Électricité : la France relance ses deux dernières centrales à charbon pour sécuriser l’hiver
Alors que la consommation électrique s’apprête à grimper avec l’arrivée du froid, EDF a remis en fonctionnement les deux dernières centrales à charbon encore actives en France, situées à Saint-Avold (Moselle) et Cordemais (Loire-Atlantique). L’objectif : tester leur capacité à répondre à un éventuel pic de demande durant l’hiver, malgré leur rôle très marginal dans le mix énergétique français.
Des tests préventifs pour anticiper la demande hivernale
Selon des informations de France Info, les deux installations ont été temporairement relancées afin de vérifier leur capacité à produire en cas de besoin urgent. La France consomme aujourd’hui moins d’électricité qu’elle n’en produit, mais les périodes de froid intense peuvent faire grimper la demande de manière ponctuelle, nécessitant une mobilisation exceptionnelle de tous les moyens disponibles.
La production issue du charbon reste extrêmement faible — seulement 0,13 % de l’électricité française — mais ces centrales constituent encore une réserve stratégique lorsque les conditions météorologiques mettent le réseau sous tension. Elles sont par ailleurs autorisées à fonctionner jusqu’en 2027, date prévue de leur fermeture définitive.
Une remise en service progressive à Cordemais
Le site de Cordemais sort d’une longue phase de maintenance. L’une des deux unités de production, remise en route lundi, a passé avec succès les tests de fonctionnement, selon EDF. L’entreprise a donc décidé de la maintenir en service quelques jours supplémentaires, jusqu’à la fin de la semaine. La seconde unité doit, elle, être testée à partir de la semaine suivante, conformément au calendrier établi.
Cette remise en service encadrée ne signifie pas un retour durable du charbon dans le mix énergétique, mais s’inscrit dans une logique de sécurité d’approvisionnement, déjà appliquée les hivers précédents.
Une extinction programmée du charbon d’ici 2027
Cordemais sera définitivement arrêtée le 31 mars 2027. Extrêmement émettrice de CO₂, la centrale fait partie des installations visées par la stratégie française de sortie du charbon. EDF prévoit toutefois de maintenir une activité industrielle sur le site. Sa filiale Framatome travaille déjà sur un projet d’usine de préfabrication de tuyauteries destinées au secteur nucléaire. La mise en service est envisagée pour fin 2028, et l’entreprise pourrait employer à terme environ 200 personnes.
À Saint-Avold, l’avenir repose sur une transition vers le gaz. Le site, exploité par GazelEnergie, doit évoluer dans les prochaines années vers une production énergétique moins carbonée, même si le calendrier précis reste encore à définir.
Un dernier recours en attendant la transition complète
Bien que marginales, les centrales à charbon demeurent encore des outils de dernier recours pour sécuriser les périodes de tension sur le réseau. Leur fermeture définitive en 2027 marquera la fin d’une époque pour un mode de production très polluant, remplacé progressivement par des projets industriels plus compatibles avec les objectifs climatiques de la France.
COMMENTAIRES
Ce n’est pas que la production nationale est déficitaire (la France exporte toujours) mais que la région ouest est excentrée et que l’éolien ne fournit que de façon épisodique. Il faut bien un moyen pilotable pour stabiliser le réseau et , là, c’est le charbon qui est utilisé : https://www.rte-france.com/donnees-publications/eco2mix-donnees-temps-reel/donnees-regionales#consommation-et-flux
. Une sottise de plus de Cochelin… Comme si le réseau n’avait besoin d’être stabilisé qu ‘en hiver…! La réalité est bien plus simple, comme chaque année en hiver on risque d’ être Rick rack en puissance si l’hiver se montre rigoureux. Simple precaution habituelle… sans compter le risque toujours possible genre corrosion sous contrainte.
@Rochain
En dehors de la fin d’automne et l’hiver, point n’est besoin de charbon (dans la zone ouest) car la consommation est plus faible et les transferts en provenance d’autres régions suffisent. Le recours au charbon s’est mis en place depuis quelques jours alors que le pays était largement exportateur.
De plus, le solaire et l’éolien n’ont que peu réduit le recours aux centrales à flamme, sauf les épisodes de corrosion sous contrainte. Ces productions d’origine renouvelables variables ont même contraint RTE, pour différentes raisons, à écréter la production nucléaire. Il ne faut pas oublier, non plus, la baisse de la consommation d’électricité depuis quelques années. https://www.edf.fr/groupe-edf/comprendre/electricite-au-quotidien/usages/consommation-electricite-en-chiffres
Il y a déjà longtemps que l’éolien et le solaire ont remplacé les centrales à flamme, malgré tous les freins qui tentent de limiter leur développement.
Des chiffres pour Rocchain
Jusqu’à 162,5 euros le MWh
Pour ce qui est de la production d’électricité depuis le début de la petite vague de froid de fin novembre 2025, les exportations ont baissé sensiblement (de 14 GW à 3GW en fin de journée lors du pic de consommation en une semaine), le parc nucléaire est monté en puissance et assurait le 20 novembre en fin de journée plus de 49 GW (la capacité de production maximale du parc nucléaire est de 63GW), l’hydroélectricité a été fortement sollicitée à plus de 15 GW (19% du total) et il faut remarquer l’augmentation très nette de la production d’électricité des centrales à gaz (7,8 GW) contre 1 GW avant la période de froid et même les centrales à charbon (0,5 GW). Enfin, les renouvelables intermittents assuraient une partie limité de la production, de 5% du total pour l’éolien à 19 heures le 20 novembre, soit 3,7 GW, et évidemment rien pour le solaire puisqu’il faisait nuit.
Production d’électricité en France le 20 novembre 2025 à 19 heures. Source : RTE (éCOmix).
Du côté des prix de gros de l’électricité, ils se sont envolés avec le froid. C’est mécanique puisque le système de fixation des prix sur le marché européen est celui dit du « merit order » ou ordre de mérite. La dernière centrale sollicitée pour produire fixe le prix du marché et il s’agit en général d’une centrale à gaz. En France, les prix ne dépassaient pas 50 euros le mégawattheure (MWh) il y a une semaine et sont montés jeudi 20 novembre jusqu’à 162,5 euros le MWh. Ils ont même dépassé 198 euros le MWh en Allemagne.
Encore des chiffres pour Rochain
Le plus important des rapports réalisés par l’Agence internationale de l’énergie vient d’être rendu public. Il s‘intitule Perspectives énergétiques mondiales (PEM) et, selon l’Agence, c’est « la source la plus fiable d’analyses et de projections énergétiques mondiales. Mis à jour annuellement pour intégrer les dernières données, technologies, tendances du marché et politiques gouvernementales, il explore les différents scénarios énergétiques et leurs implications pour la sécurité énergétique, l’accès à l’énergie et les émissions. » Ses 519 pages ne sont pas toutes très intéressantes, mais on peut s’en tenir à l’essentiel de ce qu’elles nous apprennent sur l’évolution du système énergétique mondial ainsi que sur impact qu’ont, et auront, les politiques énergétiques adoptées par les gouvernements du monde entier. Et ce que nous avons trouvé dans les chiffres fournis par l’Agence mériterait une très large diffusion. Selon les scénarios – pessimiste ou optimiste – les énergies renouvelables ne représenteront que… 26 % ou 31 % de l’approvisionnement énergétique mondial en 2050 ! Avec seulement le solaire et l’éolien, on tombe à respectivement 12 et 16 % ! C’est bien la peine de dépenser des dizaines de milliards tous les ans pour arriver à des pourcentages aussi bas (voir les tableaux). A ce rythme, ni la transition énergétique ni le zéro émissions nettes ne seront atteints en 2035, pas même en 2050. Il est donc temps d’en finir avec les mythes très coûteux et d’adopter une approche réaliste de l’évolution énergétique dans le monde.
Et des situations comme ces jours-ci, c’est assez souvent revenu : https://www.energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=DE&legendItems=1whw4
30% d’energies renouvelable dans le mix energetique c’est déjà bien (on ne parle pas de mix electrique)
Et combien pour le nucleaire?
https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/world-electricity-generation-in-the-stated-policies-scenario-2010-2035?language=fr
Effectivement il est grand temps de tourner la page du charbon. Autre symbole, non loin de la centrale thermique de St Avold, les forages pour extraire le gisement prometteur d’hydrogène natif ont repris à Faulquement. Voilà une source d’énergie qui représente l’avenir plutôt que de s’obstiner à convertir une vieille centrale charbon au gaz avec un budget abyssal pour le contribuable.
Puisque l’on parle de forage, que dire de ce gisement quasi universel en France qu’est la géothermie ? voilà des ressources qui permettraient de diversifier notre demande énergétique et nous rendre moins dépendants de puissance étrangères qui dictent les cours du pétrole et du gaz.
Le charbon est actuellement utilisée dans l’ouest de la France (pour la production d’électricité) car cette région (et dans une moindre mesure la Bourgogne-Franche-Comté) est excentrée et l’acheminement de l’électricité y est problématique (bien que le pays soit exportateur) à l’approche de l’hiver. Seul le renforcement du réseau (très coûteux) permettrait de résoudre ce problème.
Faut-il vraiment fermer ces deux centrales ??
Elles pourraient être conservées à titre de réserve stratégique.
Leur vocation n’est que de servir de réserve et de couvrir quelques pointes hivernales, pas d’être utilisées en permanence, comme tous les autres moyens de production en France.
En tous cas, ce n’est plus l’Allemagne, qui a liquidé quelques 30 GW de capacités pilotables (nucléaires, charbon, lignite, fuel) qui peut aider la France en période de pointe comme elle le faisait il y a encore quelques années.
Enfin, le climat se réchauffe tellement vite que la pointe de 102 GW de demande de février 2012 ne sera plus atteinte, loin de là. L’isolation de l’habitat a également progressé depuis cette date.
@Marc
« Enfin, le climat se réchauffe tellement vite que la pointe de 102 GW de demande de février 2012 ne sera plus atteinte, loin de là. L’isolation de l’habitat a également progressé depuis cette date »
c’est s’avancer un peu vite.
le réchauffement global n’exclut des épisodes de froids momentanés, les chaudières gaz et fuel sont remplacées par des pompes a chaleur et la mobilité électrique progresse.
Malgré l’arrêt de capacités pilotable, c’est bien l’Allemagne qui nous a encore aidé en 2022 lors de l’épisode de corrosion sous contrainte
Et depuis 2023, combien de TW.h exporté par la France aux heures de non production du PV @Airsol !?
(Par contre on est contraint par effet de marché d’absorber de grosses quantités d’électricité PV depuis l’Allemagne au printemps et en été)
Depuis 2022, l’Allemagne a liquidé 9 GW de capacités pilotables.
Elle ne pourra plus aider la France en cas d’insuffisance côté français.
C’est bien vrai…
Un délestage de la région Bretagne est toujours possible en heures de très fortes consommations… (et cela va perdurer longtemps surtout tant que L’EPR ne sera pas au point… puisqu’il alimente et alimentera la région Bretagne…)
Cordemais risque bien de vivre jusque 2030 voir plus… (Et heureusement que la centrale de Landivisiau est là – Hélas !)
Le caractère péninsulaire de la Bretagne exposé cette région à des problèmes encore récurrents d’instabilité du réseau électrique. C’est pourquoi régulièrement la centrale au charbon de Cordemais est sollicitée lors de forte demande et de faiblesse de la production ENR comme cette semaine. Ces jours-ci chez moi, dans l’ouest, la tension secteur descendait à 180 v au lieu de 230.
Concernant l’EPR et l’alimentation de la Bretagne, RTE précise » cette nouvelle ligne ne permettra pas de résoudre l’ensemble des fragilités électriques structurelles de la Bretagne, tout particulièrement à l’Ouest de Rennes » : https://cpdp.debatpublic.fr/cpdp-tht-cotentin-maine/actualite/Wcd8fd49e1d850.html
Vous avez raison pour la zone à l’ouest de Rennes !!! Relance un projet d’EPR aurait du sens !
A priori l’école Navale va déménager et laisser de la place en rade de Brest, un paire d’EPR en lieu et place cela pourrait aider et créer de l’emploi !!!
@Cochelin, vous devez être en pointe bretonne pour descendre sous les 200 V !!!
Et oui la Bretagne manque de production elec !!! Et c’est pas l’éolien en mer intermittent qui va changer la donne en 24/7 et 365 jours par an…
180 V relevés en Maine et Loire vendredi 5 décembre.
180 V confirmé par ENEDIS à qui je l’ai signalé le matin même.
Ce n’est pas d’aujourd’hui, et pas qu’en campagne.
Un client de Pornichet ( la Baule) se plaignait de disfonctionnement de son onduleur.
Mesures faites, il s’agissait d’une baisse de tension aux heures creuses de midi.
L’onduleur qui lui , respecte la norme (207v a 256 v) décrochait quand il aurait pu soutenir le réseau
Et des situations comme ces jours-ci, c’est assez souvent revenu : https://www.energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=DE&legendItems=1whw4
Je ne connais pas ces questions de réseau, mais il est clair que les moyens pilotables thermiques à gaz et charbon sont nécessaires lors des périodes de forte demande et de faible production éolienne (les fameux dunkelflote).
Donc, ces centrales jouent un rôle au niveau des extrémités de réseau, mais elles sont également nécessaires au niveau national.
Vu le retard pris par la filière nucléaire dans le programme EPR, il est probable qu’il faille construire de nouvelles centrales à gaz dans les décennies à venir, qui fonctionnent en couple avec l’éolien.
Tant que les réacteurs nucléaires tiennent, ça va, mais le jour où la cuve n’est plus en état de fonctionner avec des normes de sécurité acceptables, il faudra construire (d’urgence) ces centrales à gaz.
Sans compter ces problèmes de corrosion sous contrainte qui reviennent ou pourraient revenir…
Il ne faut pas oublier les batteries
https://www.revolution-energetique.com/actus/stockage-delectricite-les-mega-batteries-vont-depasser-les-step-au-niveau-mondial/
@Airsol,
Et aussi leurs « services » réseau exceptionnel ! Les STEP c’est un truc de vieux (sauf en chine – pays des Batteries ! cherchez l’erreur ! ou pas…)
Faudra quand même prévoir un budget cybersécurité costaud sinon ça pourra être amusant vu de Russie ou de Chine…
Il y a longtemps que RTE s’intéresse aux batteries, y compris pour leurs « Service réseau » https://assets.rte-france.com/prod/public/2025-02/2025-02-27-sddr-fiche-8-raccordement-batteries-stationnaires.pdf
@Airsol,
Vous avez raison ! L’intérêt des batteries est indéniable ! Il faut aussi que la France regarde son déficit commercial et sa dépendance croissante à la Chine !!! De plus le Yuan faible et l’Euro fort cela ne durera pas éternellement… Et quand cela s’inversera on sera dans de « beaux draps » pour acheter du PV et des batteries à prix abordables. On aura alors des choix cornéliens à faire pour assurer un niveau de vie moyen décent aux français moyens…
(Au moins le Nucléaire et les STEP c’est à 80 ou 90% du « Made in France » en tenant compte des importations pour les réaliser – minerais de fer, carburants, etc…)
Au fait avec des batteries 100% françaises ou européennes (ou même juste 80 à 90%° à combien estime t’on le prix du stockage ? Sans compter les besoins automobiles…
Les prix bas des biens chinois sont un trompe l’oeil qui va nous couter cher un jour… (pas grave nos enfants trinqueront…)
Dans pas longtemps on va « s’en foutre » comme de l’an 40 des normes (Cf lobby divers à Bruxelles pour casser des progrès dans le domaine environnemental) et ce sera aussi l’heure de tout libéraliser… En espérant qu’on ait pas trop de Fukushima en France dans les décennies à venir… (car il faudra payer les prix garantis aux ENRi du privé avant la sécurité nucléaire !)
@APO
« Les prix bas des biens chinois sont un trompe l’oeil qui va nous couter cher un jour »
c’est surtout possible car ils ont une industrie batterie et PV
on ne lutte pas en production de masse avec des entreprises artisanales ou des PME
ces industries sont soutenues par le gouvernement chinois, si on ne veux pas dépendre d’eux, il ne tient qu’a nous d’enclencher l’industrialisation. ce n’est pas le cout de la main d’œuvre de production qui nous pénalise, car ce sont des chaines de production avec un haut niveau d’automatisation.
Ce n’est bien sûr pas spécifique a l’énergie, pendant le covid, les médicamenta manquaient et la production automobile était partiellement arrêtée.
En conflit avec la Chine, notre dépendance énergétique a la Chine sera le cadet de nos soucis
@Airsol,
Je vous laisse avec votre raisonnement : « En conflit avec la Chine, notre dépendance énergétique a la Chine sera le cadet de nos soucis » –> En cas de conflit avec la Chine (qui peut être indirect comme aujourd’hui avec la Russie), nous serons encore une fois dans une position « acrobatique » et pleine d’incohérence… On consomme encore 25% de Gaz Russe dans notre Mix gazier (et au sommet de l’état on blâme en permanence la Russie !)
Avec un manque d’énergie, @Airsol, nos sociétés se détériorent très vite… Notre dépendance à la Chine est devenue inouïe dans bien des domaines et de plus en plus prégnante dans l’énergie car il faudra un sacré flux relativement constant de PV et de batteries pour maintenir notre Mix électrique dorénavant…
@Airsol,
Et avec environ 13 milliards d’Euros de charges dues au soutien divers aux ENR par l’état Français (soit le cout d’un EPR par an), c’est sur que l’état n’a plus beaucoup de marges de manœuvre pour financer une industrialisation massive du secteur Amont des ENR… Les crédits sont consommés ! (Le PV individuel va couter très cher à l’état in fine vu ses prix d’injection et son manque de pilotage –> Cf prix de marché aux heures de plein soleil !). Et en plus on va garder des centrales à charbon pour les pointes à grand frais – Cf l’article – vu que les Allemands ont de moins en moins de capacités pilotables de pointe pour nous dépanner quelques jours par an !
Je suis d’accord qu’on aurait du financer/aider ce secteur industriel et se protéger des importations hors U.E massives …
Avec les montants engagés, on aurait pu aussi accroitre nos capacités de Stockage et améliorer très largement notre hydraulique qui va lui aussi avoir un « effet Falaise » avec une période de 20 ans avec peu d’investissements…
On a eu tout faux sur l’énergie et surtout l’énergie électrique et cela va couter cher aux Français « moyens » !!! (mais pas à la poignée de personnes qui ont investi judicieusement avec des garanties d’état !)
@APO
(soit le cout d’un EPR par an)
Vous êtes un bon, car même EDF ne sait pas combien coute un EPR
Flamanville dépassera vraisemblablement les 20 milliards.
Vous avez raison, on ne peux pas critiquer le prix au regard du soutien aux renouvelables, on ne peux que déplorer le manque de maitrise des cout d’EDF qui n’a visiblement pas anticipé les difficultés.
Qua on nous dit que les prochains sont pour 2035, seul les convaincus y croient.
Pendant ce temps, le soutien aux renouvelables a permis de diviser par 15 le cout des panneaux en 15 ans
et les ENR sont devenues la première puissance installée annuelle dans le monde, qui est surement dirigé , comme tout le monde le sait, par des Kmers verts…
@Airsol,
In fine le cout de l’EPR va être beaucoup de frais financier et de refinancement de créances du fait des retards multiples et aussi et surtout du fait que la trésorerie d’EDF a été plombée par l’ARENH !!!
Oui, l’EPR I coute cher et les ENR aussi !!! Mais au moins le Nucléaire produit en continu et pas en Alternatif plus ou moins anarchique !!!
Un bon talon d’ENR est très bon pour la France, mais pas le niveau atteint aujourd’hui avec le niveau d’aides engagées !!!
Pour conclure, vous me faites VRAIMENT rire en disant que les aides françaises ont permis de diviser par 15 le cout des panneaux !!! Vous êtes vraiment Hors Sol avec de tels propos !!!
@APO
« les aides françaises ont permis de diviser par 15 le cout des panneaux »
Votre patriotardisme floute votre jugement.
c’est bien parce qu’il est mondial que le solaire sera dur a freiner, que l’autoconsommation solaire va continuer a exploser .
Avec un cout d’achat de 4 ct pour les particuliers en France (jusqu’à 9 kWc) c’est moins que l’Arenh, on ne peux plus dire que ca coute aux finances publiques.
Le kWh solaire a tellement baissé que le couple Solaire/batterie devient concurrentiel car les batteries ont également baissé
Et ce n’est pas fini!
Les ENR (surtout celles variables) pour les pays possédant un mix très carboné et peu nucléarisé ont leur intérêt. C’est incontestable. Concernant la France, la situation est très différente.