LE CHARBON

 

 

 

 

 

 

Document préparé par Jean Teissié, Diego de Bourgues et François Bautin de TotalFinaElf

 

 

 

 

 

 

Version du 17 décembre 2001


 

Charbon est un terme générique qui désigne un ensemble de combustibles solides de compositions et de pouvoir calorifiques très variés. Ces combustibles ont en commun une origine végétale et quatre composants en proportion variable : une matière carbonée, de l’eau, des gaz et une phase pierreuse.

 

Le charbon a été le combustible quasi unique de la révolution industrielle du I9 ème siècle avec le développement du moteur à vapeur et l’accroissement des besoins de l’industrie sidérurgique. Depuis, le pétrole puis le nucléaire et le gaz sont venus compléter l’arsenal énergétique disponible et, aujourd’hui le charbon ne représente plus que 25 % de l’approvisionnement en énergie primaire de la planète. 

 

La production de charbon mondiale est de 3,5 milliards de tonnes auxquelles s’ajoutent 900 millions de tonne de lignite. 50% du charbon produit sert à la production d’électricité, 16 % à la sidérurgie, 5 % aux cimenteries. Le solde, 29 %, au chauffage et aux autres industries, dont la carbochimie.

 

Les réserves sont considérables, de l‘ordre de 1000 milliards de tonnes, soit 250 ans de consommation au rythme actuel, mais leur exploitation future pourrait être fortement concurrencée par l’existence d’autres sources d ‘énergie moins gourmandes en main d’œuvre et donc peut être moins onéreuses à terme, ainsi que par les limites imposées aux émissions de gaz à effet de serre.

 

Il reste que le charbon demeure irremplaçable pour certaines de ses applications, pour la réduction du minerai de fer en haut-fourneaux ou la carbochimie par exemple. Le charbon reste le premier producteur d’électricité malgré le handicap constitué par une teneur en hydrogène de 4 % inférieure à celui des produits pétroliers, qui a pour conséquence une émission de CO2 plus importante pour un même pouvoir calorifique. Des solutions existent, et sont progressivement mise en œuvre, pour réduire de façon très significative les rejets polluants.

 

ORIGINE DU CHARBON

 

Le charbon provient de l ’accumulation de matière végétale de nature  variable : fougères arborescentes de la forêt houillère, spores, mangroves, algues,  déposée sur place (bassins autochtones) ou après transport (bassins allochtones). Ces bassins sont soit des zones marécageuses (tourbières actuelles), soit des lacs, soit des zones deltaïques, qui se sont enfoncés régulièrement, permettant à la forêt de continuer à prospérer sur de longues périodes.

Les sédiments ont  été enfouis  jusqu ’à des profondeurs variables de quelques 100 m pour les lignites, jusqu ’à plusieurs kilomètres pour les anthracites. Durant cet enfouissement le carbone organique s ’est transformé en carbone minéral  par action des micro-organismes (carbonatation), l ’eau a été expulsée en forte proportion et la roche s’est indurée.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

COMPOSITION


Les Minéraux

Les minéraux sont des morceaux de roches, de tailles diverses, sédimentés en même temps que la matière organique. Ce sont des silico-aluminates : grés, schistes, tufs volcaniques etc.…Après combustion ces minéraux constituent les cendres et les scories. L’analyse des cendres révèle des éléments majeurs (silice, aluminium, calcium) et des éléments en trace :  soufre,  chlore,  fluor,  sodium ou  phosphore, substances qui font l’objet de limites dans les spécifications contractuelles en raison de leur incidence sur l’environnement ou les procédés.

 

La matière organique

Le charbon au sens strict est la partie de couleur noire et d’origine organique. Suivant son aspect macroscopique on distingue:

- Le fusain, fibreux, qui dérive de produits ligneux

- Le durain, mat, provenant de spores et de feuilles

- Le clarain, semi-brillant, et de même provenance,

- Et le vitrain, brillant, formé d’une gelée cellulosique amorphe. 

La  minéralogie comporte deux constituants principaux: l’inertitite et la vitrinite dont les proportions correspondent à une évolution vers des stades de plus en plus avancés. Le pouvoir réflecteur de la vitrinite (R) permet de classer les charbons en “low rank” ( lignites) R< 0,6% et “High rank”(charbons bitumineux et anthracites) R> 0,6%.

 

La composition chimique est caractérisée par une teneur en hydrogène (4%) moitié de celle des pétroles. La teneur en carbone sur sec varie  de 55% pour les lignites, à 70% pour les bitumineux et 90% pour les anthracites.

 

L’eau

La teneur en eau caractérise l’évolution des charbons et varie en raison inverse de leur pouvoir calorifique. Lors de leur enfouissement progressif les débris végétaux sont soumis à une pression et à une température croissantes (100 bars et 50 d°C à 1000 mètres), qui se traduit par une compression (10m. donnent 1 à 2m de charbon), principalement par expulsion d’eau.

 

On distingue l’eau libre ( ‘free moisture’) et l’eau liée (‘inherent moisture’). L’eau libre est, par définition, celle qui s’évapore à la température ordinaire, l’eau liée celle qui s’évapore dans un courant d’air à 105 d°C. Elle représente la plus grande partie de l’humidité, notamment dans les lignites, l’eau liée, ou de constitution, restant en général de moins de 10%.

 

Les Volatiles

Les matières volatiles sont des gaz adsorbés durant la formation des charbons et emprisonnés dans ceux ci à une pression partielle voisine de celle de leur formation. Il s’agit essentiellement de CO2, de méthane (CH4) et autres hydrocarbures, ainsi qu’un peu d’argon et d’hydrogène. La teneur en volatiles diminue avec l’évolution du charbon en raison de conditions thermodynamiques croissantes, les gaz expulsés migrant vers la surface et pouvant être à l’origine de certains gisements pétroliers.

 

Le pouvoir calorifique de ces volatiles n’est pas nul mais il est inférieur à celui du charbon sensu stricto. Un charbon dé volatilisé ( coke par exemple) a donc un pouvoir calorifique supérieur à celui du charbon dont il dérive.

 

 Lorsque les charbons sont mis à l’atmosphère, les pressions partielles des gaz on tendance à s’équilibrer avec celle ci: on obtient ainsi un dégagement de gaz, notamment de méthane cad de grisou. La teneur en méthane est en moyenne de l’ordre de 5 Nm3/t mais peut atteindre plus de 10 Nm3/t dans les gisements souterrains  alors qu’elle est pratiquement  nulle dans les carrières le méthane s’étant échappé avant leur exploitation.

 

POUVOIR CALORIFIQUE

 

Les Français distinguent le pouvoir calorifique supérieur, quantité totale de chaleur de combustion et le pouvoir calorifique inférieur dans lequel les calories prises par la vaporisation de l ’eau, non récupérables dans une chaudière, sont déduites. Ces valeurs sont déterminées expérimentalement. Théoriquement on aurait :

 

Pcs (kcal/kg)    =   80 x C + 340 x (H - O/8) + 20 x S

Ou C, S, H, C sont exprimés en % poids.

 Soit la somme des chaleurs de réaction d’oxydation de C en CO2, S en SO2 et H en H20, après déduction de la part d’hydrogène déjà combinée soit 2/18 de l’oxygène

.

Pci                      =   Pcs - ( 54 x H + 6 x Tm)

            ou Tm = humidité en %.

 La chaleur nécessaire à la vaporisation de l’eau  étant de 600 kcal par kg ., le deuxième terme correspond à l’humidité et le premier à l’évaporation de l’eau qui se forme à partir de l’hydrogène contenu, soit les 18/2 de ce dernier (2/18 x 600 = 54)

 

Les Anglais traduisent Pcs par « Gross » et Pci par « net » et définissent plusieurs niveaux de CV (Calorific Value) suivant l ’état du charbon  humide (« as received ») ou  sec (« Air dry »)

 

CLASSIFICATION

 

Les classifications des charbons s’appuient sur différents caractères et varient donc suivant les caractères principaux choisis. Le tableau ci-dessous présente la classification arrêtée par le groupe de travail charbon de la CEE en regard de la dénomination utilisée par l’AIEA et par la France. Cette classification retient le pouvoir calorifique inférieur sur sec (séché à 105 d°C) comme paramètre principal.

 

 

 

On peut remarquer que compte tenu de l’humidité des charbons et de leur pouvoir calorifique respectif, le pouvoir calorifique réel des charbons varie dans des proportions considérables : un lignite de 4000  kcal/kg sur sec avec 30% d’eau libre n’a qu’une valeur calorifique de 4000x 0,7 = 2800 kcal/kg  à l’extraction, soit en ordre de grandeur, le tiers d’un anthracite.

 

CEE

Peat

Lignite

Sub-Bitumineux

Bitumineux

Bitumineux

Anthracite

 

 

 

 

Haut volatiles

Bas volatiles

 

USA

 

Browncoal

 

Hard coal

 

 

France

Tourbe

Lignite

Flambant sec

Flambant gras

Gras

Anthracite

 

 

 

 

 

 

,

Rang

Low

Low

Medium

Medium

High

High

 

 

 

 

 

 

 

Pouvoir calorifique kcal/kg

1000-1500.

3500-4500

4500-6500

6500-7800

6500-7800

7800-8500

 

 

 

 

 

 

 

Humidité %

>50%

25-50%

14-25%

5-10%

5-10%

1-6%

 

 

 

 

 

 

 

Matières volatiles %

>75%

50%.

25-50%

30-40%

15-25%

<10%.

 

 

 

 

 

 

 

Teneur en cendres

50%.

30-50%

20-30%

10-20%

10-20%

0-10%

 

 

 

 

 

 

 

Réflexion vitrinite (indice)

<0,30.

0,30.

0,35-0,45

0,5-1,25

1,5-2,0

2,0-5,0

 

Dans ce qui suit on utilisera le terme de lignite pour désigner les « brown coal » anglo-saxon et le terme charbon pour les « hard coal », bien que les « brown coal » incluent des charbons sub-bitumineux de faible valeur calorifique  appelés « méta-lignites » dans la classification française.

Le « charbon vapeur » utilisé par les centrales correspond typiquement (mais non exclusivement) aux charbons flambants de la classification ci-dessus.

 

RESSOURCES

 

Le terme « ressource » a plusieurs acceptions suivant les pays considérés. Théoriquement il s’agit des quantités de charbon estimées à l’intérieur de bassins charbonniers, sur la base d’informations de qualités diverses conduisant à leur caractérisation en prouvées, probables ou possibles suivant l’erreur d’estimation. Les auteurs appliquent aux volumes géologiques des contraintes telle que puissance minimum de la couche ou profondeur maximum de façon à ne pas comptabiliser des ressources qui ne pourraient en aucune façon, et même partiellement, être exploitées dans les conditions technico-économiques envisageables.

 

L’institut allemand des géosciences et des matériaux (BGR) a récemment effectué un inventaire planétaire de ces ressources (Hanovre 1998). Celles-ci sont de 5508 milliards de Tec (tonne équivalent charbon) de « hard coal » et de 1160 milliards de Tec de lignites.

 

Si l’on note que 1 tonne équivalent charbon (Tec) contient 7000 kcal/kg et qu’en moyenne 1 tonne de « hard coal » correspond à 0,8 tec et 1 tonne de lignite 0,3 tec, on arrive à une ressource mondiale de 4754 milliards de tonnes brutes.

 

Une meilleure reconnaissance et l’internationalisation des échanges conjuguent leurs effets pour diminuer, chaque année, cet inventaire des réserves :

            -1980              11062 tce

            -1988              8034  

            -1993              7608

            -1997              6668

 

Bestougeff  (1978) considère que 20% des gisements se sont formés au carbonifère, 35% au permien, 17% au jurassique, 13% au crétacé et 13% au tertiaire.

Bien que la quasi-totalité des pays soit dotée de ressources charbon la répartition par continent est inégale : 11 % en Amérique du Nord, 42 % en Asie, 37% en ex URSS, 5 % en Europe, 3 % en Australie-Océanie, 2 % en Afrique et 1% en Amérique du sud. L’hémisphère Boréal (93%) est mieux doté que l’hémisphère Austral (7 %). ( source BGR)

On doit souligner que les ressources comptabilisées dans les différents pays ne sont pas de « qualités » équivalentes : les USA par exemple disposent d’un inventaire précis et réactualisent périodiquement leur ressources ce qui n’est sans doute pas le cas de l’ex URSS ou de la Chine. Ceci explique en particulier la faiblesse relative des ressources de l’Amérique du Nord.

 

Les plus grands bassins sont les suivants en ordre d’importance décroissant :

-         Bassin permo-carbonifère de Russie du Dombass et du Kazakhstan

-         Plateforme jurassique crétacé de Sibérie

-         Bassin de l’Ouest Américain et du Canada (jurassique et tertiaire)

-         Plateforme chinoise et Mongolie extérieure ( permo-carbonifère et jurassique)

-         Carbonifère des Appalaches

-         Bassin Varisque Nord Européen

-         Charbon du Gondwana , permo-triasique d’Australie, du sud de l’Inde, de l’Afrique et du Brésil

-         Bassins crétacé et tertiaire de Colombie – Vénézuela et du Chili.


 

RESERVES

 

L’AIE comptabilise chaque année les réserves de charbon. Ces réserves correspondent aux quantités de charbon brut que les sociétés minières (à défaut les organismes nationaux) considèrent pouvoir extraire dans les conditions techniques et financières locales envisageables à moyen terme.

 

Pour un gisement dont les réserves in situ sont de 100 les réserves retenues sont fréquemment de l’ordre de 50 après déduction des abandons dans les stots de sécurité ou à l’extérieur des profils de carrière, et la prise en compte du taux de dépilage.

 

Unité = million tonnes

 

Charbon

Lignite

Total

Réserves (source IEA 2000)

 

 

 

 

Amérique du Nord

116707

139770

256477

 

Amérique du sud et centrale

7839

13735

21574

 

Europe centrale

41664

80368

122032

 

Ex URSS

 

97476

132702

230178

 

Moyen Orient

193

0

193

 

Afrique

 

61162

250

61412

 

Australie

 

47300

43100

90400

 

Chine

 

62200

52300

114500

 

Autres Asie Pacifique

74950

12495

87445

Total Monde t. métriques brutes

509491

474720

984211

Ressources tonnes métriques brutes

5508118

1160000

6668118

Ratio réserves/ressources

 

9%

41%

15%

N.B. La liste par pays est annexée.

 

 Contrairement aux ressources on constate que ces réserves sont équitablement réparties géographiquement à l’exception notable du Moyen Orient qui, il est vrai, dispose d’autres ressources !

La très faible partie des ressources charbon (9%) traduite en réserve est révélatrice de l’incidence des contraintes économiques. Après privatisation de ses charbonnages la Grande Bretagne ne comptabilise plus que 1% de ses ressources en réserve, à l’opposé l’Inde, ou les charbonnages sont nationalisés,  en comptabilise 46%. USA et Australie retiennent 23 et 24% : ces pays sont dans le domaine concurrentiel mais disposent de bons gisements et leurs ressources sont réajustées périodiquement.

 

Une autre indication du poids des contraintes économiques est donnée par la décroissance régulière des réserves malgré l’énormité des ressources : le BGR donne l’évolution suivante des réserves :

                        1980                647 000 M.tec

                        1988                609 000          

1993                                566 000

1997                558 000

La décroissance est de 1% par an ( alors que la production n’a prélevé que 0,6 %), et a surtout affecté l’Europe et l’ex Union soviétique après la chute du régime soviétique. Les réserves du reste du monde ont au contraire légèrement augmenté.

 

Le problème se pose de la consistance réelle des réserves annoncées par l’AIE dans une économie de plus en plus ouverte. L’industrie du charbon est encore souvent subventionnée car il est fait appel aux ressources locales pour satisfaire les besoins associés au développement économique sans dépense de devises. En sus, les coûts des transports terrestre, de l’ordre de 20 DUS par tonne aux 1000 Km et les coûts de fret ( 5 à 15 DUS), protègent les producteurs locaux des charbons importés. Néanmoins, à terme, les coûts de production du charbon s’aligneront probablement sur le coût du marché : c’est ce que traduit déjà la diminution constatée des réserves. 

 

Pour calculer le pouvoir calorique moyen des charbons on définit la « tec » : tonne équivalent charbon dont le PCI est de 7000 kcal/Kg, cad, conventionnellement 0,7 tep : tonne équivalent pétrole (bien qu’en réalité une tonne de pétrole ait 9500 kcal/kg en moyenne.

 

Le BGR (Hanovre 1997) a conduit une estimation pays par pays du nombre de tec par tonne brute produite. En moyenne il ressort 0,78 tec/t pour les charbons et 0,3 tec/t pour les lignites.

Le tableau ci-dessous présente la démarche.

 

Unité = million tonnes

 

Charbon

Lignite

Total

 

 

 

 

 

 

Total Monde t. métriques brutes

509491

474720

984211

Valeur calorifique tonnes brutes ( Kg cal/Kg)

5478

2127

3861

Humidité

 

 

8%

35%

20%

Réserves monde tonnes brutes sèche

471751

351644

823395

Valeur calorifique tonnes sèches

5916

2871

4616

Rendement de lavage (Net/brut)à 6900 kcal/kg

87%

87%

87%

Valeur calorifique tonnes nettes kcal/kg

6800

3300

5305

tec/tm

 

 

78%

30%

55%

Réserves en tec (7000 kcal/Kg)

398697

144224

542921

Réserves en tec (7000 kcal/Kg) BGR

486884

70954

557838

 

 

 

 

 

 

Reserves en tep (10000 Kgcal/Kg)

275101

99515

374616

 

En ordre de grandeur, sachant que le coût carreau mine de la tonne de charbon varie de 10$/t pour les mines les plus compétitives à 200 $/t pour les plus onéreuses, on peut estimer que de  50% à 65% des réserves peuvent être produites à moins de 100 $/t, prix qui est l’équivalent d’un pétrole à 25 $/bl. (1,83 tonnes de charbon brut par tonne de pétrole et 7,35 bl./t de pétrole)

 

Le monde disposerait donc de 375 milliards de tonnes équivalent pétrole dont, probablement, de la moitié aux deux tiers serait d’un prix de revient inférieur à celui du pétrole


 

PRODUCTION

 

En 1999 la production mondiale de charbon s’est élevée à 4345 Mt (2146 Mtep), dont 879 Mt de lignite, 520 Mt de charbon industriel et 2946 Mt de charbon vapeur.

Après avoir cru régulièrement depuis le début du siècle, la production semble être passée par un maximum de 4765 Mt en 1989 pour se stabiliser, aux aléas de la croissance près, depuis.. Cette décroissance relative affecte surtout l’Europe (coûts excessifs), la Chine (restructuration) et  l’ex URSS (demande moindre et dénationalisation)  la production des autres pays du monde continuant à croître.

 

 

 

 

Les principaux producteurs sont :

 

            - La Chine                   1029 Mt          ou        517 M.Tep soit            23%    

            - Les USA                     914                           584                  27%

            - l’Ex URSS                  350                           186                  9%

            - L’Inde                         290                           145                  7%

            - L’Australie                  225                           150                  7%

            - La RSA                      223                           118                  5%

 

On notera les qualités variables des charbons produits : la Chine première en tonnes brutes produites est derrière les USA en tep, ceux-ci produisant de plus 4 fois plus par habitant.

Dans l’OCDE la production de charbon a fait l’objet de restructurations très importantes avec la constitution de grands groupes miniers spécialisés : les 10 groupes les plus importants réalisent 820 Mt par an, soit 50 % de la production :

 

           Peabody Group                       163 Mt

           Rio Tinto                                 132

           Arch coal                                103

           BHP Billiton                            93

           RAG    international                75

           Consol (RWE)            70

           Anglo Coal                              65

           Sasol                                       50

           Glencore/Enex             36

           RAG DFK                              33

Cette restructuration est la conséquence du développement des échanges internationaux qui ne permettent qu’aux plus compétitifs de survivre dans un marché de plus en plus concurrentiel. Si l’on remarque que les productivités sont encore très disparates : 300 tonnes de charbon par ouvrier et par an en Chine, 4000 tonnes en RSA et 8500 aux USA ( 15000 dans les meilleures exploitations) on peut conclure que les restructurations ne sont pas terminées. Dans un premier temps des gains de productivités sont possibles permettant aux exploitations les moins performantes d’améliorer leur situation, dans un deuxième temps un avantage en faveur des pays pratiquant une dévaluation compétitive devient déterminant : l’Europe disparaît  alors que RSA, Indonésie et Colombie voient croître leur production.

 

LE MARCHE INTERNATIONAL

 

Bien que ne représentant aujourd’hui que 15 % de la production, le marché international est en plein développement. Les échanges sont passés de 125 Mt en 1980 à 190 Mt en 1999 pour le charbon sidérurgique (+ 2,2 % par an) et de 110 à 333 Mt pour le charbon vapeur (+6 % par an). Selon l’AIE le marché pourrait atteindre 500 Mt en 2010.

 

Le tableau ci-dessous présente les principaux échanges de charbon vapeur ( source Coal Information 2000) :

 

Mt

Importateurs

Europe

Japon

Autres Asie

Amérique

Total monde

Exportateurs

 

 

 

 

 

 

Australie

 

29,7

78,5

53,8

2,2

171,6

RSA

 

42,8

3,1

14,8

2,2

66,2

Canada

 

6,3

14,3

8

3,1

33,7

Indonésie

 

7,3

13,2

28,9

3,2

54,1

Colombie

 

19,6

0

0

6,5

29,6

Total

 

105,7

109,1

105,5

17,2

355,2

 

Les importations viennent compenser les fermetures de mines en Europe ou leur inexistence (Japon) et contribuer au développement économique (Asie).

 

 

CONSOMMATION

 

La consommation correspond sensiblement à la production, le tableau ci-après en donne la répartition par secteur en 1999 :

 

 

Lignite

Charbon

total

Pourcentage

Mt

879

3466

4345

 

M/Tce

264

2773

3037

 

Electricité

264

1261

1525

50%

Sidérurgie

 

444

444

15%

Cimenterie

 

139

139

5%

Chauffage urbain

458

458

15%

Chauffage domestique

139

139

5%

Autres

 

333

333

11%

 

Source AEI pour "Hard coal"

 

 


 

Les principaux consommateurs sont les suivants :

 

 

tonnes

USA

1798

Chine

1531

Europe

1107

Ex URSS

558

Japon

316

 

On peut noter que certains pays sont très dépendants du charbon pour leur production d’électricité : Pologne et RSA 90%, Chine 80%, Inde 75%, USA 56% et Japon 48%. Toutefois la consommation de charbon a cru moins vite que la consommation d’énergie primaire surtout depuis 1989 en raison de la montée en puissance du nucléaire. Le charbon qui fournissait 60 % des besoins de la planète en 1900, 40 % en 1973, ne contribue plus que pour 25% :

 

 

De 1965 à 1989 la consommation de charbon croit de 1,8 % par an ( 3% pour le total énergie) et de 1989 à 2000 elle décroît de 0,4 % par an alors que la demande totale en énergie croit de 1 %. Mais cette décroissance affecte les usages industriels du charbon (- 2,4 % par an) et pas la production d’électricité et de chaleur (soit 62 % du charbon consommé) laquelle a cru de 2,6% par an depuis 1973 comme l’illustre le graphique ci-dessous établi pour l’OCDE :

 

 

 

 

La sidérurgie consomme en moyenne 630 kg de charbon, notamment de coke, par tonne d’acier. Malgré le développement de techniques nouvelles comme l’injection de charbon pulvérisé dans les hauts fourneaux (PCI) et la réduction directe du fer (DRI) l’usage du charbon en sidérurgie diminue en raison du développement des fours d’affinage électriques.

Dans les cimenteries le charbon est fortement concurrencé par des combustibles moins onéreux (coke de pétrole, pneumatiques) parce que  plus polluants, les contaminant (soufre et métaux lourds ) étant insolubilisés dans le clinker.

Aujourd’hui 37 % de l’électricité est produite par des centrales charbon, soit le double des apports du gaz et du nucléaire. Ce pourcentage est passé par un maximum de 41 % en 1989 (comme la production de charbon) et s’est régulièrement replié depuis. L’AIE prévoit 36,5 % en 2005 en raison du développement du marché du gaz et des restrictions relatives à l’effet de serre. Nul doute qu’à terme la production de charbon et par suite sa consommation, ne soufre de sa forte participation main d’œuvre au prix de revient par rapport aux autres sources d’énergie. Mais les centrales charbon existent et il s’en construit chaque jour de nouvelles à raison de 70 GW par an qu’il faudra bien continuer l’alimenter : la substitution d’une autre forme d’énergie au charbon (gaz ou nucléaire) ne saurait être que progressive.

 

 

 


 

 PRIX DE REVIENT

 

On ne dispose de statistiques que pour les mines exportatrices de charbon vapeur cad les mines les plus performantes. Pour les autres mines, les quelques chiffres dont nous disposons sont biaisés par les subventions dont bénéficie l’industrie. A titre indicatif de la dispersion des prix de revient carreau mine on peut citer quelques chiffres, en US$/t établis en 1993 :

 

Tchéquie

23

Pologne

25

Roumanie

42

Grande Bretagne

54

France

 

88

Allemagne

121

Espagne

236

 

Les prix très élevés constatés résultent de conditions de gisement rendant l’exploitation peu productive ( 600 t/an par ouvrier en France contre 8500 en Australie), du coût du travail mais parfois aussi au sureffectif maintenu pour des raisons sociales.

 

Prix de revient du charbon vapeur exporté

 

 

 

 

Australie

RSA

USA

Indonésie

Colombie

Coût  direct mine 

 

 

 

 

 

 

Mini

10

12

10

15

17

 

Maxi

30

17

31

30

25

 

Moyen

22

15

22

22

21

Amortissements

5

4

4

2

4

Coût complet mine

27

19

26

24

25

Transport terrestre

4

6

15

5

4

Coût portuaire

2

2

3

3

3

Coût direct FOB

28

23

38

30

28

Coût complet FOB

33

27

44

32

32

Fret vers Europe

14

10

6

12

7

Fret vers Japon

8

12

8

7

10

Fret vers USA

10

11

 

9

4

Coût CIF Europe

47

37

50

44

39

Coût CIF Japon

 

41

39

52

39

42

Coût CIF USA

43

38

 

31

36

 

NB. Les coûts présentés correspondent à des moyennes qui se veulent surtout significatives en valeurs relatives. En absolu ils sont établis pour l’année 2000, mais varient fortement (+ ou – 20%) en fonction des variations des taux de change et du marché, les exploitants réduisant leurs dépenses en période de bas cours.

On rappelle que FOB ,« Free On Board », signifie chargé sur bateau port de départ et CIF, » Charged Insurance and Freight » , le prix au port d’arrivée assurance et fret compris.

On constate que le premier exportateur, l’Australie, est aussi le plus cher (à part les USA), mais c’est  aussi le premier fournisseur du principal importateur : le Japon qui consent des prix d’enlèvement permettant à ce pays de continuer à produire.

 

Le principal facteur de ces prix de revient est le taux de change des monnaies locales : une dépréciation est une bouffée d’oxygène pour les producteurs dont les recettes augmentent en proportion sans modification importante des coûts opératoires. Par exemple les coûts Fob directs Australie ont diminué de 23 % entre 1999 et 2000 suite à la dépréciation de US $ 0,78 à 0,6 du dollar australien.

 

Le graphique ci- dessous présente les quantités cumulées de charbon vapeur exportables en fonction de coûts FOB croissants. Ces quantités semblent évoluer linéairement en fonction du coût de la tonne la plus chère ( +150 Mt pour +10$/t). Les exportations actuelles  ( 333 Mt ) correspondent à un prix de revient FOB maximum de 43,5 $/t et à un prix moyen de 32 $/t.

 

PRIX DE VENTE

 

A l’image des prix de revient, les prix de vente s’ajustent nécessairement sur les conditions locales d’approvisionnement. Les seules références concernent les échanges internationaux, c’est à dire 15 % de la consommation. On peut penser qu’à terme une loi du marché s’imposera mais à un niveau de prix supérieur à celui pratiqué actuellement qui ne caractérise que les exploitations les plus performantes.

Ce qui suit ne concerne que le marché international. Les prix dépendent de trois facteurs principaux : la nature du charbon, ses impuretés et la distance des sources d’approvisionnement.

 

            La nature du charbon. En ordre de grandeur les charbons métallurgiques sont payés 9,4 $/t plus chers que le charbon vapeur et les anthracites 15 $/t de plus. Ces prix reflètent leurs pouvoirs calorifiques croissants ( PCI de 6150 kcal/Kg « as received » pour le vapeur, 7000 pour le métallurgique et 7500 pour les anthracites en ordres de grandeur), par leur abondance relative et leur difficulté d’exploitation. Un charbon de pouvoir calorifique élevé a été soumis dans sa genèse à plus de contraintes thermodynamiques qui se traduisent par une morphologie des couches moins régulière et une difficulté d’exploitation accrue.

 

            Ses impuretés. L’exemple le plus frappant est celui du soufre : depuis l’imposition de limites aux rejets soufrés des centrales une décote de l’ordre de 3$/t par % de soufre (au-dessus de 1%) contenu dans le charbon est recherchée par les acheteurs.

 

            La distance des sources d’approvisionnement. Les transports terrestres majorent le coût direct mine de 10 à 50 % et les frets maritimes de 20 à 80 % ( cf. Tableau des prix de revient). En moyenne le coût CIF centrale d’un charbon d’importation est 3 fois le coût départ mine. Le tableau ci après illustre les prix pratiqués. (source Coal Information 2000)

 

Prix du charbon    US$/t

 

 

 

 

 

 

 

Charbon vapeur

 

 

Coke

 

Centrales US

Fob RSA

Fob Australie

Cif Europe

Cif Japon

Cif Japon

 

 

 

 

 

 

 

1987

35,1

25,1

29,0

41,5

41,5

53,4

1988

33,8

27,3

30,5

44,8

42,6

55,1

1989

33,2

29,4

36,1

48,7

48,8

58,7

1990

33,6

30,5

38,3

51,3

51,0

60,5

1991

33,1

30,2

38,0

49,7

50,4

60,5

1992

32,4

29,5

36,6

47,6

48,5

57,8

1993

31,5

25,4

33,5

40,8

45,9

55,3

1994

30,9

23,9

32,7

40,0

43,9

51,9

1995

29,8

29,2

35,0

46,2

47,9

55,0

1996

29,2

30,6

37,8

45,0

49,3

56,4

1997

28,8

31,5

34,4

43,8

45,3

55,2

1998

28,3

26,1

30,1

39,3

40,7

51,0

1999

27,5

22,8

26,5

34,3

35,9

43,0

2000

 

25,1

24,3

34,9

34,6

39,5

 

Ce tableau appelle plusieurs commentaires :

 

>        Ces prix sont faibles si on les compare au prix de revient complet moyen FOB des exportations (32 $/t calculés). Il résulte effectivement que l’industrie du charbon voit ses résultats osciller en fonction des variations de cours et doit différer ses investissements et se restructurer en période de bas cours. Si nécessaire et si l’industrie extractive est importante dans l’économie locale un ajustement par dévaluation de la monnaie est nécessaire à la survie des mines.

 

>        Le prix d’approvisionnement des centrales US, à partir des mines américaines, constitue un bon référentiel car il porte sur près de 700 Mt. Ce prix reste voisin de 30 $/t ce qui correspond à environ 30 $ pour 0,56 tep ou 0,56 x 7,35 = 4,12 bl., soit 7,3 $/bl.

>         

>        Le prix CIF Europe du Nord est en moyenne de 38 $/t. La moitié des centrales européennes n’étant pas au bord de la mer et le charbon devant être déchargé( 3$/t) et transporté (4 $/t), le prix Cif centrale est voisin de 45 $/t soit 11 $/bl.

 

>        Enfin le prix CIF Japon ressort à 45$/t soit 50 $/t Cif centrale environ ou 13 $/bl., la plupart des centrales étant au bord de la mer et ne devant supporter que les frais de déchargement.

 

 

 

 

Il faut souligner que ces coûts sont exprimés en monnaie courante, ce qui signifie qu’ils diminuent en monnaie constante. Les variations autour de la moyenne( + ou – 5$/t) sont circonstancielles et correspondent à des périodes cycliques d’énergie plus ou moins chères, donc plus ou moins en phase avec les cours du pétrole.

 

 

 

 

NB. En équivalent énergétique le graphique écrase la plus grande volatilité des cours du pétrole si l’on remarque qu’il y a 3,7 bl par tonne de charbon .

 

La question se pose de savoir si la diminution des prix de vente exprimés en monnaie courante que l’on constate depuis 1980 peut se poursuivre. La réponse  paraît positive si l’on considère :

 

>        Que les USA, qui ne bénéficient pas de l’arme du taux de change, ont réussi par des gains de productivité ( 3000 t par homme et par an en 1980 et 8903 en 2000) à diminuer leur coût CIF centrale de 33 à 23 $/t.

>         

>        Que des gains de productivité sont possibles chez d’autres grands producteurs : la RSA est à 4500t/h/an et la Chine à quelques centaines de tonnes seulement. Ces gains de productivité permettent de réduire l’inflation de la masse salariale c’est à dire de maintenir celle- ci sensiblement constante en $ courant.

>         

>        Qu’il est possible de délocaliser la production vers des bassins plus productifs : c’est ce qui se produit aux USA : déplacement des opérations des Appalaches vers les bassins de l’ouest Américain et du New South Wales vers le Queensland en Australie.

>         

>        Enfin que de grands bassins charbonniers absents du marché international faute d’une logistique appropriée peuvent se développer demain. Un exemple actuel est fourni par la Chine dont les exportations sont en forte croissance (30 Mt  vapeur en 1998, 65 en 2001 ).  L’ex URSS, avec ses 96 milliards de tonnes de réserve, pourrait devenir un producteur majeur même si ses bassins (Sibérie et Donetz) sont éloignés de la mer.

 

 

SECURITE

 

L’industrie extractive du charbon soufre d’une mauvaise image en raison des explosions de grisou qui continuent à faire de nombreuses victimes et de la silicose.

 

Le grisou

 

Le méthane constitue un mélange explosif avec l’air lorsque sa concentration est comprise entre 6 et 16%. Lorsque la teneur en méthane du charbon est de l’ordre de 5 Nm3 /t, ce qui est le cas de la plupart des mines, une bonne ventilation suffit généralement à éliminer le risque d’explosion, d’autant que des grisoumètres à lecture instantanée peuvent être portés par la surveillance et que des moyens de prévention ( matériel anti-grisouteux, centrale de surveillance) peuvent être mis en oeuvre. Par contre il existe des mines grisouteuses dans lesquelles la teneur est supérieure à 10 Nm3/t (jusqu’à 90 m3/t) et ou le risque de dégagement spontané est réel. Il s’agit de gisements soit profonds ( bassin du Nord et du pas de Calais), soit recouverts par une formation géologique étanche qui a empêché les gaz de s’évacuer ( couches volcaniques au Transvaal). Des mesures spécifiques peuvent être prises (dégazage préalable par sondages par exemple), mais malgré une surveillance accrue le risque d’explosion subsiste. En France depuis la très meurtrière (805 morts) explosion du siège de Courrières, en 1906, le bassin du Nord et du Pas de Calais a connu plusieurs catastrophes, la dernière s’est produite en 1974. Dans le monde des explosions se produisent chaque année (une des  dernières est celle de Barakova en mars 2000, 12 morts, en Ukraine). Mais la charge émotive forte de ces accidents, en raison du nombre important de victimes, ne doit pas masquer le fait que l’exploitation du charbon, au moins dans les pays développés, est plutôt moins mortifère que les autres mines et carrières et que d’autres secteurs d’activité comme les travaux publics.

 

Taux de fréquence des accidents mortels (morts/ Million d’heures )

 

(Source Mineral council Australia)

RSA

USA

Australie

 

 

 

 

1991

0,23

0,21

0,20

1992

0,30

0,20

0,16

1993

0,28

0,19

0,09

1994

0,37

0,17

0,08

1995

0,20

0,16

0,26

1996

0,24

0,17

0,06

1997

0,26

0,13

0,18

1998

0,29

0,13

0,04

1999

0,23

0,18

0,07

2000

0,24

0,24

0,11

Moyenne mines de charbon

0,26

0,18

0,13

Moyenne toutes mines

0,41

0,18

0,09

Morts aux 100 Mt (98/2000)

10,70

3,10

1,70

T/homme/an

4500

8900

11000

 

 

Bien entendu, dans les pays moins avancés en matière de sécurité les accidents sont plus fréquents, mais peu de statistiques sont disponibles. On peut toutefois remarquer que le nombre d’accident diminue avec les accroissements de productivité qui permettent de diminuer le personnel et d’en réduire l’exposition.

 

 

 

 

Silicose

 

Cette maladie a frappé quasiment toute la génération de mineurs français employée pendant l’occupation allemande. Après 1945 l’abattage systématique des poussières, notamment par la foration à l’eau dans les travaux préparatoires, a heureusement fait progressivement disparaître cette maladie professionnelle des mines françaises. Mais ailleurs dans le monde ses ravages continuent. Les chiffres qui suivent concernent l’ensemble des industries : entre 1991 et 1995 la Chine a enregistré 500.000 cas de silicose et 24000 décès, le Viêt-Nam ou les conditions d’exploitation sont particulièrement mauvaises compte 9000 silicosés.

 

On retiendra que l’exploitation du charbon n’est dangereuse, comme toutes les activités humaines, que dans la mesure où la sécurité n’est pas une des premières préoccupations des entreprises, ce qui est souvent le cas lorsque les productivités sont faibles. Ajoutons  qu’en atmosphère libre, le charbon est un produit non explosif contrairement aux autres combustibles fuel et gaz.

 

LES REJETS DANS L’ENVIRONNEMENT

 

Examinons successivement les rejets solides et les rejets gazeux.

 

Les rejets solides

 

 Les rejets des centrales thermiques : cendres et mâchefers ne posent pas de problèmes car ils sont souvent recyclés. Les premiers par les cimentiers et les seconds pour les soubassements routiers. Seuls les résidus de lavage du charbon, cad 10 à 50 % du tout venant, qui doivent être stockés dans des bassins d’épandage, sont susceptibles de contaminer les eaux superficielles. C’est ainsi que la mine de Campha, au nord Viêt-Nam dispose de ses rejets dans la baie d’Along. Mais dans les pays développés la législation impose des normes aux rejets liquides et les eaux  qui percolent dans les digues doivent être traitées ( élimination des sulfates principalement) avant rejet au milieu extérieur.

 

Les cendres volantes constituent une autre source de pollution atmosphérique.. La filtration au moyen de filtres électro-statiques permet de maintenir ces rejets conformément aux normes imposées soit : 100 mg/m3 pour les centrales de puissance inférieure à 500 MW et à 50 mg/m3 pour les puissances supérieures.

NB. On ne dispose pas d’évaluation des quantités d’uranium contenues dans le 4,3 milliard de tonnes de charbon exploitées chaque année, mais l’ordre de grandeur pourrait correspondre à la consommation de l’énergie nucléaire elle même ce qui est considérable. Mais l’exposition résultante pour les populations, compte tenu de la très faible teneur des cendres (quelques ppm au maximum)  et de la dissémination est certainement inférieure à celle résultant d’une semaine aux sports d’hiver.

     

Les rejets gazeux : méthane, CO2, NOx et SO2

 

>        Le méthane ( CH4) contenu dans les charbons s’échappe lorsqu’il est mis à l’atmosphère pendant son exploitation son traitement et son transport. Seule une faible proportion de mines sont grisouteuses, car dans les exploitations à ciel ouvert ou à faible profondeur le dégazage s’est effectué naturellement avant exploitation .Selon les estimations publiées par l’US Environmental Agency (septembre 2001) les émissions dues au charbon pourraient représenter 10,3 Mt de CH4 par an , soit 10 % du total des émissions de ce gaz (100 Mt) et 3 fois moins que pétrole et gaz réunis. Dans cette hypothèse, les centrales charbon ( 50% du charbon consommé) seraient responsables de l’émission de 5 Mt de méthane soit 105 Mt de CO2 équivalent en terme d’effet de serre (21 CO2 par CH4 sur 100 ans ( IPCC 1997)).

>        Remarques : Les ressources en méthane contenues dans les quelques 250 années de réserve sont considérables : 10Mt/an x 250 = 2500 Mt (et 5 fois plus si l’on se base sur les ressources charbon). Le pompage direct de ce méthane, par un réseau de sondages, peut se révéler économique lorsque la perméabilité locale du gisement est forte et qu’il existe un gazoduc à proximité, conditions hélas, rarement réunies . Cette méthode d’exploitation dite du « gas bed methane » suscite toutefois un vif intérêt et, grâce à une forte incitation fiscale connaît un certain développement aux USA. Par ailleurs le dégazage se poursuit dans les mines en fin d’exploitation à partir des couches non exploitées environnant les vides miniers : Gasonor (filiale de GDF et de CDF) exploite ainsi le méthane du bassin du Nord et du Pas de Calais).  

 

>        Le gaz carbonique. Pratiquement tout le carbone contenu dans le charbon brûlé se retrouve rejeté sous forme de CO2. En posant une concentration moyenne en carbone de 70 % par tonne, la consommation de 4,3 giga t de charbon correspond à 4,3x70% = 3 giga tonnes de carbone (11 de CO2). Compte tenu des imbrûlés on peut retenir le chiffre de 10 giga t de CO2. Pour les centrales charbon (moitié de la consommation totale) l’émission représente 50% soit 5 giga tonnes de CO2.

 

N.B. Sachant qu’une tonne de charbon vapeur contient en moyenne 0,8 tec soit un PCI de 5600 kcal/Kg = 6510 Wh/kg, que le rendement d’une centrale est de 38%, il faut 400g de ce charbon par kWh, soit 400x70%= 280 g de C, auxquels correspond un rejet de 1027 g de CO2., 1000g après déduction des imbrûlés..

Les recherches sont actuellement menées pour réduire ces rejets atmosphériques par stockage souterrain en particulier, mais surtout par augmentation du rendement énergétique des centrales l’émission étant inversement proportionnelle à ce rendement.

 

>        Les NOx. Les oxydes d’azote produits par la combustion varient dans de fortes proportions suivant la nature du charbon et la température de combustion. La littérature cite les chiffres de 0,4 (Japon) à 1 g/m (Indonésie) de fumée pour les centrales de la zone APEC (Coal Information 2000). Sachant que l’on a en moyenne 9,2 m3 de fumée par kilo de charbon brûlé, l’émission est comprise entre  ce qui correspond de 3,7 à 9,2 kg de Nox par tonne de charbon suivant les conditions de combustion.. Pour quantifier ces rejets on peut rapporter leur teneur moyenne de 6,5 kg/t aux 4,3 giga t consommées ce qui donne 28 Mt de Nox. En moyenne le charbon contribuerait à 5 % du total des émissions biomasse comprise (IEA). La formation de Nox peut être réduite par maintien de la température du foyer à moins de 1300 d°C (un des avantages des lits fluidisés qui fonctionnent à 850-950 d°) et par l’utilisation de brûleurs à bas Nox qui limitent au minimum l’oxygène nécessaire à la combustion. Des filtres peuvent aussi compléter l’épuration des fumées (procédé Desonox) dans les centrales les plus récentes. Les moyens technologiques existent donc pour diminuer les émissions actuelles. En conséquence des taux d’émission standards ont été définis par les membres de l’APEC pour les nouvelles centrales. Ces taux varient de 145 mg/Nm3 (Finlande) à 800 (Portugal) en fonction des possibilités industrielles locales.

 

>        Le SO2. Le charbon contient du soufre sous forme minérale (pyrite, sulfates) et organique qui lors de la combustion se combine à l’oxygène et se retrouve partiellement dans les fumées sous forme de SO2 et SO3. 1% de soufre correspond à 20 Kg de SO2 par tonne de charbon, laquelle dégage 10.000 m3 de gaz de combustion. Chaque % de soufre correspond donc a une concentration maximale (une partie est combinée à l’état solide sous forme de sulfate) de 2200 mg/m3. On estime à 35 Mt la quantité d’acide sulfurique (sous forme de Sox) émise par les centrales  charbon, cad la moitié des rejets des usines d’acide sulfurique. Rapportées aux 2,2 giga t de charbon brûlées en centrale ces 35 Mt représentent une concentration de 1600 mg/m3 de fumée. Sur ces bases le total charbon consommé rejetterait 70 Mt de SOx .

 

Depuis le « clean air act » (1971) des directives limitant les rejets ont été adoptées  pour les nouvelles centrales électriques en raison du risque présumé de pluies acides. Ces directives varient suivant les pays :

 

 

mg/M3

g/GJ

lb/M.BTU

 

 

 

 

CEE (moyenne)

400

140

0,33

Maximum (Espagne)

2400

840

1,95

Autriche

200

70

0,16

Australie

200

70

0,16

Japon

223

78

0,18

Japon local

152

53

0,12

USA phase 1 - 1995

3071

1075

2,50

USA phase 2 - 2000

1820

637

1,48

 

Une des premières conséquences de ces limites a été la recherche d’approvisionnement en charbon a bas taux de soufre, pratiquement moins de 1%. On a ainsi vu les exploitations des Appalaches, où le charbon est soufré, quasiment disparaître alors que l’ouest américain connaissait un développement considérable.

 

La deuxième conséquence est la mise en œuvre de procédés d’élimination du soufre des gaz de combustion (« flue gas desulfuration »). Le principe de ces procédés est la réaction du S02 sur les alcalins (ou alcalino terreux), souvent la chaux sous forme de calcaire ou de dolomie, pour produire un sulfate solide (SO4Ca par exemple). La chaux peut être introduite dans le foyer, dans le circuit des gaz (« dry scrubbing) ou dans un bain ou les gaz sont amenés à barboter (wet scrubbing). Un filtre peut achever l’épuration à plus de 95%. Les divers procédés ont des performances variables :

 

- Injection directe         60%

- Dry scrubbing            80%

- Wet scrubbing           90%

- mixte+ filtration          95%

 

Bien entendu ces techniques ont aussi un coût complet par tonne de charbon brûlé, comme le montre le tableau ci-dessous:

 

Les pays qui, comme l’Allemagne et le Danemark, ont fait l’investissement peuvent encore se permettre de brûler pro parte des charbons soufrés pour lesquels ils sont en mesure d’obtenir des prix au rabais (charbons de la cote Est  des USA par ex.), les autres ont négocié des limites élevées pour protéger leur industrie locale (Espagne par ex.) en attendant leur équipement.

 

LES CENTRALES THERMIQUES A CHARBON

 

Les centrales charbon ont réalisé une production mondiale de 4000 TWh et cette production devrait croître parallèlement à l’augmentation du PIB mondial à la concurrence près des autres énergies primaires. La taille moyenne des centrales est de 460 Mwe et l’on a 2 centrales par site de production (1044 Mwe). La grande majorité des centrales utilisent le procédé d’injection de charbon pulvérisé (PCI), dans lequel le charbon est broyé, puis séché dans un courant d’air à 100 d° avant d’être injecté dans le foyer. L’investissement est typiquement de 1500 $ par KW, mais il varie suivant les pays (800 à 1000$/KW en Chine), et peut atteindre 1800 $ pour les centrales les plus modernes dotées de moyens d’épuration des rejets gazeux les plus efficaces.

 

                       

 

Bien que tous les charbons puissent être utilisés (même l’anthracite au Viet Nam), une normalisation de l’alimentation s’opère, pour les charbons importés, vers le charbon vapeur typique dont les caractéristiques principales sont les suivantes :

 

            PCI                             5900 kcal/kg

            Volatiles                      20 à 35 %

            Humidité                      7 à 15 %

            Cendres                       5 à 15 %

            Soufre                         < 1%

 

Ce charbon arrivant CIF centrale ARA à 45 $/t le prix de revient combustible ressort à :

45 / 5900 th /1,163 kWh/th /0,37 = 0,018 $/kWh.( 2 cents par kWh). Il s’agit, bien sur, d’un exemple ce coût variant avec le PCI et le prix du charbon.

 

LES DIFFERENTES TECHNOLOGIES

 

La nécessité de réduire les impacts sur l’environnement conduit à rechercher l’amélioration du rendement des centrales les rejets étant inversement proportionnels au rendement.. Certaines nouvelles technologies sont déjà en œuvre, d’autres ne sont qu’au stade de pilotage :

 

 

 

 

Abréviation

Usage

Rendement

Investissement

Centrales PCI sub critiques

PCI

oui

35 à 43 %

1500

1800

$/Kwe

Idem avec co-génération

PCI

oui

42 à 55 %

 

 

 

Centrales PCI super critiques

PCI

oui

40 à 45 %

1800

2000

$/Kwe

   Lits fluidisés

 

FB

oui

35 à 40 %

1500

 

 

Lits fluidisés pressurisés

PFB

Petites unités

40 à 45 %

 

 

 

Lits fluidisés pressurisés à cycle combiné

PFBC

Pilotage

40 à 45 %

1600

1700

$/Kwe

Gazéification

 

IGCC

Pilotage

41- 45 %

2000

2200

$/Kwe

 

Centrales sub-critique à injection : La grande majorité des centrales existantes sont des centrales sub-critiques à injection. Ces centrales utilisent l’injection dans le foyer de charbon pulvérisé et séché ce qui accroît la surface réactive et améliore la combustion du charbon. La chaleur du foyer est de l’ordre de 1400 d°C. Elles fonctionnent avec de la vapeur à 540 d°C et 18 MPa qui alimente, généralement, deux étages de turbines (haute et basse pression) couplées à des alternateurs. Après condensation la vapeur est recyclée vers la chaudière. Le rendement moyen est de 37% mais varie : 28% en Chine et 38% en OECD, et peut être amélioré par augmentation de taille (500 MW), meilleure configuration des foyers (rendement chaudière de 89%) et efficacité des turbines. Le rendement peut atteindre 43 % La plupart des nouvelles centrales sont maintenant dotées de dispositifs de traitement des gaz.

 

Les centrales PCI à co-génération. La récupération de chaleur basses calories, après turbinage de la vapeur, pour chauffage augmente le rendement global de la centrale. Cette technique , dépendante des besoins en chaleur s’applique préférentiellement aux unités de faible puissance. Une des plus grosses réalisation est la centrale d’Avedore au Danemark qui réalise 200 Mwe à un rendement de 34%, la chaleur portant ce rendement à 55 %. Sans production de chaleur on obtient 300 MW à 42%.

 

Les centrales PCI super critiques. 50 %  des centrales construites actuellement sont super critiques. Les conditions typiques sont de 25 Mpa et 540 d°C, les conditions thermodynamiques supérieures : 25 à 35 Mpa et 565-590 d°C étant désignées par les appellations ultra-super-critiques. Dans les conditions super critiques la densité de la vapeur est égale à celle de l’eau et les ballons de séparation de phases, basés sur la différence de densité eau-vapeur, utilisés dans les conditions sub-critiques sont remplacés par un système d’autorégulation du débit vapeur qui limite celui-ci à l’exacte quantité de chaleur disponible pour l’évaporation (OT system. Benson 1922). En sortie de ce système, la température de la vapeur, qui alimente la turbine, est de 287 d°C contre 260 d°C avec un ballon.. Il en résulte, conformément au théorème de Carnot, une augmentation théorique de 3 % du rendement. C’est bien ce que l’on constate : les rendements sont de l’ordre de 42 – 43 % mais peuvent atteindre 47 % ( Nordyllands, Danemark ou une source très froide est disponible). L’augmentation de la densité vapeur conduit à une réduction de la taille des appareillages, notamment du diamètre des turbines et donc à des économies d’investissement qui compensent le coût plus élevé des épaisseurs de paroi et des aciers spéciaux utilisés pour résister à ces conditions thermodynamiques plus sévères.

 

 

Les lits fluidisés atmosphériques. Dans cette technique le charbon est simplement concassé et conduit à former un lit maintenu en sustentation par injection verticale d’air. Les avantages sont nombreux : la combustion peut être obtenue avec un bon contrôle des températures qui restent de l’ordre de 850 à 950 d° contre 1400 d° dans les PCI. Cette température permet d’éviter la fusion des cendres et la formation de mâchefer, elle réduit considérablement la formation de Nox (qui ne se forment substantiellement qu’à partir de 1300 d°), enfin la réactivité du calcaire qui est ajouté au charbon est maximale ce qui limite la formation de SO2. Un autre avantage des FB est leur aptitude à brûler des charbons de mauvaise qualité ( 30 à 35 % d’humidité et 30 % de cendres à Carling). Le rendement est toutefois inférieur de 2 à 3 % aux PCI et les puissances unitaires restent limitées ( 250 MW Ignifluid de Gardanne).

 

                                                                                                                                                                  

Les lits fluidisés pressurisés. Un moyen d’améliorer le rendement des lits fluidisés est de turbiner les gaz de combustion avant la fabrication de la vapeur  et son passage dans la turbine vapeur : on obtient un cycle combiné dont les performances rivalisent avec les centrales supercritiques. Pour obtenir ce résultat l’air injecté pour la combustion est pressurisé à quelques 12 à 25 bars et les gaz transitent par une chambre cyclonique pour préserver la turbine gaz des cendres volantes. Les PFBC réalisés concernent uniquement de petites unités de 70-80 MW. La CEE a par exemple financé le projet de 76 MW d’Estratron en Espagne. Il est possible d’opérer les PFBC en conditions super critique, ce qui permet d’espérer une efficacité de 55 % : c’est l’objectif du projet de 360 Mwe de Karita au Japon. Ce système combinerait les avantages propres aux lits fluidisés : aptitude à utiliser des charbons de toute qualité (y compris les lignites), faible teneur en SO2 et Nox des fumées et excellent rendement. Ajoutons que le prix d’une centrale PFBC est équivalent à celui d’une centrale PCI supercritique équipée de dispositif de traitement des gaz.

                       

 

Gazéification. La gazéification est un très vieux procédé (il en existe plus de 300 systèmes) de l’industrie chimique et de la production du gaz de ville. Le combustible, finement divisé, est introduit sous forme de pulpe dans un gazéificateur ou sous atmosphère contrôlée d’air ou d’oxygène, à une pression variant de 20 à 80 bars et à une température de 1300 à 1600 d°C, il produit du syngaz. Ce syngaz est un mélange de CO, CO2, et H2. La proportion de ce dernier élément (H2), formé par réaction du CO sur l’eau, varie de 18-20 % avec la combustion à l’air (gaz pauvre) à 30-32 % en volume à l’oxygène (gaz riche). Le pouvoir calorifique du gaz évolue parallèlement à cette concentration. Dans le procédé IGCC le syngaz alimente en parallèle une turbine à gaz et une turbine vapeur par l’intermédiaire du refroidisseur du syngas qui sert de générateur de vapeur. La chaleur  des gaz brûlés dans la turbine à gaz est récupérée dans un échangeur et réchauffe la vapeur alimentant la turbine vapeur.. Les gazéificateurs sont de plusieurs types : à lit fixe, à lit fluide, à lit bouillonnant, ils ont en commun leur encombrement ( 40 m de long, 680 tonnes pour 250 Mwe à Tampa( Floride). L’avantage du procédé est sa capacité à brûler tout type de combustible en particulier la biomasse. La dépollution effectuée en phase gazeuse est particulièrement efficace et constitue le deuxième avantage du procédé. Le rendement de conversion (charbon-syngas) est bon : 70 %, mais le rendement global des centrales IGCC est de l’ordre de 42-43 %. pour la production d’électricité sensu stricto (sans cogénération). Les IGCC sont au premier stade d’expérimentation. On peut citer la réalisation de 305 MWe de Puertollano (Espagne) financé par la CEE ( rendement de 45 % espéré), l’unité Shell de Buggenum (250 Mwe, Hollande), de Tampa (250 Mwe, 41 %), enfin de Wabash river (USA, 262 Mwe, 41 %).

 Les IGCC paraissent bien être une solution d’avenir en raison de leur aptitude à brûler tout type de combustible et de leur plus faible rejet de polluants, mais de gros problèmes technologiques restent à résoudre ( corrosion des turbines en particulier).

 

Conclusion sur les centrales

 

 

Les performances attendues des différents procédés sont résumées dans le tableau ci-dessous :

 

 

 

Abréviation

SO2

NOx

Rejets solides

CO2

 

 

 

 

kg/MWh

kg/MWh

g/MWh

g/m3 de fumée

 

Centrales PCI sub critiques

PCI

16,1

5,1

136

850

Idem avec désulfuration et brûleurs bas Nox

PCI

1,6

2,5

232

870

Centrales PCI super critiques

PCI

1,6

2,5

249

900

Lits fluidisés

 

FB

1,6

2,2

230

830

 

Lits fluidisés pressurisés

PFB

1,5

0,4

123

770

Lits fluidisés pressurisés à cycle combiné

PFBC

1,5

0,4

123

770

Gazéification

 

IGCC

1,5

0,2

115

720

 

 

 

On voit que des solutions existent et sont déjà mises en œuvre dans les nouvelles unités pour réduire les rejets des centrales à charbon tout en améliorant le rendement. A terme on peut envisager un rendement de 45 % contre 37 actuellement soit une diminution des quantités de CO2 rejetées à l’atmosphère de 20 %. La maîtrise des rejets de SO2 et de Nox peut être assurée avec un niveau d’épuration de l’ordre de 90 %. Bien entendu ceci a un coût qui peut être chiffré, en ordre de grandeur, à une augmentation de 30 % des investissements et 15 % des coûts opératoires.

 

SOLUTIONS ALTERNATIVES

 

L’énergie contenue dans le charbon peut être récupérée et transformée par la mise en œuvre de technologies alternatives brièvement exposées ci-après :

 

Les piles à combustibles. L’hydrogène produit par gazéification du charbon peut alimenter une pile à combustible. Au rendement près des cellules comparé à celui d’une centrale thermique les rejets totaux de CO2 sont comparables, même si la pile elle-même n’en rejette pas.

 

Liquéfaction du charbon

Théoriquement il suffit d’hydrogéner du charbon pour obtenir des produits pétroliers. Cet apport d’hydrogène peut être fait directement sur le charbon (liquéfaction directe) ou sur les gaz issus d’un gazéificateur (liquéfaction indirecte) La transformation en hydrocarbures permettrait théoriquement de mieux valoriser les gisements éloignés des zones de consommation en diminuant les coûts de transport par unité énergétique contenue.

 

Liquéfaction directe. Cette voie a été en particulier explorée par le pilotage à 2,5 tph de Point of Ayr (North Wales), pilotage financé pro-parte par le programme Thermie de la CEE de 1983 à 1995. Le procédé extrait les produits hydrocarbonés du charbon à l’aide d’un solvant. Après filtration le filtrat est hydrogéné à 800 d°c et sous 10 Mpa avant d’être hydro-cracké. Le rendement thermique global (y compris la production d’hydrogène ) ressort à 65 % . Le prix de revient du baril produit est estimé, de façon peut être optimiste par British Coal, entre 25 et 35 $, suivant le coût d’approvisionnement du charbon ( 25 à 45 $/t).

 

Liquéfaction indirecte. C’est le procédé d’hydrogénation catalytique Fisher-Tropsch qui est utilisé  après gazéification à 1000 d°C sous 5 atmosphères. Le rendement thermique est de 60 %. Ce procédé est celui utilisé par SASOL II en RSA. Compte tenu du faible prix de revient du charbon, exploité sur site, et de l’amortissement des installations on parle aujourd’hui d’un prix de revient opérationnel de 20 à 25 $/bl

 

Bibliographie

 

-         Coal information (2000-2001 édition). IEA/OECD

-         World energy outlook 2000. IEA

-         BP Statistical Review of world energy 2000

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-         South Africa- Coal Reserves & Ressources. Barlow Jonker (RSA) Publication

-         World Market for Hard Coal. Hans Gruss- Hans Wilhelm Schiffer and Joseph H. Gallish. Rheinbrau News 2000

-         Bundesaanstalt Fur Geowissenschaffen und Rohstoffe. Hannover1999. Tome XVII

-         Coal Daily International

-         Energy to serve your world. Southern Company 1998.

-         Effet de serre et les différents systèmes de production d’énergie. F. Lessieur. Total S.A. ATEE. Colloque des 3-4 juin 1998

-         Coal Power for Progress. 4 th edition.World Coal Institute

-         Coal use for power generation and CO2 emission. IEA coal research 1998a

-         Safety and Health Performance Report 1999-2000. Mineral Council of Australia