la révolution industrielle. La demande a encore diminué de 22 % en 2015 et est en baisse des deux tiers en glissement annuel en 2016 à ce jour. Au cours des six mois de cette année, l’énergie solaire a généré plus d’électricité au total que le charbon.

L’économie du charbon s’est considérablement détériorée. La baisse des prix du gaz et la hausse des taxes sur le carbone se sont conjuguées pour laisser les producteurs de charbon faire face à des pertes croissantes. Le charbon a fourni zéro électricité au Royaume-Uni pour la première fois début mai. La production de charbon en 2015 a été la plus faible depuis le début des années 1950 et 2016 est encore plus faible. En 2016, les prix du charbon ont augmenté, bien que les prix de pointe élevés de l’électricité aient fourni des opportunités pour les centrales à charbon restantes.

Fermetures de charbon

Trois grandes centrales à charbon ont fermé en 2016 : Longannet, Ferrybridge C et Rugeley (voir carte et tableaux). Eggborough et Fiddlers Ferry avaient prévu de fermer, mais ont mis ces plans en attente. (Mise à jour 2/2018: Eggborough fermera après septembre 2018).

Environ 4 gigawatts (GW) de capacité ont été fermés cette année, laissant 15GW en mesure de fonctionner aujourd’hui. Ensemble, ces usines restantes ont émis 53 millions de tonnes de CO2 en 2015, soit environ 11 % des émissions totales de gaz à effet de serre du Royaume-Uni cette année-là. En plus de réduire les émissions de gaz à effet de serre, les fermetures de cette année réduiront la pollution atmosphérique.

Il est à noter que 8,4 GW de capacité de charbon ont déjà fermé depuis 2010. Le charbon est généralement considéré comme une production de charge de base qui fonctionne constamment jour et nuit, mais la plupart des centrales à charbon produisaient de l’énergie moins de 10% du temps en mai et juin, selon Aurora Energy Research. Drax et Aberthaw B viennent de dépasser 50% en juin tandis que Rugeley, maintenant fermé, a touché 50% en mai.

Après de longues périodes de fonctionnement très réduit, un certain nombre de centrales à charbon ont intensifié leurs activités à l’approche de la fin de l’automne au Royaume-Uni. Aberthaw B, par exemple, a fonctionné près de sa capacité.

Les usines qui ont fermé ou qui fonctionneront pendant des heures réduites sont légèrement plus âgées que celles qui s’attendent toujours à rester ouvertes. Cependant, toutes les stations restantes sauf deux ont plus de 40 ans.

Le coût de l’entretien du matériel vieillissant a été cité par SSE pour expliquer sa décision (maintenant inversée) d’envisager la fermeture du traversier Fiddlers. À partir de cette année, les usines sont confrontées à un durcissement des règles de pollution atmosphérique en vertu de la Directive européenne sur les émissions industrielles (IED), bien que diverses exemptions et dispositions transitoires soient en jeu.

Compte tenu des conditions de marché défavorables, la décision de maintenir ou non les centrales à charbon en fonctionnement à perte est compliquée par deux politiques distinctes conçues pour maintenir les lumières allumées.

Le marché de capacité, qui doit démarrer à partir de l’hiver 2017/18, paiera aux centrales une retenue pour être disponible pendant les soirées d’hiver. Il paie un prix fixe pour chaque kilowatt de capacité, jusqu’au niveau de la demande de pointe attendue.

Les enchères pour 2019/20 paieront 18 £ / kW pour un total de 46GW, ce qui signifie que le marché de capacité coûtera près de 1 milliard de £ rien qu’en 2019. Plusieurs centrales à charbon ont obtenu des contrats de marché de capacité d’une valeur de £ 139m en 2019, ce qui signifie qu’elles devraient continuer à fonctionner au moins jusqu’à la fin de cette décennie (voir tableau).

Cependant, Fiddlers Ferry a envisagé de fermer malgré un contrat pour 2018/19. Il n’a pas réussi à remporter un contrat 2019/20. Il semblait avoir décidé que payer une pénalité de 33 millions de £ pour violation de son accord 2018/19 serait moins cher que les pertes auxquelles il était confronté auparavant.

Cette décision semblait avoir porté un coup à la crédibilité du marché des capacités. Cela a ajouté à la pression en faveur de réformes et au sentiment que le régime sape activement la sécurité de l’approvisionnement. Le gouvernement prévoit maintenant de renforcer le marché des capacités et de le mettre en place un an plus tôt, à partir de l’hiver 2017/18.

La dernière annonce de SSE, fin mars, signifie que l’usine restera ouverte pour l’hiver 2016/17, mais laisse toujours un point d’interrogation sur la capacité de l’entreprise à remplir son contrat de capacité 2018/19. La station a également été préqualifiée pour des contrats de marché de capacité en 2017/18 et 2020/21, ce qui augmente les chances qu’elle reste ouverte plus longtemps.

Un deuxième système connu sous le nom de Réserve d’équilibrage supplémentaire du Réseau national (SBR) est conçu pour sécuriser les approvisionnements dans les années précédant l’entrée en vigueur du marché de la capacité. Il paie une petite quantité de capacité de réserve pour rester en veille, ne fonctionnant que lorsque les approvisionnements sont serrés.

Pour l’hiver 2016/17, National Grid paie 34 £ / kW pour 3,6 GW dans le cadre du SBR, pour un coût total de 122 millions de £. Bien que le coût par kW soit près du double de celui du marché de la capacité, le coût global est inférieur.

Deux des centrales à charbon qui prévoyaient de fermer – Eggborough et une unité de Fiddlers Ferry — ont obtenu des contrats de SBR pour l’hiver 2016/17, offrant des sursis d’exécution sur leur fermeture éventuelle. Il convient cependant de répéter que ces unités ne fonctionneront que sur demande de National Grid.

On s’attendait à ce que le SBR 2016/17 doive être élargi maintenant que d’autres centrales à charbon doivent fermer. Cependant, les règles actuelles limitent la taille du SBR à 3,7 GW, contre 3,6 GW contractés jusqu’à présent. Certains analystes estiment qu’il n’est pas nécessaire d’élargir le SBR.

Il est possible que davantage de centrales au charbon choisissent de prendre leur retraite au printemps prochain. Aberthaw, Cottam et West Burton étaient tous considérés comme à risque de fermeture en raison de conditions de marché défavorables, selon un article de Reuters de février. En effet, Cottam et West Burton, toutes deux détenues par le service public français EDF, ont fait défaut sur les contrats de marché de capacité de trois ans qu’elles détenaient, ayant décidé de ne pas procéder à des mises à niveau. Les usines pourraient encore soumissionner pour d’autres contrats d’un an.

Les craintes que le Royaume-Uni ne soit pas en mesure de maintenir un approvisionnement en électricité sûr pourraient poser des problèmes aux plans d’élimination progressive du charbon du gouvernement. Le gouvernement veut une nouvelle capacité gazière pour combler le manque, bien qu’il y ait un désaccord sur l’ampleur de l’exigence et l’impact sur les objectifs climatiques du Royaume-Uni. Les investisseurs ne sont pas non plus actuellement attirés par la construction de nouvelles usines à gaz, en partie parce que le prix du marché de la capacité n’est pas assez élevé.

Note – Les données du marché sur les heures d’exploitation de la centrale proviennent du portail de données EOS d’Aurora Energy Research.

Mise à jour 2/2/18 – La feuille de calcul de la carte et du tracker a été mise à jour pour refléter les derniers développements. Les centrales au charbon de Kilroot et d’Eggborough ont annoncé leur intention de fermer en mai et septembre 2018, laissant sept centrales à charbon restantes au Royaume-Uni. Drax convertira une quatrième unité pour brûler de la biomasse. Cela devrait déplacer la production de biomasse vers l’hiver, mais n’augmenter que la production totale de biomasse de peut-être 1%.

Mise à jour 9/6/16 – La centrale électrique de Rugeley dans le Staffordshire a fermé plus tôt que prévu. Il devait durer jusqu’à la fin du mois de juin.

Mise à jour du 27/4/16 – La centrale électrique d’Aberthaw B au Pays de Galles fonctionnera à heures réduites à partir d’avril 2017. Nous avons mis à jour la carte et les tableaux. Notez également que Drax, autrefois la plus grande centrale à charbon du Royaume-Uni, a déclaré qu’elle pourrait arrêter de brûler du charbon d’ici trois ans si elle recevait des subventions supplémentaires du gouvernement pour brûler de la biomasse à la place.

Mise à jour 31/3/16 – Fiddlers Ferry a décidé de ne pas fermer. L’une de ses quatre unités avait déjà un contrat pour être disponible à l’hiver 2016/17. Le propriétaire SSE affirme qu’une deuxième unité a remporté un contrat pour fournir des services auxiliaires à National Grid pour l’année prochaine. Les troisième et quatrième unités resteront connectées au réseau et pourront être entrées sur le marché de capacité à l’hiver 2017/18. Nous avons mis à jour le texte ci-dessous pour refléter cela et d’autres développements récents.

Mise à jour du 24/3/16 – Longannet, la dernière centrale au charbon d’Écosse, s’éteint aujourd’hui. Le Ferrybridge C a également cessé de produire de l’énergie. Nous avons mis à jour notre carte.

Cet article a été publié le 10 février 2016 16:51

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