Centrale à gaz · Glossaire

Une centrale à gaz est une centrale qui produit de l'énergie électrique à partir d'un combustible gazeux. Aujourd'hui, il s'agit le plus souvent de gaz naturel. Certaines installations peuvent toutefois aussi fonctionner, d'un point de vue technique, avec du biogaz, du méthane de synthèse ou, à l'avenir, de l'hydrogène. Pour le système électrique, une centrale à gaz relève avant tout de la production pilotable. Contrairement aux éoliennes et aux installations solaires, elle peut, dans des limites techniques, augmenter ou réduire de manière ciblée son injection.

La puissance électrique d'une centrale à gaz s'exprime en kilowatts, mégawatts ou gigawatts. Elle indique la quantité maximale d'électricité que l'installation peut fournir à un instant donné. La quantité d'électricité effectivement produite se mesure en revanche en kilowattheures, mégawattheures ou térawattheures. Une image pour l'illustrer : la puissance correspond au diamètre d'un robinet, la quantité d'énergie à l'eau qui s'écoule réellement au cours d'une année. Cette distinction est essentielle. Une centrale à gaz peut être importante pour la sécurité d'approvisionnement même si elle ne fonctionne que quelques heures par an. Elle fournit alors surtout de la puissance et moins de grandes quantités d'énergie. La puissance installée ne dit toutefois pas encore quelle contribution est disponible avec certitude en situation de pénurie. Entrent aussi en ligne de compte l'approvisionnement en combustible, la disponibilité technique, l'état de maintenance, le raccordement au réseau et les règles d'exploitation.

Types de construction et rendements

Il existe différents types techniques. Les centrales simples à turbine à gaz fonctionnent en cycle ouvert : les gaz d'échappement chauds quittent la turbine sans être valorisés. Elles démarrent relativement vite et peuvent modifier rapidement leur puissance. C'est pourquoi elles conviennent à la charge de pointe et aux tâches d'équilibrage à court terme. Leur rendement électrique est toutefois nettement inférieur à celui des installations combinées, typiquement d'environ 35 à un peu plus de 40 % selon la taille.

Les centrales à cycle combiné gaz-vapeur, en abrégé centrales CCGT (GuD), sont une forme de centrale combinée. Ici, les gaz d'échappement chauds de la turbine à gaz servent de source de chaleur à une chaudière de récupération placée en aval. Celle-ci produit de la vapeur pour une turbine à vapeur supplémentaire. Les installations CCGT modernes atteignent ainsi des rendements électriques supérieurs à 60 % et comptent parmi les centrales conventionnelles les plus efficaces. Un exemple est l'installation d'Irsching, en Bavière, avec environ 60,75 %. Comme le côté vapeur est plus inerte, les centrales CCGT réagissent, selon leur conception, moins rapidement que les turbines à gaz simples.

Il existe en outre des centrales de cogénération (blocs de chauffage) au gaz et d'autres installations de cogénération, qui fournissent simultanément de l'électricité et de la chaleur utilisable. Chez elles, la production d'électricité dépend souvent de la demande de chaleur, d'un réseau de chaleur raccordé ou de procédés industriels. Des moteurs à gaz sont également utilisés pour des puissances plus petites et rapidement réglables.

Distinction par rapport à d'autres centrales et notions systémiques

Une centrale à gaz n'est pas la même chose qu'une centrale de pointe, même si de nombreuses installations à gaz peuvent précisément jouer ce rôle. Une centrale CCGT moderne peut aussi produire de l'électricité sur une longue durée lorsque le prix de l'électricité est suffisamment élevé et que le prix du gaz ainsi que les coûts du CO₂ le permettent. Inversement, une turbine à gaz peut servir presque uniquement d'installation de réserve. L'installation technique et le mode d'utilisation économique ne coïncident donc pas nécessairement.

Assimiler les centrales à gaz à la sécurité d'approvisionnement est également inexact. La sécurité d'approvisionnement ne résulte pas d'un seul type de centrale. Elle résulte de l'interaction entre puissance garantie, réseaux, stockage, flexibilité de la demande, logistique des combustibles, concepts de réserve et responsabilités clairement définies. Les centrales à gaz peuvent y jouer un rôle important, car elles produisent de l'électricité indépendamment de la météo et sont souvent plus rapidement réglables que les centrales à charbon ou nucléaires. Elles ne dispensent toutefois pas d'examiner les profils de charge, les congestions du réseau et la flexibilité du côté de la consommation.

Les centrales à gaz se distinguent fondamentalement des stockages. Elles ne déplacent pas dans le temps de l'électricité produite auparavant, mais convertissent en électricité l'énergie chimique d'un combustible. Un stockage par batterie compense les fluctuations à court terme et déplace l'électricité de périodes de prix bas vers des périodes de prix plus élevés. Sa durée de décharge est toutefois limitée. Une centrale à gaz peut en revanche produire même lorsque peu d'électricité éolienne et solaire est disponible pendant plusieurs jours, pour autant que le combustible et l'installation soient prêts. Cela rend les centrales à gaz pertinentes pour la Dunkelflaute (période sombre et sans vent). Combien d'installations sont nécessaires à cet effet et selon quelles règles elles sont financées reste toutefois une question ouverte.

Rôle dans la charge résiduelle et les énergies renouvelables

Avec la part croissante de l'énergie éolienne et du photovoltaïque, la mission des centrales à gaz change. Elles fonctionnent moins souvent que les installations classiques de base et couvrent plus fréquemment la charge résiduelle. Il s'agit de la demande d'électricité qui subsiste après déduction de l'injection d'origine éolienne et solaire. La charge résiduelle peut fortement fluctuer. Lors de journées ensoleillées et venteuses, elle est faible ou temporairement négative. Avec peu de vent, une faible production solaire et une consommation élevée, elle peut augmenter fortement.

Il en résulte un rôle économique différent. Les installations doivent couvrir leurs coûts fixes sur moins d'heures à pleine charge lorsque les énergies renouvelables injectent à très bas prix pendant de nombreuses heures. Le marché de l'énergie pur rémunère les kilowattheures produits, et non le simple fait de tenir une installation à disposition. Lorsque les installations ne fonctionnent que rarement, il faut des prix élevés pendant quelques heures de pénurie pour que les investissements soient rentables. Si ces recettes font défaut, on parle de problème du « missing money ». Sur le plan politique, la question se pose donc de savoir si un marché de l'électricité pur suffit ou si un marché de capacité, une réserve stratégique ou d'autres rémunérations de la puissance garantie sont nécessaires.

Il en découle un lien souvent négligé : une centrale à gaz peut être nécessaire au système bien qu'elle produise peu d'électricité sur l'année. Dans le bilan climatique, c'est précisément cette faible durée de fonctionnement qui limite les émissions. Dans le calcul d'investissement, cette même faible durée de fonctionnement pose problème, car l'installation ne génère des recettes que pendant quelques heures. Les marchés de l'électricité, les produits de réserve, les redevances de réseau et les appels d'offres créent chacun leurs propres incitations pour la construction, l'exploitation et la mise à l'arrêt.

Allemagne : appels d'offres selon la StromVKG (état : novembre 2026)

En Allemagne, il existe désormais, pour les nouvelles installations pilotables, une rémunération spécifique pour la mise à disposition de puissance. Son fondement est la loi sur la sécurité d'approvisionnement en électricité et les capacités (Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz, StromVKG). L'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a lancé le 21 juillet 2026 les appels d'offres pour les capacités dites de longue durée. Peuvent y participer les installations capables de fournir de l'électricité de manière garantie sur une période prolongée, y compris pendant de longues phases sans production renouvelable ou sans importations d'électricité. Parmi les exigences techniques figure notamment la fourniture d'inertie instantanée (Momentanreserve), même lorsque l'installation ne délivre pas de puissance à ce moment. Quiconque obtient une attribution doit maintenir la puissance disponible pendant 15 ans. En contrepartie, il perçoit une rémunération annuelle dont le montant est déterminé par la concurrence. Une composante régionale favorise, sous certaines conditions, les sites situés dans le sud du point de vue du réseau.

Ce n'est pas la puissance installée qui est mise en adjudication, mais la puissance réduite en rMW. Un facteur fixé par la loi évalue alors la contribution réelle d'une technologie à la sécurité d'approvisionnement, de manière comparable à une valeur de capacité. Lors du premier tour, pour la date de dépôt des offres du 8 septembre 2026, 4 500 rMW ont été mis en adjudication. Le prix maximal s'élevait à 244 000 euros par rMW et par an.

Les résultats ont été publiés le 3 novembre 2026. 41 offres représentant environ 11 958 rMW ont été déposées, dont sept ont été exclues. Onze offres ont obtenu une attribution pour environ 5 160 rMW. Ce volume dépasse la quantité mise en adjudication, car l'offre qui a franchi la limite pour la première fois a encore été retenue. La valeur moyenne d'attribution pondérée par les quantités s'est élevée à 155 296 euros par rMW et par an. La plupart des attributions sont allées à des sites en Rhénanie-du-Nord-Westphalie et dans le Brandebourg, suivis de la Saxe, de la Bavière et du Bade-Wurtemberg. Selon l'Agence fédérale des réseaux, les centrales et les stockages d'électricité se sont fortement concurrencés. La deuxième date de dépôt des offres pour les capacités de longue durée est fixée au 29 décembre 2026.

Émissions, combustible et rendement

Quiconque brûle du gaz naturel dans des centrales à gaz provoque des émissions de CO₂. Un calcul approximatif montre l'ordre de grandeur : lors de la combustion, le gaz naturel libère environ 200 grammes de CO₂ par kilowattheure d'énergie du combustible. Pour un rendement de 60 %, cela correspond à environ 330 à 340 grammes de CO₂ par kilowattheure d'électricité produit. Pour une turbine à gaz simple d'environ 38 %, on atteint grosso modo plus de 500 grammes. Les centrales CCGT efficaces se situent ainsi nettement en dessous de nombreuses centrales à charbon, mais pas à zéro.

S'y ajoutent les émissions le long de la chaîne d'approvisionnement, surtout lorsque du méthane s'échappe lors de l'extraction, du transport ou du stockage. Le méthane est un puissant gaz à effet de serre. Une étude réalisée pour le compte de l'Agence fédérale de l'environnement (Umweltbundesamt) est parvenue à la conclusion que les émissions amont du gaz naturel liquéfié sont, selon le pays fournisseur, environ 2,2 à 3,0 fois plus élevées que celles du mix de consommation allemand de gaz naturel de 2018. L'évaluation climatique d'une centrale à gaz ne dépend donc pas seulement du rendement dans la centrale, mais aussi de l'origine et des pertes du combustible. Sur le plan économique, les émissions se répercutent sur les coûts de production via le prix du CO₂ dans le système d'échange de quotas d'émission.

Le rendement décrit quelle part de l'énergie du combustible devient utilisable sous forme d'électricité. En cogénération, l'utilisation globale du combustible peut être élevée si la chaleur est effectivement utilisée. Si la chaleur n'est produite que pour justifier le fonctionnement électrique, ou si un preneur adéquat fait défaut, cet indicateur perd de sa pertinence. Qu'une installation paraisse efficace dépend donc des limites du système considérées : électricité seule ou électricité et chaleur, heure de fonctionnement isolée ou année entière.

Pour les centrales à gaz aptes à l'hydrogène, une distinction supplémentaire est nécessaire. Une installation préparée techniquement à un usage ultérieur de l'hydrogène produit généralement, en exploitation, toujours de l'électricité à partir de gaz naturel. Il en va ainsi tant qu'aucun hydrogène suffisant, abordable et produit de manière respectueuse du climat n'est disponible. L'aptitude à l'hydrogène ne signifie donc pas absence d'émissions, mais l'option d'un changement de combustible ultérieur. Que cette option soit viable dépend d'un réseau d'hydrogène, de stockages, d'importations, de capacités d'électrolyse, d'exigences de sécurité et des coûts du combustible. Pour la stratégie allemande pour les centrales, il est prévu que les nouvelles centrales à gaz soutenues puissent être converties à l'hydrogène et décarbonées d'ici le milieu des années 2040.

Importance économique et institutionnelle

Les centrales à gaz se situent à l'interface du marché de l'électricité, de l'infrastructure gazière et de la politique climatique. Leur exploitation dépend des prix de l'électricité, des prix du gaz, des prix du CO₂, des redevances de réseau, des marchés d'énergie de réglage, des exigences de réserve et désormais aussi des paiements de capacité. Une installation peut exister techniquement et pourtant ne pas fonctionner économiquement si le combustible et les quotas d'émission sont trop chers. Elle peut aussi paraître économiquement attractive et n'apporter que peu d'aide au réseau à son emplacement si les congestions se situent ailleurs. L'emplacement, la puissance de raccordement et la situation régionale du réseau ne sont donc pas secondaires. La composante régionale des appels d'offres allemands le montre également.

Pour les gestionnaires de réseau, les centrales à gaz ont aussi une fonction opérationnelle. Elles peuvent fournir de la puissance de réglage, soutenir la tension, fournir de l'inertie instantanée ou contribuer à la reconstruction du réseau après une panne de grande ampleur. La condition est qu'elles soient équipées techniquement à cet effet et intégrées contractuellement. Toutes les installations ne fournissent pas chacun de ces services système. Des notions telles que puissance garantie, capacité de démarrage autonome (black start), énergie de réglage et réserve ne devraient donc pas être transposées indistinctement à toutes les centrales à gaz.

Un malentendu répandu considère les nouvelles centrales à gaz soit comme un retour en arrière vers l'énergie fossile, soit comme une solution simple à toutes les fluctuations des énergies renouvelables. Ces deux points de vue masquent les conditions concrètes. Les durées de fonctionnement fossiles doivent diminuer si l'on veut atteindre les objectifs climatiques. En même temps, un système électrique comportant beaucoup d'électricité éolienne et solaire a besoin de puissance garantie pour les périodes de faible injection. Les conflits surgissent là où possibilité technique, règle de marché et compétence politique divergent : les installations doivent fonctionner rarement, être disponibles à tout moment, émettre peu, rester abordables et être rentables en tant qu'investissement.

Celui qui emploie le terme de centrale à gaz avec précision rend visible la fonction visée : production d'électricité à partir d'un combustible gazeux, mise à disposition de puissance pilotable, sécurisation de la charge résiduelle, fourniture de services système ou transition vers des combustibles climatiquement neutres. Aucune de ces fonctions n'est automatiquement présente dans chaque installation. Dans le futur système électrique, une centrale à gaz n'est ni un simple héritage encombrant ni une assurance tous risques. C'est une installation pilotable dont l'utilité et les coûts dépendent du combustible, du mode d'exploitation, des règles de marché, de l'emplacement et de la disponibilité.

Sources

StromVKG – Ergebnisse der ersten Ausschreibung für Langzeitkapazitäten — Bundesnetzagentur; 2026-11-03. Abschnitte „Ergebnisse der Ausschreibung“ und „Weitere Verfahrensschritte“
Start der Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten nach StromVKG – Gebotstermin 8. September 2026 — Bundesnetzagentur; 2026-07-21. Abschnitte „Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten nach StromVKG“ und „Gebotstermin 8. September 2026“
Startseite der Bundesnetzagentur – Meldung zum 2. Gebotstermin Langzeitkapazitäten — Bundesnetzagentur; unbekannt (Meldung vom 11.11.2026). Rubrik „Aktuell“, Eintrag vom 11.11.2026
Technologiesteckbrief Konventionelle Kraftwerke (Schriftenreihe Energiesysteme der Zukunft) — acatech/Leopoldina/Akademienunion – Energiesysteme der Zukunft (ESYS); unbekannt. Abschnitt zu GuD-Anlagen (laut Suchergebnis)
Betrachtung der Vorkettenemissionen von Erdgas und Steinkohle (Climate Change 61/2021) — Umweltbundesamt; 2021. Abschnitt LNG-Vorkette, Abbildung 11 (laut Suchergebnis)

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Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05