FAQ

Pacte Electrique Breton

Une prime sera versée par l’Etat, au titre de la Contribution au Service Public de l’Electricité, en compensation des surcoûts liés à la localisation de l'installation et au calendrier de mise en service.

La prime demandée pour la réalisation du projet sera au maximum de l’ordre de 40 millions d’euros par an (94 k€/MW). Ce montant de prime sera réduit des revenus issus de la rémunération de la capacité prévue par la loi et qui devrait être mis en place en 2016.

Cette prime correspond à la juste rémunération des surcoûts liés au site retenu pour l’implantation et au calendrier de mise en service. Elle est bien inférieure à celle demandée par ENEL et EDF pour les sites de Briec et Brennilis, en concurrence avec celui de Landivisiau.

Le montant de cette prime est à mettre en parallèle des coûts de congestion du système électrique supportés aujourd’hui par la collectivité en raison du déficit de production de la région, publiés par le gestionnaire de réseau. Téléchargez le Bilan du Mécanisme d’Ajustement : février 2012 pour en savoir plus.

Enfin, la présence de la centrale permettra d’éviter d’autres externalités négatives que provoque la situation actuelle, comme les risques de black-out du système électrique ou comme les pertes d’opportunités d’implantation d’industries qui sont sensibles aux instabilités du réseau électrique (variation de tension et de fréquence) et qui nécessitent une forte sécurité d’approvisionnement.

En complément de la mise place de la centrale électrique qui contribuera à la sécurisation des réseaux électriques, Direct Energie et Siemens participent activement aux autres piliers du Pacte électrique breton, à savoir la maîtrise de la demande en électricité (MDE) et le développement des énergies renouvelables.

Par exemple, le projet de Landivisiau prévoit la mise en place d’un projet énergétique local de cogénération sur le territoire de la commune, destiné  à alimenter en chaleur plusieurs bâtiments communaux situés à proximité du site d’implantation du cycle combiné au gaz naturel. D’autre part, l’implantation de moyens de production renouvelables sera étudiée sur le site (micro-éoliennes, panneaux photovoltaïques).

Le groupe Direct Energie participe déjà au développement de solutions énergétiques comme le projet pilote MODELEC de maîtrise de la demande en électricité, l’économiseur d’énergie Varilum pour l’éclairage public et le développement des micro-éoliennes pour les particuliers avec la société Weole Energy.

Enfin, Siemens est un acteur industriel global du monde de l’énergie qui développe les solutions énergétiques de demain, comme les éoliennes offshore, les capteurs solaires photovoltaïques ou les réseaux électriques intelligents (smart grids).

La France dispose d’un parc de centrales nucléaires permettant de produire toute l’année une électricité bon marché et en grande quantité. Ces centrales ont un fonctionnement peu flexible qui empêche leur arrêt la nuit ou en période de faible demande, alors que les besoins en électricité sont peu importants. Dans ces situations, la France est largement exportatrice d’électricité.

En revanche, son indépendance électrique n’est plus garantie dans les cas de fortes demandes et de grandes tensions sur les réseaux électriques (canicules, grand froid ou encore indisponibilité des centrales électriques). Dans ces situations la France est obligée d’importer son électricité ou de procéder à des délestages (tournants) pour faire face aux pics de consommation comme cet hiver 2012, au cours du mois de février.

C’est particulièrement le cas en Bretagne, région qui constitue une péninsule électrique et qui se trouve être particulièrement vulnérable pendant ces périodes de fortes tensions et dépendante de la production électrique (actuellement de l’ordre de 90%) provenant d’autres régions françaises (Normandie, Région de la Loire).

Le besoin d’une centrale électrique pour soutenir les réseaux est mis en avant par RTE dans le bilan prévisionnel pour 2011, repris par la Conférence bretonne de l’énergie pour élaborer le Pacte électrique.

Les travaux de la Conférence bretonne de l'énergie sont consultables sur : www.plan-eco-energie-bretagne.fr
Le site présente les livrables des groupes de travail de la conférence ainsi que les conventions d'application du Pacte électrique breton.

La centrale électrique s’inscrit dans le cadre du Pacte Electrique Breton qui prévoit, outre des actions de maîtrise de la demande et le développement des énergies renouvelables, l’implantation d’un moyen de production pour soutenir le réseau électrique, largement importateur en Bretagne.

Cette installation sera amenée à fonctionner de la même façon que les autres centrales à cycle combiné au gaz naturel existant en France, pour répondre à des besoins d’appoint du système électrique dits de « semi-base». Les centrales à cycle combiné au gaz naturel fonctionnent dans le cadre du marché de l'électricité et sont appelées dans les conditions actuelles selon les contraintes de réseau et les besoins, qui se reflètent dans le prix de l'électricité.

La centrale de Landivisiau constitue ainsi un moyen d'ajustement et d'appoint du parc de production, qui doit être mobilisable à tout instant pour soutenir le réseau en période de tension. Elle concourt ainsi au bon fonctionnement du système électrique.

Le fonctionnement de l’installation s’ajustera aux besoins du système électrique breton et aux niveaux de demande qui se reflèteront au travers des prix de marché. C’est pourquoi il est nécessaire qu’elle soit maintenue disponible en permanence pour être mise en marche de façon réactive pour soutenir le réseau électrique breton.

Vous trouverez toutes les réponses sur la saisine de la CNDP dans la rubrique "Réussir ensemble"

Partenariat DIRECT ENERGIE / SIEMENS

Les équipes du Groupe Direct Energie ont une bonne expérience du développement de projets de production d’électricité d’envergure. Le partenariat avec Siemens permet d’apporter des garanties supplémentaires quant aux capacités techniques de mener la construction et le chantier de cette installation.

Il est inutile de rappeler que Siemens est un constructeur expérimenté reconnu dans le monde entier pour ce type de centrales électriques dont plusieurs centaines sont réalisées et en construction (en France, Siemens a construit les centrales de Pont-sur-Sambre et d’Emile Huchet à Saint Avold et et finalise la construction de celle de Toul).

Par ailleurs, Direct Energie est devenu le premier fournisseur alternatif d’énergie (gaz et électricité) sur le marché de détail et possède une expérience significative des marchés de l’énergie. Direct Energie fournit aujourd’hui 3.5 TWh/an d’électricité, et 1.7 TWh/an de gaz auprès de 700.000 clients, pour l’essentiel des particuliers ou petits professionnels, mais aussi des Grands Comptes (collectivités locales et entreprises multi-sites).

Direct Energie s’est dotée dès l’origine d’une équipe et d’outils dédiés à la gestion et la valorisation de l’énergie pour prévoir les consommations de ses clients, intervenir sur les marchés de l’énergie (à court, moyen et long-terme), optimiser des actifs de production et stockages de gaz ainsi que nominer auprès des opérateurs d’infrastructures.

Direct Energie, premier fournisseur alternatif d’électricité et de gaz en France, apporte son expérience dans les marchés de l’énergie, le développement de ce type de projets et sa volonté de servir les consommateurs finaux.

Siemens, premier industriel européen et principal constructeur de ce type d’installations, apporte son expérience technique et sa robustesse.

Annoncé le 17 janvier à Calan par Eric BESSON, Ministre chargé de l’Industrie, de l’Energie et de l’Economie numérique, l’appel d’offres pour l’implantation d’une centrale à cycle combiné au gaz naturel a été préparé au cours du premier semestre 2011 et lancé le 27 juin 2011.

Au total, la préfecture de Bretagne a annoncé que 11 sites avaient été étudiés par quatre opérateurs différents, dont la liste n’a pas été publiée. Parmi ces sites, seuls trois ont fait l’objet d’une offre,  un travail important d’études de faisabilité ayant été mené.

Au cours de l’été 2011, Direct Energie a retenu le site de Landivisiau compte tenu de sa localisation au cœur de la zone industrielle existante du Vern, de l’avis favorables des élus et des faibles contraintes environnementales identifiées.

Puis, l’offre de Direct Energie et de Siemens a été sélectionnée par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) et par le Gouvernement. Ces derniers ont, en effet, expliqué avoir retenu cette candidature parce qu’elle était la meilleure tant sur les plans financiers et environnementaux que sur la date prévue de mise en service de la centrale, sur le site de Landivisiau.

La CRE a déterminé, parmi les dossiers complets, les candidatures respectant les conditions d’admissibilité. Elle a ensuite transmis au Ministre chargé de l’énergie une fiche d’instruction pour chaque dossier faisant apparaître la note chiffrée obtenue en application de la grille de notation du cahier des charges ainsi qu’un rapport de synthèse.
Après avoir recueilli l’avis motivé de la CRE, le Ministre chargé de l’énergie a ensuite désigné le candidat retenu.

Par ailleurs, le ministère dans un communiqué a clairement indiqué que :
« Le projet de Direct Energie et Siemens s’est clairement dégagé puisqu’il l’emporte sur les trois critères prévus par le cahier des charges : c’est celui dont l’impact environnemental sera le mieux maîtrisé, dont les délais de construction seront les plus courts, et dont le coût pour la collectivité sera le moins élevé. »

Plus d’information sur le communiqué de presse du ministère en date du 29/02/2012 

L’offre est portée par un consortium formé par  Direct Energie et par Siemens. Elle consiste à développer, construire et exploiter une centrale à cycle combiné au gaz naturel sur la commune de Landivisiau. L’installation, d’une puissance de 422 MW, présente un haut rendement (58 %).

Le consortium formé s’est engagé à la mettre en service . La centrale contribuera ainsi efficacement à l’approvisionnement électrique de la Bretagne en permettant d’éloigner le risque de black-out sur la région.

Développement et Retombées économiques

L’exploitation de la centrale entrainera la création d’entre 30 et 40 emplois. Le constructeur positionnera aux postes clés des collaborateurs ayant acquis une maîtrise de cet outil de production et de l'exploitation des installations classées et de leur sécurité sur d'autres sites.

Il recrutera localement le reste de l’équipe, représentant une vingtaine de personnes, qui sera ainsi encadrée et formée à l’exploitation d’une centrale à cycle combiné au gaz naturel dans le strict respect de la réglementation et des bonnes pratiques industrielles.

Il faut ajouter à ces chiffres le personnel d’entretien des locaux, du site ainsi que de gardiennage et de façon plus générale tout emploi indirect (maintenance régulière, approvisionnement de produits et services, restauration,…). Ces emplois connexes liés à la maintenance et à l’entretien des installations non liées directement à la centrale électrique sont évalués à environ une trentaine de personnes.

Pendant la phase de construction de la centrale, les retombées économiques seront notamment liées à la présence de 400 à 800 personnes pendant 3 ans pour le chantier de l’unité. Une importante masse monétaire sera ainsi injectée dans l’économie locale.

De plus l’investissement de 400 millions d’euros pourra représenter pour les entreprises locales à un marché de l’ordre de 40 millions d’euros pendant la construction.

Il faut ajouter à cela d’une part la création des emplois direct et indirect qui représente pour la maintenance un marché de plusieurs millions d’euros par an.

L’implantation d’une activité du type de la centrale de Landivisiau génère des retombées fiscales importantes pour la Chambre de Commerce et de l’Industrie (CCI), la région, le département, la communauté d’agglomération et les communes.

Pendant la phase d’exploitation de la centrale, les retombées économiques seront d’une part liées aux taxes foncières, CET et IFER pour un total estimé d’un peu plus de 4 millions d’euros (1,3 pour la TF, 1,5 pour la CET et 1,3 pour l’IFER).

En particulier, la réforme de la taxe professionnelle entrée en vigueur le 1er janvier 2010 a prévu l’instauration d’un Impôt forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER), nouvelle contribution locale applicable aux activités non délocalisables dont fait partie la centrale électrique de Landivisiau.

Le montant annuel concernant les centrales thermiques de production d’électricité a été fixé à 2 913 euros par mégawatt installé, soit  environ 1,3 millions d’euros de retombées locales supplémentaires engendrées par cette installation.

Le site de la commune de Landivisiau répond parfaitement aux critères permettant d’accueillir ce type d’unité :

  • il concerne un site industriel, situé au cœur d’une zone d’activités existante (la Zone de Vern) dont le document d’urbanisme permet l’implantation d’installations soumises à autorisation,
  • il présente le moindre impact environnemental parmi tous les sites étudiés par l’ensemble des opérateurs l’appel d’offre,
  • les études de faisabilité des raccordements aux réseaux de gaz et d’électricité n’ont pas montré de contrainte de réalisation particulière.

De plus, les élus de la commune de Landivisiau et de la CCPL ont fait preuve d’implication et de soutien pour ce projet.

A noter que d’autres sites ont été étudiés, tant par Direct Energie que par d’autres opérateurs. Le site de Landivisiau a reçu la meilleure notation pour tous les critères de l’appel d’offres, notamment pour le choix du site, comme l’a indiqué le ministre lors du choix du candidat retenu.

Plus d’information sur le communiqué de presse du ministère en date du 29/02/2012 (PDF)

Fonctionnement de la centrale

Compte tenu des caractéristiques du site, des disponibilités foncières et du dimensionnement du réseau de gaz naturel, il n’est pas envisagé de faire évoluer le projet pendant la durée de vie des installations, estimée entre 20 et 30 ans.

Des actions d’amélioration et de rénovation seront entreprises tout au long de la durée de vie du projet afin de faire bénéficier le site des meilleures conditions d’exploitation possibles.

A l’issue de la période de 20 à 30 ans de durée de vie des installations, elles pourront être renouvelées par l’emploi des meilleures techniques alors disponibles. Le site ferait alors l’objet de nouvelles demandes d’autorisation.

Le raccordement électrique permettant de connecter la centrale au réseau électrique national au niveau du poste électrique de La Martyre sera réalisé par le gestionnaire du réseau, RTE.

Ce raccordement se fera par une liaison souterraine à un niveau de tension de 225 kV. Cette technique permet de réduire considérablement l’impact paysager puisqu’il évite la présence de pylônes et de lignes électriques aériennes.

Bien que plus coûteuse, cette solution a été privilégié afin d’assurer une forte intégration environnementale du projet.

Les détails du projet et le tracé seront déterminés précisément lors de la phase de concertation conduite par RTE.

Les infrastructures du réseau de gaz naturel sont conçues pour assurer l’approvisionnement de la centrale sans création de stockage. Pour ce faire, GRTgaz, le gestionnaire du réseau de transport régional et national de gaz naturel, mènera des travaux de rénovation et d’adaptation du réseau national existant pour permettre l’acheminement des volumes de gaz nécessaires au fonctionnent opérationnel de la centrale de gaz (c'est-à-dire au maximum à pleine charge pendant l’année pleine).

Afin de limiter les impacts sur l’environnement, il a été choisi de privilégier un système de refroidissement à air plutôt qu’un refroidissement à eau.

Ce choix, qui entraîne un surcoût de l’installation et une légère diminution du rendement, limite considérablement les quantités d’eau prélevée dans le milieu naturel.

Par ailleurs, ce mode de refroidissement est rendu possible par l’utilisation d’un aérocondenseur, installation qui permet de refroidir le circuit eau vapeur dans un flux d’air. La hauteur de ce bâtiment sera de l’ordre d’une trentaine de mètres, contre 50 à 60 m pour la cheminée, élément le plus haut de l’installation. Les dimensions de l’installation sont ainsi sans aucune comparaison possible avec les tours de refroidissement à tirage naturel utilisées, par exemple dans les centrales nucléaires, comme le schéma ci-dessous l’indique :

L’installation est composée des éléments principaux suivants :

  • un bâtiment principal dit salle des machines comportant la turbine à gaz, l’alternateur et la turbine à vapeur associée à son condenseur.
  • une chaudière de récupération à circulation naturelle à trois niveaux de pression ;
  • un  système de refroidissement à ventilation d’air forcé ;
  • les bâtiments annexes nécessaires à la conduite de l’installation (salles de contrôle, bureaux, magasin de pièces de rechange, atelier de petite mécanique, laboratoire d’analyse de l’eau, réservoirs…).

Au total la superficie au sol nécessaire au site de production sera de l’ordre de 10 ha, avec une surface au sol occupée d’environ 3,5 ha.

Le plan d’implantation des bâtiments sera établi finement à l’issue de la phase d’élaboration définitive du projet qui se tient actuellement. Il tiendra compte des contraintes du site la topographie ou la climatologie.

La durée de vie de ce type d’unité est typiquement de 20 à 30 ans en fonction de son mode de fonctionnement  et de sa maintenance qui sont liés avec le contrat de 20 ans qui fait obligation à la centrale de Landivisiau d’être disponible pour le réseau électrique Breton.

Après la fin de vie de l’unité, deux possibilités existent : soit le démantèlement avec une remise en état du site soit le renouvellement de l’unité avec de nouvelles demandes d’autorisation.

Depuis plus de trente années, Siemens a construit plus de mille turbines à gaz de production d’électricité et des centaines de centrales à gaz à cycle combiné à travers le monde.

A la fin de l’année 2011, Siemens avait construit et avait en cours de construction 132 de centrales  à cycle combiné avec  la technologie de la turbine à gaz 4000 F, machine retenue pour le projet de Landivisiau.

Parmi ces centrales 76 unités se trouvent en Europe, 24 au Moyen Orient, 26 en Asie Pacifique et 6 en Amérique latine.  Elles totalisent plus de 80 GW de puissance installée.

Une dizaine d’installations de type cycle combiné au gaz naturel est déjà en fonctionnement en France. En particulier, Siemens a construit les unités à cycles combinés au gaz de Pont-sur-Sambre, de Saint-Avold (2 tranches) et termine la construction de celle de Toul.

De cette manière, le projet de Landivisiau bénéficie, avec la présence de Siemens, de toute l’expérience d’un acteur majeur de l’énergie et d’une technologie maîtrisée et fiable.

L’implantation de la centrale répond à des besoins du système électrique en Bretagne, tenant compte de la situation actuelle. Il est donc faux de laisser penser que ce projet va inciter à la consommation d’électricité, par exemple pour rentabiliser l’investissement.

Au contraire, ce n’est pas tant la durée de fonctionnement de la centrale électrique, et donc la production d’électricité qui génère des revenus, mais le fait de pouvoir soutenir le réseau quand le besoin s’en fait sentir, afin de ne pas pénaliser les consommateurs finals pour les usages indispensables.

De plus, le projet de centrale électrique prévoit également, compte tenu de la fragilité du réseau électrique breton, de mettre en avant au sein du territoire breton des initiatives pilote de maîtrise de la demande.
A ce titre, la région Bretagne sera particulièrement mise en avant dans le cadre du projet MODELEC piloté par Direct Energie ou pour la mise en œuvre de dispositifs Varilum permettant de limiter les consommations d’électricité destinées à l’éclairage public.

La centrale à Cycle Combiné au Gaz Naturel répondra avant tout au mécanisme d’ajustement mis en place par RTE (Responsable du Réseau de Transport) depuis 2003.

« Mécanisme d’ajustement »

RTE sait adapter son fonctionnement pour contrer les déséquilibres entre l’offre et la demande lors de graves aléas.

Le réseau électrique est continuellement soumis à des aléas. Le déséquilibre  entre l'offre et la demande d'électricité qui en découle est compensé en priorité par des systèmes de réglages automatiques installés directement sur les unités de production. Mais certains aléas peuvent être de grande ampleur, par exemple, un arrêt brutal d'une unité de production. Pour rétablir l'équilibre entre l'offre et la demande, RTE doit disposer en temps réel d'une réserve d'énergie. Il fait alors appel aux producteurs et aux consommateurs connectés au réseau pour qu'ils modifient très rapidement leur programme de fonctionnement prévu.

La centrale est prévue pour fonctionner en période de hausse de la  consommation  notamment lors des  pointes de la demande en électricité (par opposition aux périodes creuses lors desquelles seule l’électricité de base est utilisée).

Les pointes sont des pics de consommation qui sont soit saisonniers (hiver rigoureux, été caniculaire) soit journaliers (matin, soir). C’est justement l’avantage de ce type d’installation que de pouvoir produire de l’électricité à la demande, ce que ne peut pas faire le nucléaire, l’éolien ou le solaire.

Le fonctionnement de l’installation pourra évoluer en fonction des conditions climatiques, de la disponibilité des autres centrales et des conditions de réseau qui se reflèteront dans le prix de l’électricité qui déterminera le fonctionnement de la centrale électrique.

Compte tenu de la structure des marchés de l’énergie et besoins spécifiques en Bretagne, l’unité fonctionnera la plupart du temps en intermittence, en fonction du prix de revient du MWh électrique:  

  • si le prix du  MWh présenté sur le marché de l’électricité est inférieur au prix de revient du MWh de l’unité à cycle combiné au gaz naturel, l’unité sera alors à l’arrêt.   
  • En revanche, si le prix du  MWh échangé sur le marché de l’électricité est supérieur au prix de revient du MWh de l’unité à cycle combiné au gaz naturel, la centrale est alors démarrée et reste en fonctionnement tant que son prix de revient reste inférieur à celui du marché.

L’exploitation de l’installation est du ressort de l’exploitant qui décide de son fonctionnement en fonction de ses contraintes, du niveau de demande et des conditions économiques.

Cependant, la centrale a obligation de se tenir disponible pour le soutien du réseau électrique en cas de demande particulière et pourra ajuster son programme de fonctionnement pour répondre à des demandes du gestionnaire de réseau, RTE, et soutenir le système électrique Breton en cas de périodes de tension.

RTE, gestionnaire du réseau de transport d’électricité, a en effet pour mission d’assurer à tout instant l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité et de résoudre les congestions apparaissant sur le réseau de transport. Le gestionnaire dispose pour ce faire de la possibilité de mobiliser les moyens de production d’électricité, comme la centrale de Landivisiau.

Plus d’information disponible sur le site de la CRE.

Santé et Environnement

Le site retenu a une superficie de 11,5 hectares, alors que l’emprise au sol des bâtiments ne concerne que 3,5 hectares environ, afin d’aménager les abords des installations.

L’intégration du projet donnera lieu à une étude architecturale basée sur des axes de réflexion sur le paysage, la couleur, le type de matériaux utilisés.

L’intégration dans le paysage sera favorisée par la création d’un espace vert autour des bâtiments et voiries, avec apport d’arbres et massifs végétaux, dans le cadre d’un projet paysager que nous souhaitons co-construire avec les riverains et les personnes intéressées.

L’architecture de la centrale a été spécifiquement étudiée pour assurer une forte intégration paysagère. Ce point a dès le départ été pris en compte afin de permettre de réaliser une centrale en accord avec son paysage environnant.

Le site retenu est au cœur d’une zone industrielle existante afin que la centrale se fonde dans son environnement proche.

L’architecte retenu sur ce projet a d’ailleurs déjà réalisée de telles intégrations avec succès, avec notamment les centrales de Pont-sur-Sambre et de Toul qui mettent en œuvre des designs architecturaux audacieux.

L’intégration architecturale sera donc bien meilleure que celle des centrales TAC de Dirinon et Brennilis qui n’ont bénéficié d’aucune mesure d’insertion particulière.

Le dioxyde de carbone (CO2) est un gaz qui n’est pas toxique pour l’homme, mais qui participe à l’effet de serre au niveau global. Il est produit notamment par l’activité humaine, comme les transports ou l’industrie. En particulier, la production d’électricité d’origine thermique, utilisant la combustion d’énergie fossile participe à l’émission de CO2.

L’électricité d’origine thermique nécessaire à l’équilibre et à la stabilité du système électrique, notamment pour soutenir l’essor de production d’origine renouvelable non commandable et par nature fatale et intermittente.

L’utilisation d’un cycle combine au gaz naturel produit moins de CO2 que les autres unités thermique existantes à cycle simple ou utilisant du fioul ou du charbon qui ont vocation à disparaitre dans le cadre de la modernisation du parc électrique.

A titre de comparaison, voici les chiffres de rejets de CO2 disponibles sur le site du ministère de l’energie (source DGEC – Coûts de référence de la production électrique) par rapport aux centrales thermiques classiques :

  • Charbon : 802 g CO2/kWh
  • Fioul : 829 g CO2/kWh
  • Cycle combiné au gaz naturel: 365gCO2/kWh

La centrale aura un refroidissement à air et non pas un refroidissement à eau. La ressource en eau sera donc préservée.

La consommation d’eau ne sera donc pas conséquente puisqu’elle correspondra uniquement à réaliser des appoints d’eau pour le cycle eau/vapeur et à la consommation courante du personnel de la centrale

Une étude Faune / Flore / Habitats est en cours afin de dresser l’état initial du site et de ses abords, d’estimer l’impact du projet sur l’environnement naturel du site et de proposer le cas échéant des mesures destinées à limiter les impacts voire à les compenser.

Une première approche du contexte écologique sur le terrain a déjà été menée dans la phase de préfaisabilité et conclut que le terrain est compatible avec la réalisation des installations.

Les tracés liés aux raccordements vers les réseaux de gaz et d’électricité, qui couvrent une superficie plus importante que celle du site de la centrale, font l’objet d’études sur la faune et la flore poussées, qui seront détaillées pendant la phase de concertation qui s’ouvre.

L’activité de production d’électricité de la future centrale ne générera pas d’odeur dérangeante. L’odorisant utilisé pour repérer les fuites de gaz sur les réseaux perd en effet ses caractéristiques olfactives après combustion.

C’est à ce titre que l’on peut comparer la réaction chimique de combustion qui se produit dans la turbine à celle qui se produit pour une gazinière. Dans les deux cas, le gaz naturel, une fois brûlé, perd son odeur particulière pour repérer les fuites.

Le dossier de demande d’autorisation d’exploiter devra montrer que la réglementation relative au bruit est respectée. Cette réglementation est composée de deux règles distinctes :

La première consiste à respecter un niveau sonore en limite de propriété (Ldp) du site. Ces niveaux s’établissent à 60 dB la nuit et 70 dB en journée.

La deuxième règle s’applique aux zones à émergences réglementées (ZER) pour lesquelles l’installation ne doit pas conduire à une augmentation du bruit ambiant de plus de 3 dB la nuit et 5dB le jour.

Compte tenu du fonctionnement attendu de la centrale, qui peut subvenir de jour comme de nuit, les conditions les plus restrictives seront prises en compte.

Tous les moyens de réduction des sources sonores nécessaires seront mis en œuvre pour respecter la réglementation. Ils pourront concerner :

  • l’utilisation de moteurs et de ventilateurs à faible niveau de bruit pour les aéroréfrigérants à ventilation forcée
  • l’insonorisation des aéroréfrigérants, le la chaudière de récupération et éventuellement de la salle des machines (en complément de l’insonorisation déjà prévue pour une telle installation)
  • la mise dans un caisson insonorisant du transformateur de puissance d’évacuation de l’électricité produite par la centrale
  • la mise en œuvre d’écrans spécifiques, de buttes de terre arborées si ces mesures se révèleraient insuffisantes.

La  taille du terrain permettra de plus d’ajuster l’implantation des différents équipements générateurs de bruit et de respecter les objectifs définis.

Une étude spécifique, réalisée par une société spécialisée, est en cours de réalisation pour établir e la définition précise des installations et leur implantation. Elle sera jointe au dossier de demande d’autorisation.

Les unités de production à cycles combinés au gaz naturel sont mises en avant pour leurs excellentes performances énergétiques et environnementales. Les produits de combustion sont en effet constitués à 99% d’air, de vapeur d’eau et de dioxyde de carbone (CO2), qui sont sans effet sur la santé humaine.

Les autres produits de combustion, comme le monoxyde de carbone (CO), les oxydes d’azote (NOx) ou de soufre (SOx), émis en faible quantité, feront l’objet de mesures de suivi continues. Ces produits sont déjà présents dans l’air ambiant, en particulier en raison du transport routier, et ne sont impactant qu’au-delà d’un certain seuil.

Les études à mener dans le cadre du dossier devront démontrer que les niveaux de concentration après implantation de l’installation, restent en dessous des seuils définis par les organismes référents en la matière (OMS, INERIS).

A ce titre, une modélisation de la dispersion atmosphérique sera réalisée, afin d’étudier la dispersion des produits de combustion en fonction des données climatiques et topographiques locales.

Pour information, le graphique suivant indique que les concentrations moyennes annuelles en NOx et SOx classiquement calculées pour ce type de projet dans les environs du site restent très faibles comparées à celles représentatives de l’état actuel (mesure Air Breizh de 2006 sur la BAN de Landivisiau disponibles sur le site http://airbreizh.asso.fr).

Tout d’abord, le choix du site est le facteur déterminant pour limiter les impacts. A ce titre, le site retenu, implantée au sein d’une zone d’activité déjà aménagée et éloignée du centre-ville, est celui qui induit les impacts les plus faibles et a reçu la meilleure notation des services de l’Etat.

Les choix technologiques ont également leur importance comme par exemple le choix d’utiliser un refroidissement de l’unité avec de l’air plutôt qu’avec de l’eau ou de réaliser une intégration paysagère de qualité.

D’une façon générale, les impacts de l’installation et les mesures pour les maîtriser sont appréhendés de manière précise au niveau des études réglementaires auxquelles le projet sera soumis.

Comme toutes les installations industrielles, l’unité de production d’électricité est susceptible  de générer des impacts environnementaux. C’est pourquoi elle fait l’objet d’une procédure administrative adaptée dite ICPE (Installation Classée pour la Protection de l’Environnement) qui encadre son fonctionnement afin de maîtriser ces impacts, par l’utilisation de technologies adaptées.

Le processus d’élaboration du projet, en cours, vise à éviter les nuisances, à les atténuer et, le cas  échéant, à les compenser.  Direct Energie et Siemens prendront toutes les mesures nécessaires dans la conception, l’exploitation et l’entretien des installations, de manière à limiter les impacts sur l’environnement et le voisinage, comme les émissions à l’atmosphère ou le niveau sonore des installations.

De plus, le choix du site est un facteur essentiel pour limiter les impacts. A ce titre, le site retenu, implantée au sein d’une zone d’activité déjà aménagée et éloignée du centre ville, est celui qui induit les impacts les plus faibles. Il a reçu la meilleure notation des services de l’Etat parmi les sites présentés par les autres candidats.

La centrale à cycle combiné au gaz naturel en projet sur la commune de Landivisiau ne sera pas classée SEVESO. Pour qu’une installation soit classée SEVESO, il faut qu’elle mette en jeu une activité ou une quantité de produit de produit inflammable, dangereux ou toxique au-dessus d’un certain seuil. Ce n’est pas le cas de la centrale, en particulier parce qu’elle sera alimentée en continu par le réseau de gaz naturel sans stockage sur le site. Il en est de même pour les différentes substances stockées sur le site qui le sont en faible quantité compte tenu de la simplicité de fonctionnement d’une installation de ce type qui ne requiert pas l’utilisation de produits chimiques en grande quantité.

Tout site de production d’électricité tel qu’une centrale à cycle combiné à gaz naturel est uniquement connecté au réseau de transport national de gaz qui est livré à la demande. Il n’y a donc jamais de stockage de gaz naturel sur un tel site.

En particulier, c’est pour cette raison qu’une telle centrale à cycle combiné au gaz naturel ne relève pas de la directive européenne « Seveso » concernant les installations classées (qui encadre l'activité des sites présentant des risques majeurs), contrairement à d’autres sites déjà présents sur la zone industrielle du Vern.

En matière de sécurité, la centrale à cycle combiné au gaz naturel ainsi que les installations nécessaires à son  raccordement font l’objet d’études et de contrôles, en amont, pour s’assurer de leur bon dimensionnement, de leur fiabilité et de leur conformité aux normes de sécurité.

Le dossier fera l’objet d’une analyse des risques approfondie pour démontrer que les zones de danger potentielles liées aux équipements sous pression ou aux machines tournantes restent incluses dans le périmètre du site et n’entrainent pas de risque pour la sécurité des tiers.

Lors des études de faisabilité du projet, la base aéronavale a été contactée. Elle a confirmé que la hauteur des installations de la centrale ne posait aucun problème pour la circulation aérienne.

Concertation

L’arrivée d’une centrale à gaz naturel sur un territoire, quel qu’il soit, n’est pas anodine et nécessite une collaboration étroite entre l’industriel et la commune qui accueille le projet. La seule phase d’instruction des autorisations n’est souvent pas suffisante pour rendre le projet intéressant pour tous, pour générer des bénéfices plus larges pour la population, allant au-delà des bénéfices économiques et fiscaux.

Toute personne manifestant le souhait de s’investir dans le projet est la bienvenue. Des groupes de travail spécifiques à chacun de ces thèmes ont été mis en place pour ce faire.

Voici les thèmes les plus pertinents et que nous avons choisi de développer, en partenariat avec la commune de Landivisiau, et qui répondent à un véritable besoin de concertation

  • Environnement et intégration paysagère : construire avec les riverains l‘intégration paysagère (couleurs, végétation etc.). Dans ce cadre, notre architecte a déjà réalisé une esquisse du projet qui servira de base de discussion avec la population.
  • Intégration du chantier dans la vie quotidienne : préparer l’arrivée du chantier avec les acteurs locaux (circulation, information, horaires, …)
  • Emploi local pendant le chantier et en phase exploitation : s’assurer que l’emploi généré bénéficiera aux acteurs locaux ; organiser la rencontre avec les services publics de l’emploi et avec les entreprises locales pouvant intervenir dans le projet.
  • Développement économique et vie locale : aider les responsables locaux à faire de l’arrivée de cette centrale une opportunité pour l’environnement économique local en dynamisant l’offre de biens et services aux populations amenées par le chantier et l’exploitation.
  • Partenariats scolaire et universitaire : faire bénéficier les écoliers / lycéens / étudiants des connaissances sur cette nouvelle technique, faciliter des projets pédagogiques, prévoir l’offre de stages
  • Développement durable : réfléchir aux axes de développement envisageables localement dans le cadre des deux autres piliers du Pacte électrique breton : maîtrise de la demande en énergie et développement des énergies renouvelables.

Direct Energie et Siemens ont la volonté d’organiser une concertation locale la plus exemplaire possible autour de leur projet d’implantation d’une unité de production électrique sur le territoire de Landivisiau.

Afin de garantir le bon déroulement de la concertation locale, nous avons souhaité mettre en place des Rendez-Vous d’échanges avec le territoire, dont l’accès sera garanti à toutes les personnes désireuses de débattre et de s’informer.

Ses missions consistent à :

  • Réunir régulièrement l’ensemble des parties prenantes, institutions ou associations quelle que soit leur opinion par rapport au projet ; mais qui toutes souhaitent participer à la concertation.
  • Veiller que les échanges réguliers et transparents permettent que l’ensemble des questions soient posées au consortium Direct Energie-Siemens ainsi qu’aux divers acteurs porteurs du projet et qu’elles trouvent leurs réponses.
  • S’assurer que ce lieu d’échange est utilisé, de manière constructive et transparente, par l’ensemble des parties prenantes au bénéfice du projet de construction d’une centrale électrique à Landivisiau et à l’exclusion de tous autres débats politiques, économiques et sociaux de niveau régional ou national.
  • Rendre compte, le cas échéant et en tant que de besoin, aux garants du déroulement de cette concertation.

C’est un véritable projet de partenariat que Direct Energie et Siemens ont souhaité  lancer conjointement avec la commune de Landivisiau et la Communauté de Communes de Landivisiau afin d’implanter le projet dans les meilleures conditions.

Cette logique de projet commun nous a poussés à créer une identité visuelle au projet et un nom, « Réussir Ensemble », prouvant que ce projet n’est pas uniquement la volonté de l’industriel mais aussi la volonté des autorités et de la population locale.

Le logo retenu pour le projet allie des éléments des chartes graphiques :

  • de Direct Energie, à travers la boule de feu
  • de Landivisiau, au travers des couleurs de la commune
  • de la Communauté de Commune du Pays de Landivisiau (CCPL), au travers des deux arcs de cercle

      

Les prochains mois, jusqu’à fin 2012, seront consacrés à la concertation et au montage des dossiers administratifs. Cette période permettra d’informer le public et d’appréhender l’ensemble des enjeux à prendre en compte pour le dimensionnement de l’installation et de déposer les dossiers d’autorisation nécessaires.

La procédure administrative et l’instruction de ces demandes seront menées après le dépôt des dossiers administratifs. L’attribution de ces autorisations, sans lesquelles le chantier ne peut pas débuter, est attendue pour 2014. La mise en service de l’installation est prévue pour fin 2016, après une période de chantier de deux ans et demi environ.

D’autre part, les projets connexes que sont le raccordement au réseau électrique et le raccordement au réseau de gaz pour alimenter la centrale feront également l’objet de procédures de concertation prévues pour ce type de projet.

La mise en service est prévue pour fin 2016, date qui devra être respectée pour l’attribution de la prime demandée.

Les principales phases du projet sont présentées sur le schéma ci-dessous :