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2026 | Cour des comptes - L'arrêt des centrales à charbon
Dans un contexte de fort recul de la consommation de charbon dans les économies avancées, le rapport de la Cour se penche sur le processus d’arrêt des centrales électriques à charbon en France, en évaluant ses impacts sur la sécurité d’approvisionnement, l’avenir des sites concernés et les enjeux liés à leur fermeture ou reconversion. Le contrôle a porté sur les quatre dernières centrales à charbon encore en fonctionnement ou en cours de reconversion en France : les centrales du Havre et de Cordemais gérées par le groupe EDF, et les centrales de Saint-Avold et de Gardanne dont la gestion incombe à la société GazelEnergie Génération.
La fermeture des centrales à charbon, entre enjeux climatiques et enjeux de sécurité d’approvisionnements
Le recul des centrales à charbon constitue une tendance ancienne, résultant principalement de la perte de compétitivité de ces installations. La volonté politique d’en accélérer le déclin s’est traduite par l’annonce, en 2017, du Plan Climat fixant l’objectif d’une sortie du charbon à l’horizon 2022, entériné par la loi Energie-Climat de 2019. Cette décision était cohérente avec les ambitions de la France en matière de lutte contre le dérèglement climatique. Le rapport souligne néanmoins qu’elle présentait des risques pour la sécurité d’approvisionnement, notamment du fait de la baisse alors prévue de la part du nucléaire dans le mix électrique à 50 % d’ici 2025. Le report du plafonnement du nucléaire à 2035 a permis de desserrer partiellement la contrainte pesant sur le système électrique, sans toutefois faire disparaître l’ensemble des risques. Ces fragilités ont été exacerbées par la crise énergétique de 2021-2022. Si cette crise a contrarié la trajectoire initiale, elle n’a pas remis en cause l’objectif de fermeture, dont l’échéance a été repoussée à 2027. Dans la période actuelle, post-crise, le déficit capacitaire devrait se résorber relativement rapidement, en partie grâce à la meilleure disponibilité du parc nucléaire et à la montée en puissance des énergies renouvelables.
Des projets de conversion bas-carbone confrontés à une absence de rentabilité
Les centrales à charbon ont ainsi connu un regain d’activité temporaire au cours de la crise énergétique de 2021-2022, alors que leur fonctionnement se limitait à quelques centaines d’heures par an depuis 2019. Cet épisode exceptionnel leur a permis de dégager des bénéfices sur une courte période. Mais, hors situation de crise énergétique, leur modèle économique est structurellement pénalisé par des coûts fixes et variables élevés, et par une évolution des conditions de marché qui ne devraient pas leur être favorable à moyen terme. Leur viabilité demeure très incertaine, même en intégrant les revenus du mécanisme de capacité. Le démantèlement en cours de la centrale du Havre et la reconversion industrielle du site de la centrale de Cordemais illustrent ces difficultés à élaborer un modèle économique viable. À Saint-Avold, l’option d’une conversion reste ouverte.
Des conversions décarbonées requérant un fort soutien, qui ne se justifie pas nécessairement : le cas de la centrale de Gardanne
Les quelques projets de conversion décarbonée envisagés pour succéder aux centrales à charbon se sont heurtées à des difficultés économiques importantes, notamment parce que l’approvisionnement en biomasse solide s’avère plus onéreux que le charbon. La conversion à la biomasse d’une première tranche au charbon à Gardanne en 2013 illustre cette problématique. Le soutien public important accordé au producteur en fin d’année 2024, qui présente un risque élevé pour les finances publiques, a été mis en place selon des modalités ayant permis de réviser des conditions contractuelles substantielles du contrat initial d’achat d’électricité. Ces modalités emportent d’importantes fragilités juridiques, pour une installation dont la justification technique n’est pas avérée, car elle ne répond plus à un besoin de sécurité d’approvisionnement. Les modifications substantielles des clauses du contrat initial ont également conduit à une revalorisation du tarif accordé à GazelEnergie, au-delà de la modification de la formule d’indexation prévue par l’article 229 de la loi de finances pour 2024. S’y ajoutent un bilan carbone critiquable et un impact environnemental contesté.
Un déficit capacitaire identifié par RTE pour 2030 qui impose à l’État de clarifier ses intentions sur l’avenir du parc thermique
Le devenir des centrales à charbon souligne la nécessité d’une clarification de la stratégie de l’Etat, qui dépasse le seul cadre des projets de conversion. Alors que RTE, gestionnaire du réseau électrique et garant de l’équilibre offre-demande, considère qu’entre 2 et 5 GW de capacités thermiques supplémentaires pourraient être requis pour garantir la sécurité d’approvisionnement électrique à partir de 2030, il apparaît donc nécessaire, au-delà du devenir du site de Saint-Avold, de clarifier le rôle du parc thermique. La réforme du mécanisme de capacité, prévue pour entrer en vigueur en 2026, en constitue un levier indispensable. Dans ce contexte, l’État doit rapidement préciser sa stratégie.
Source : Communiqué COUR DES COMPTES
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