Que sont les turbines à gaz et cogénération ?
Une turbine à gaz brûle du gaz naturel (ou hydrogène vert futur, biogaz, gaz de synthèse) en chambre de combustion à 1400-1600 °C, les gaz brûlés détendent dans une turbine 3-4 étages couplée à compresseur (cycle Brayton). Rendement seul (cycle simple OCGT) : 35-42 %. Centrale cycle combiné CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) : combine 1-2 turbines à gaz + chaudière récupération HRSG (Heat Recovery Steam Generator) + turbine vapeur Rankine = rendement 58-64 % (record 62,2 % Bouchain France 2016). Turbines à gaz lourdes 100-600 MW pour centrales électriques utility, turbines aérodérivées 30-100 MW pour cogénération industrielle (technologie héritée moteurs avion CFM, GE LMS), moteurs gaz Jenbacher Wärtsilä Caterpillar 1-20 MW pour cogénération industrielle CHP Combined Heat and Power (rendement total 80-90 % avec valorisation chaleur process IAA, papier, district heating). H2-readiness : turbines récentes (GE 9HA, Siemens 9000HL, Mitsubishi M501J) compatibles 30-100 % H2 vert blending pour décarbonation future.
La France compte ~12 GW de capacité CCGT et OCGT en service fin 2024 (12 % mix électrique avec 50-80 TWh/an selon disponibilité), répartis principalement : EDF Martigues 905 MW (2 CCGT 450 MW chacune, gaz importé GNL Fos), Engie Bouchain (59) 605 MW (record mondial rendement 62,2 % CCGT MES 2016 GE Vernova Frame 9HA), Engie DK6 Dunkerque 765 MW (CCGT), TotalEnergies Saint-Avold 600 MW (CCGT), Engie KDC Cordemais 600 MW (charbon en transition), Engie Combigolfe Fos-sur-Mer 435 MW. Pour cogénération industrielle CHP : ~3 GW capacité française dispersée (Saint-Gobain, ArcelorMittal, Lactalis, Bel, Smurfit Kappa, papier). Les industriels turbines à gaz installés en France sont GE Vernova (ex-Alstom Power 2015 acquisition puis spin-off GE Vernova 2024 - sites Belfort (90) usine turbines lourdes Frame 9HA + 9F + alternateurs hydro et nucléaire, 1500 emplois - leader mondial part marché 35 % turbines lourdes), Siemens Energy (Mülheim DE turbines SGT-9000HL+SGT-8000H+SGT-6000G, présence France via filiale Saint-Denis), Mitsubishi Heavy Industries Power (Takasago JP turbines M501JAC+M701JAC dominantes Asie + USA, présence France faible), Ansaldo Energia (Italie turbines AE94.3A et nouvelle GT36 H2-ready, présence France via filiale).
Spécifications techniques et procédés de production
Les turbines à gaz sont caractérisées par classe puissance, fonction (CCGT, CHP, peaker), constructeur, technologie H-class.
Familles de produits et caractéristiques
| Type turbine | Caractéristiques | Application typique |
|---|---|---|
| Turbine lourde H-class GE Frame 9HA.02 | 571 MW unitaire, 65 % rendement CCGT | Centrales CCGT utility >500 MW Bouchain |
| Turbine lourde Siemens SGT-9000HL | 593 MW, 62 %+ CCGT, H2-ready 75 % | CCGT large utility |
| Turbine lourde Mitsubishi M501JAC | 574 MW, 64 % CCGT, H2-ready 50 % | Centrales CCGT Japon, USA, Moyen-Orient |
| Turbine moyenne Frame 9F GE | 320 MW, 60 % CCGT | Anciennes centrales (renovation) |
| Turbine aérodérivée GE LMS100 | 100 MW simple cycle 44 % rendement OCGT | Pic conso peaker, démarrage rapide 10 min |
| Turbine aérodérivée GE Aero LM6000 | 57 MW + cogen 80 % rendement total | Cogénération industrielle, plateformes |
| Moteur gaz Jenbacher J920 / Wärtsilä 50SG | 10-20 MW, 47-48 % rendement, 80-90 % cogen | Cogénération industrielle <50 MW |
Grades et conditionnements commerciaux
- Rendement OCGT cycle simple : 35-42 % (efficacité gaz seul)
- Rendement CCGT cycle combiné : 58-64 % (record 64 % Frame 9HA + Mitsubishi JAC)
- Rendement CHP cogénération : 80-90 % (avec valorisation chaleur)
- Démarrage froid CCGT : 30-90 min ; OCGT peaker : 10-30 min
- Disponibilité 92-96 % (cycle annuel après maintenance préventive)
- Durée de vie 25-40 ans avec révisions hot path tous les 24 000-48 000 EOH
Normes et réglementations
Les turbines à gaz respectent normes IEC, ASME et règlements émissions atmosphériques.
- IEC 60045 : règles essais turbines à vapeur et gaz
- ISO 2314 : turbines à gaz - essais d'acceptation
- API 616 : turbines gaz industrielles (référence raffinerie + chimie)
- ASME PTC 22 : performance test code turbines à gaz (efficacité prouvée)
- Directive (UE) 2015/2193 MCPD : Medium Combustion Plants 1-50 MW (transposée France)
- Directive IED 2010/75/UE : Industrial Emissions Directive grandes installations combustion >50 MW
- BREF LCP Large Combustion Plants 2017 : meilleures techniques disponibles BAT pour CCGT
- Arrêté 26/08/2013 ICPE 2910 : combustion - valeurs limites émissions
- Règlement EU ETS : quotas CO2, prix EUA 70-100 EUR/t 2024
- Norme NOx CCGT < 25 mg/Nm³ (référence 15 % O₂) avec brûleurs DLN Dry Low NOx
Procédés industriels détaillés
La fabrication turbine gaz combine forgeage rotor, usinage chambres combustion, aubage refroidi haute T° et tests usine.
1. Rotor forgé acier-nickel monobloc
Rotor turbine à gaz forgé monobloc en acier-nickel haut grade (alliage Cr-Mo-V ou superalliage Inconel 718 selon zone et T°), masse 30-150 t pour H-class, longueur 10-15 m, diamètre 2-4 m. Forgeage par presses hydrauliques 4 000-12 000 tonnes (Aubert & Duval Pamiers, Forgital Italy, Japan Steel Works) puis usinage 5 axes haute précision sur centres lourds (FFG, Mitsubishi, Innse Berardi). Tolérance ±0,1 mm sur 10 m. Équilibrage dynamique. Production France : GE Vernova Belfort intégré.
2. Chambre de combustion DLN Dry Low NOx
Chambre combustion annulaire ou cannulaire (16-18 brûleurs pour H-class) en superalliage Hastelloy X ou Haynes 230 résistant 1400-1600 °C - prémélange combustible+air avec brûleurs DLN Dry Low NOx pour limiter NOx <25 mg/Nm³ sans injection d'eau ou ammoniac. Refroidissement par film d'air injection. Pour H2 vert blending 30-100 % : chambres DLN H2-ready avec brûleurs adaptés (combustion plus rapide H2 vs CH4).
3. Aubage rotor + stator superalliages refroidis
Aubes rotor 1ère étage : superalliage monocristallin nickel CMSX-4 ou René N5 coulé fonderie investment casting Howmet/PCC + Liburdi/Chromalloy. Refroidissement interne (canaux serpentin + impingement + film cooling) pour résister 1500 °C gaz à T° métal 950 °C. Revêtements TBC Thermal Barrier Coating zircone yttriée. Aubes stator (directrices) : alliages Nimonic + revêtements similaires. Aubage 4 étages, total 100-200 aubes par turbine. Production France : Liburdi/Chromalloy partenaires.
4. Compresseur axial multi-étages
Compresseur axial 14-18 étages couplé directement à turbine (même arbre) : aubes acier inox 17-4PH ou alliage titane 6Al-4V. Rapport pression 18-23:1 (H-class) à 11-15:1 (anciennes). Air comprimé 350-450 °C sortie compresseur, soufflé chambre combustion. Une partie (5-15 %) prélevée pour refroidissement aubes turbine. Vibrations contrôlées critique (résonance Campbell, fluttering).
5. Tests usine, transport, mise en service
Tests routine usine : test mécanique 110 % vitesse, test étanchéité, mesure équilibrage, test thermique 24-72 h pleine puissance + valider rendement (ASME PTC 22 acceptance test). Transport : convoi exceptionnel routier+ferroviaire (turbine H-class 350-450 t démontée en sections), démontage compresseur+turbine séparés. Sur site : remontage, alignement précis, raccordement combustible+élec+systèmes auxiliaires, mise en service progressive 30-90 jours. Garantie 2-5 ans. Maintenance LTSA Long Term Service Agreement OEM 15-25 ans : combustion inspection 8000 EOH, hot path inspection 24000 EOH, major overhaul 48000 EOH.
Le marché français
La France compte ~12 GW de capacité CCGT et OCGT en service fin 2024 représentant 12 % mix électrique avec 50-80 TWh/an production (selon disponibilité et prix gaz vs nucléaire). Centrales principales : EDF Martigues 905 MW (2 CCGT 450 MW chacune, gaz importé GNL Fos depuis 2010), Engie Bouchain (59) 605 MW (record mondial rendement 62,2 % CCGT MES 2016 équipement GE Vernova Frame 9HA), Engie DK6 Dunkerque 765 MW (CCGT 1990s), TotalEnergies Saint-Avold (57) 600 MW (CCGT), Engie KDC Cordemais 600 MW (en transition charbon → biomasse), Engie Combigolfe Fos-sur-Mer 435 MW, GazelEnergie Émile Huchet (57) 1650 MW dont CCGT.
Les industriels turbines à gaz installés en France sont GE Vernova (ex-Alstom Power 2015 acquisition puis spin-off GE Vernova 2024 - sites Belfort (90) usine turbines lourdes Frame 9HA + 9F + alternateurs hydro et nucléaire, 1500 emplois - leader mondial part marché 35 % turbines lourdes - 8000+ turbines installées dans 130 pays), Siemens Energy (siège Munich, usine principale Mülheim DE turbines SGT-9000HL + SGT-8000H + SGT-6000G + SGT-700, présence France via filiale Saint-Denis (93) commercial + service, ~25 % part marché mondial turbines lourdes), Mitsubishi Heavy Industries Power (siège Takasago JP, turbines M501JAC + M701JAC dominantes Asie + USA, présence France faible via partenariat Hitachi), Ansaldo Energia (Italie Génes, turbines AE94.3A + nouvelle GT36 H2-ready 75 %, présence France via filiale). Pour cogénération industrielle CHP : Solar Turbines (filiale Caterpillar, Mars Centaur Titan 1-23 MW, leader marché aérodérivées), GE Aero LM6000+LMS100, Wärtsilä (moteurs gaz 50SG 9-19 MW), Jenbacher Innio (rachetée GE Power puis vendue Advent 2018, J920 9 MW + J620 4 MW + J420 1,5 MW), Caterpillar G3500, Rolls-Royce mtu.
Trois transformations majeures structurent la filière. Transition vers H2 vert blending : turbines récentes (GE 9HA, Siemens 9000HL, Mitsubishi M501J, Ansaldo GT36) compatibles 30-50 % H2 vert blending immédiat avec brûleurs adaptés, cible 100 % H2 vert combustion 2030-2035 (essais GE 9HA + Siemens 9000HL avec 100 % H2 réussis 2023-2024). Critique pour conserver capacité dispatchable bas carbone après EPR2 + ENR. Service after-sales LTSA Long Term Service Agreement : 70-80 % revenus OEM (vs 20-30 % vente turbine neuve) - GE Vernova + Siemens Energy + Mitsubishi PowerSystems concurrence forte sur 25 ans contrats par turbine. Déclin progressif marché CCGT neuf : transition énergétique limite nouveaux projets CCGT en UE et Amérique du Nord (vs Asie en croissance, Inde, Chine, Moyen-Orient). Marché futur axé : (1) renovation CCGT existantes pour H2-ready, (2) cogen industriel CHP, (3) peaker OCGT pic conso (rare nouveaux), (4) micro-grids isolés.
Applications et débouchés industriels
Les turbines à gaz françaises équipent les programmes EDF, Engie et exportent.
- Engie Bouchain CCGT 605 MW : équipement GE Vernova Frame 9HA, record rendement 62,2 % CCGT MES 2016
- EDF Martigues 905 MW : 2 CCGT 450 MW Siemens, gaz importé GNL Fos, MES 2010
- Engie DK6 Dunkerque 765 MW : CCGT, MES 1990s, en service
- TotalEnergies Saint-Avold 600 MW : CCGT, équipement GE
- Engie Cordemais transition : ancienne centrale charbon vers biomasse + futur H2
- Cogénération industrielle Saint-Gobain, ArcelorMittal, Lactalis, Bel, Smurfit Kappa : ~3 GW capacité française dispersée
- GE Vernova Belfort exports : 30+ Frame 9HA livrés monde 2024 (USA, Inde, Brésil, Asie, Moyen-Orient)
- Programme H2-ready turbines 2025-2030 : tests GE + Siemens + Mitsubishi + Ansaldo 100 % H2 combustion
Questions fréquentes
CCGT ou OCGT, quelle différence ?
OCGT Open Cycle Gas Turbine (cycle simple) : turbine gaz seule, rendement 35-42 %, démarrage rapide 10-30 min, idéal pic conso peaker. CCGT Combined Cycle Gas Turbine (cycle combiné) : turbine gaz + chaudière HRSG récupération chaleur fumées + turbine vapeur Rankine = rendement 58-64 % (record 64 % Frame 9HA + Mitsubishi JAC), démarrage 30-90 min, idéal base+intermédiaire. CCGT 2x plus efficient que OCGT mais 2x plus cher CapEx.
Turbines à gaz compatibles H2 vert ?
Turbines récentes (GE 9HA, Siemens SGT-9000HL, Mitsubishi M501JAC, Ansaldo GT36) : compatibles 30-50 % H2 vert blending immédiatement avec brûleurs DLN H2-ready. Tests 100 % H2 vert combustion réussis 2023-2024 (GE Vernova + Siemens Energy + Mitsubishi). Adaptations nécessaires : brûleurs (combustion H2 plus rapide), matériaux (fragilisation H2), instrumentation, sécurité ATEX. Coût retrofit estimé 10-30 % CapEx turbine. Critique pour conserver dispatchabilité bas carbone.
Quel coût d'une CCGT en 2025 ?
CCGT 600 MW : 600-900 M EUR turnkey (1000-1500 EUR/kW). Plus cher Asie ou Moyen-Orient sites greenfield (1300-1800 EUR/kW). Pour comparaison : EPR 1670 MW = 12-20 Mds EUR (7000-12000 EUR/kW), CCGT moins cher CapEx mais coût combustible (gaz + carbone) 2-3x plus cher /MWh produit. LCOE CCGT 2025 : 80-150 EUR/MWh selon prix gaz + EU ETS EUA, vs nucléaire 70-100, ENR 35-70.
Cogénération CHP, quel intérêt ?
Cogénération CHP Combined Heat and Power : production simultanée électricité + chaleur process, rendement total 80-90 % (vs CCGT seul 60 %). Idéal sites avec besoin chaleur permanent : industries IAA papier raffinerie chimie, district heating urbain, hôpitaux. Tarif électrique H16 (achat OA EDF) + valorisation chaleur 50-100 EUR/MWh = ROI 5-10 ans. France ~3 GW CHP industriel.
Quelle place CCGT dans transition énergétique ?
Position incertaine. Pour : capacité dispatchable critique pour pic conso et lever ENR variables (Schéma Décennal RTE 2024-2034 maintient 8-12 GW CCGT 2035), démarrage relativement rapide, infrastructure existante. Contre : émissions 350-450 kg CO2/MWh (vs nucléaire 12, éolien 12, PV 50), prix gaz volatil + carbone EU ETS croissant rendent économie incertaine, dépendance importation gaz (Russie historiquement, GNL US/Qatar/Norvège depuis 2022). Stratégie : CCGT existantes maintenues + H2-readiness, peu de nouvelles construites UE.