La centrale EDF de Cordemais cherche à produire du « charbon » vert

« On fonctionne comme une startup. En mode agile. On apprend en avançant, on pivote... » Patron de la centrale thermique EDF de Cordemais (44), Denis Florenty a pris la main sur le programme pilote lancé par l'énergéticien pour qualifier un combustible alternatif au charbon. Et pour cause, ici, sur les bords de l'estuaire de la Loire, la centrale, mise en service en 1970, demeure - à l'exception d'une unité au Havre- le dernier site EDF à fonctionner au charbon. Un maintien au prix d'un colossal programme (350 millions d'euros) de rénovation et de mise aux normes des émissions atmosphériques mené entre 2012 et 2016.

Et de maintenir 426 emplois directs sur le site.

En dépit des efforts entrepris, au regard de décisions prises par la COP 21 et des politiques engagées en faveur de la transition énergétique, l'avenir de la centrale, utilisée pour subvenir aux pics de consommation liés aux vagues de froid ou aux aléas sur le réseau, demeure, malgré tout, pour le moins malmené, même si "le projet de taxation de ce type de production d'électricité a été pour l'heure abandonné. Ce qui nous laisse le temps d'explorer de nouvelles voies », respire Denis Florenty, engagé dans la mise en œuvre d'un projet d'adaptation du site à la transition énergétique.

Elaborer un modèle économique pérenne, non subventionné

Mené dans le cadre du programme de recherche international CEATI (Center for Energy Advancement Technological Innovation), le projet de co-combustion associant biomasse et charbon a démarré fin 2015. Outre les services R&D et les fonctions centrales du groupe, il mobilise une équipe d'une trentaine de personnes.

En février 2016, un premier test était réalisé avec des pellets, une sorte de granulés de sciure de bois torréfiés, produits par vapocraquage par un fabricant norvégien. Un produit dont la valeur énergétique est assez proche de celle du charbon. Pour ce premier essai, on a mélangé 20% de biomasse pour 80% de charbon. Quelque 500 tonnes de pellets ont ainsi été brûlés en deux jours.

A condition aussi d'abaisser les coûts de fabrication et de transport de la matière première dont le prix - pour le test- était trois fois plus élevé que le charbon. Car l'objectif est de rendre le modèle économique pérenne avec une électricité non subventionnée. Pour Denis Florenty, l'enjeu est loin d'être négligeable. « 20% de 600 MW (puissance d'une des deux unités de la centrale), c'est l'équivalent d'un parc éolien de 120 MW dont on peut moduler la puissance à volonté. Et là, on retrouve tous les atouts du thermique. L'autre avantage, c'est que l'on peut stocker la biomasse ce qui est impossible avec l'éolien.» Ces résultats ont donc incité à creuser la piste des combustibles alternatifs.

Recherche en collaboration avec l'Université de Nancy

En septembre dernier, des essais menés avec un laboratoire de recherche de l'université de Nancy ont montré que des déchets verts traités par explosion de vapeur pouvaient dégager des valeurs énergétiques proche de 70% à 80% de celles du charbon.

Contribuer à la baisse mondiale des émissions de CO2 d'origine fossile

Un pilote devrait voir le jour avant l'été et un prototype d'unité de densification d'ici à la fin de l'année 2017, selon les technologies de vapocraquage ou d'explosion vapeur. Le coût de l'installation est estimé à 400.000 euros. « On connaît la capacité de la biomasse. Le démonstrateur doit maintenant valider la viabilité économique du process et sa reproductibilité.  Des systèmes de densification existent en Grande-Bretagne ou au Canada, mais leur modèle économique repose sur une électricité subventionnée. Si on arrive à démontrer la viabilité du procédé avec de la ressource locale, on peut reproduire le procédé partout dans le monde, exporter ce savoir-faire, faire baisser de quelques pour cent, 10%, 20% les émissions de CO² d'origine fossile. C'est d'autant plus intéressant que les deux tiers de la production d'électricité dans le monde proviennent des énergies fossiles dont la moitié du charbon. », justifie-t-il. « Ce serait donc là une contribution à la problématique mondiale d'émission de CO² ».

Optimiser les points de collecte et de transport

Avant d'en arriver là, le projet devra encore relever quelques défis. En premier lieu, celui de l'approvisionnement en ressources locales. En ce sens, les équipes de la centrale se sont rapprochées des communes et des communautés de communes avoisinantes pour identifier dans quelle mesure les déchets verts pourraient être utilisés. Une étude est lancée avec le Cerema (Centre d'étude et d'expertises sur les risques, l'environnement, la mobilité, et l'aménagement), la communauté d'agglomération de Saint-Nazaire et le département de Loire-Atlantique pour évaluer le potentiel et les possibilités d'utilisation (pouvoir calorifique, logistique, sécurisation environnementale, etc.).

Selon les premiers contacts pris, une communauté de communes pourrait fournir autour de 15.000 tonnes par an. Des déchets dont le traitement coûterait actuellement entre 25 et 40 euros la tonne. Si la centrale les enlevait après broyage, l'économie reviendrait entre 10 et 15 euros la tonne. Un argument et une économie circulaire qui, selon Denis Florenty, commencent à séduire certains élus. Reste que si le projet semble susciter un certain intérêt, « pour être rentable, il faudra optimiser les points de collecte et de transport pour éviter que la logistique ne vienne plomber le business model. Et ça, c'est plutôt aux territoires de l'organiser », prévient Denis Florenty.

La façade Atlantique comme source d'approvisionnement

Le pari économique repose sur un acheminement des déchets situés dans un rayon de 100 km. « Au-delà, il faudra envisager un transport maritime et pourquoi pas fluvial des matières premières », esquisse le directeur de la centrale.  A elle seule, la région des Pays de la Loire produit 500.000 tonnes de déchets verts par an. La Bretagne 650.000 tonnes. Il faudra encore convaincre la Nouvelle Aquitaine. Une partie des déchets devant être conservée pour un retour du carbone dans les sols.

L'idée est de constituer une source d'approvisionnement sur l'ensemble de la façade Atlantique pour alimenter la ou les futures unités de densification de la centrale de Cordemais, dont le coût de construction dépasserait les 15 millions d'euros l'unité. Rien à voir cependant avec les 350 millions d'euros de rénovation réalisés ces dernières années.

Des unités gourmandes en biomasse

Plusieurs scénarios sont encore à valider avec des proportions de biomasse pouvant atteindre 20%, 30%, 50% ou plus. A 100%, il faudrait entre 3 à 5 millions de tonnes de biomasse par an. Un vrai enjeu pour la centrale qui consomme aujourd'hui jusqu'à 2 millions de tonnes de charbon.

Et là, cela changerait la logique de la centrale (ci-dessous, photo © F. Thual), qui deviendrait une unité de cogénération de vapeur, capable de produire de l'électricité ou de la biomasse. « C'est-à-dire que l'on aurait un outil de stockage de l'énergie, ce qui est une vraie problématique aujourd'hui.  Le surplus d'électricité pouvant aussi être absorbé par le générateur de vapeur pour produire de la biomasse », ajoute-t-il. Dès lors, il appartiendra aux politiques de valider ces scénarios...

Par Frédéric Thual,
correspondant Pays de la Loire pour La Tribune