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Nucléaire en Belgique - Sécurité d’approvisionnement en électricité garantie pour compenser la fermeture de Doel 1 ; Doel 2 et Tihange 1 en 2015
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Auteur : Olivier Deleuze. Photo : © Elbisreverri

1. Evolution de l’offre

Depuis l’entrée en vigueur de la loi sur la sortie du nucléaire, en 2003, des investissements importants ont déjà été consentis dans de nouvelles centrales au rendement élevé (TGV, cogénération) et dans les renouvelables. De nombreux autres projets de production d’électricité sont en construction ou planifiés, et devraient voir le jour dans les années qui viennent. Pour les TGV, on peut citer Amercoeur (Roux), Marchienne, Visé ou encore Tessenderlo. Pour la cogénération gaz ou biomasse, les projets des entreprises Ineos, Exxon, Lanxess Rubber, Degussa (toutes à Anvers) et Stora Enso (Gand). Pour l’éolien, il y a les trois projets offshore les plus avancés, ainsi qu’une multitude de petits projets sur le territoire de notre pays.

A partir de la puissance installée de ces installations (et, le cas échéant, après déduction de la puissance d’unités qu’elles remplacent), leur production d’électricité peut être estimée sur base d’un chiffre d’équivalent d’heures de fonctionnement à pleine puissance. On arrive alors pour l’ensemble de ces projets récemment entrés en service (depuis début 2008), en construction ou devant entrer en service d’ici 2015, à une production électrique annuelle de plus de 23.000 GWh (voir fichier en pdf ci-dessous). Or, les réacteurs nucléaires devant fermer en 2015 ont produit 14.129 GWh en 2010 [1].

Cette liste de nouvelles capacités de production d’électricité consiste en une compilation réalisée au départ de sources diverses : rapports annuels de la CREG, publications d’Elia, autorités régionales ou fédérales en charge de l’octroi des permis et concessions domaniales, informations en provenance des promoteurs de projet eux-mêmes (sites web, communiqués de presse, rapports annuels), presse économique et spécialisée (ex. Platts). Cette liste ne reprend pas les projets entrés en service entre le vote de la loi de sortie du nucléaire en 2003 et 2008, puisque ceux-ci sont en principe déjà inclus dans les statistiques de production d’électricité de fin 2007, que nous avons pris comme « année zéro » de référence car dernière année pré-crise. Un calcul prudent Le premier chiffre (production annuelle de plus de 23.000 GWh) peut être qualifié de « prudent ».

En effet, il ne prend pas en compte les nombreux projets de centrales TGV annoncés et dont la concrétisation n’a pas encore réellement débuté, mais qui pourraient voir le jour avant 2015 ou peu après. Nuon a ainsi reçu la licence d’exploitation et le permis unique pour une centrale TGV de 450 MW à Seneffe. Duferco a également pris une option sur un terrain de 15 hectares en bordure de Sambre, à Farciennes, pour la construction d’une centrale de 450 MW. D’autres centrales TGV ont été annoncées en Flandre : Delta à Beveren-Indaver (425 MW), Eneco à Beringen (900 MW), Borealis sur le même site (100 MW), EDF à Evergem (900 MW) et à Dilsen (900 MW). Pour la plupart de ces centrales, d’une puissance totale de plus de 4.000 MW (plus du double de la puissance combinée de Doel 1, Doel 2 et Tihange 1 !), l’entrée en service escomptée est 2013-2014, mais des permis doivent encore être obtenus et des retards sont possibles/probables. Nous ne les avons donc pas du tout prises en compte.

- En matière d’éolien offshore, outre les trois projets les plus avancés et pris en compte dans les calculs (871 MW), plusieurs autres projets ont obtenu la concession domaniale et d’autres encore ont introduit des demandes de concession. Ces projets devraient voir le jour peu après 2015 et en tout cas d’ici 2020. Au total, la capacité installée des projets éoliens offshore sera alors supérieure à 2.000 MW. Pour l’éolien onshore, pour la Wallonie (situation en octobre 2009), 16 projets éoliens ont reçu leur permis et sont en cours de construction. Ces projets représentent 245 MW de capacité installée supplémentaire. Les projets qui sont actuellement à un stade avancé (projets soumis à études d’incidences, en demande de permis et en recours) représentent un potentiel de 960 MW supplémentaires. Si l’on considère le taux de réussite de la filière ces derniers mois, la moitié de ces projets (480 MW) devrait se concrétiser d’ici 2013-2014. La capacité supplémentaire installée en Wallonie devrait alors atteindre 725 MW. NB Ces chiffres ne tiennent donc nullement compte des nouveaux quotas de CV wallons, car la part éolienne n’a pas (encore) été précisée

- Pour la Flandre (situation en février 2010), des projets supplémentaires pour un total de 450 MW ont été autorisés ou ont reçu un avis positif. Par prudence, nous prenons l’hypothèse que deux-tiers de cette puissance seront en fonctionnement d’ici 2015.

Pour les nouvelles centrales TGV reprises dans le tableau, nous avons retenu le chiffre de 7.500h de fonctionnement à pleine puissance par an (85% du temps) car ces centrales sont en grande partie amenées à remplacer des unités nucléaires et couvrir la demande de base [2].

Nous n’avons pas non plus tenu compte du fait que les TGV existantes pourraient tout simplement tourner plus si nécessaire (5.500 => 7.500 h). Ceci représenterait un surcroit de production électrique annuelle de 8.400 GWh étant donné que ces centrales TGV existantes ont une puissance installée de 4.200 MW...

En marge de ces estimations, une multitude de petits projets dans l’industrie Nos calculs n’incluent pas non plus une multitude de petits projets, en particulier dans le domaine de la production d’électricité à partir de biomasse (avec ou sans cogénération, en ce inclus les projets de conversion de centrales au charbon en centrales à biomasse) et de la cogénération au gaz. Parmi ces projets on trouve Borealis Anvers (41 MW), Kemira (60 MW), BRC Anvers (40 MW), Cockerill Angleur (25 MW), Oleon Ertvelde (60 MW), Solvay Ineos Anvers (60 MW), Warcoing (40 MW), soit plus de 300 MW au total.

En outre, ces chiffres représentent la situation au jour d’aujourd’hui à politique inchangée, mais il est clair que d’autres projets pourraient être lancés d’ici à 2015, surtout si la loi de sortie du nucléaire est confirmée par le prochain gouvernement fédéral et/ou que des politiques incitatives sont mises en place, notamment dans la cogénération. Si pour 2015, la « relève » est assurée, le défi principal sera d’augmenter notre efficacité énergétique et de voir réaliser des investissements suffisants pour assurer notre approvisionnement en énergie d’ici 2025 2. Evolution de la demande

L’année de référence « zéro » après laquelle les nouvelles capacités de production ont été comptabilisées dans la liste est 2007, soit la dernière année avant la crise financière et économique qui a affecté notre consommation d’électricité. Entretemps, cette crise est passée par là et provoqué, pour les années 2008 et, surtout, 2009, une baisse de la demande en électricité. En 2009, la demande en électricité a ainsi baissé pour la première fois (de près de 7% par rapport à 2008). Si la consommation d’électricité a augmenté en 2010 par rapport à 2009, elle reste cependant globalement en dessous des niveaux « pré-crise ».

En 2007, dernière année pré-crise, l’électricité « appelée » (consommation totale d’électricité additionnée des pertes en ligne) était de 89.886 GWh [3]. En octobre 2007, le Bureau du Plan [4] tablait, pour son scénario ’business-as-usual’, sur une augmentation annuelle de la demande en électricité de 1,5% pour la décennie 2000-2010, et de 0,8% pour la décennie 2010-2020. Si l’on extrapole sur base de ces pourcentages à partir de la demande en 2007, on obtient 97.812 GWh d’électricité appelée en 2015, soit une augmentation de 7.926 GWh par rapport à 2007. Mais c’était donc sans tenir compte de l’impact de la crise...

Un certain redressement est à prévoir, mais sans doute pas aux niveaux normalement escomptés dans les scénarios pré-crise. En prenant pour hypothèse conservatrice un retour au niveau d’électricité « appelée » de 2007 pour 2010 et une augmentation de 0,8% par an entre 2010 et 2015, on obtient le chiffre de 93.539 GWh en 2015, soit une augmentation en chiffres absolus de 3.653 GWh par rapport à 2007.

Ces chiffres sont inférieurs à la marge dégagée par les alternatives (près de 9.000 GWh) Ce dernier chiffre peut également être considéré comme une estimation prudente parce que nous supposons qu’aucun progrès ne sera enregistré dans le domaine des économes d’énergie malgré le fait que des efforts sont en cours (secteurs pétrochimiques, plan Marshall 2.vert). 3. Import/Export et gestion de la demande de pointe

Importatrice d’électricité entre 1994 et 1996 et ensuite entre 2000 et 2008, la Belgique est redevenue exportatrice nette d’électricité en 2009 (1.800 GWh). En 2010, le solde final de la balance importations/exportations est très légèrement en faveur des importations. La hausse des importations et la diminution des exportations à certaines périodes de l’année (en décembre notamment) sont en grande partie imputables à la mise à l’arrêt temporaire d’unités nucléaires [5] [6].

Concernant plus particulièrement les flux d’importations et d’exportations, ceux-ci répondent davantage à la nécessité d’offrir les meilleurs prix pour l’électricité. En effet, plutôt que de faire fonctionner une unité à coût de revient très cher chez nous, il est plus intéressant économiquement d’importer de l’électricité de la part d’une unité disponible au-delà de la frontière pour diminuer les coûts de vente de l’électricité. Les flux d’importations et d’exportations représentent ainsi pas loin de 25% du volume total d’électricité consommé en Belgique. 4. Conclusion

Les faits que nous présentons ici montrent que :

- malgré l’incertitude qui plane depuis quelques années sur le maintien ou l’abrogation de la loi de sortie du nucléaire,
- même en prévoyant un redressement de la consommation électrique suite à la sortie de crise,

la production électrique supplémentaire des nouvelles capacités de production est de nature à compenser la fermeture des trois plus vieux réacteurs nucléaires combinée à une hausse de la demande en électricité, a fortiori tenant compte des hypothèses prudentes retenues pour estimer ces capacités.

La sécurité d’approvisionnement est donc garantie dans notre pays lorsque Doel 1, Tihange 1 et Doel 2 fermeront, respectivement en février, octobre et décembre 2015.

[1] Source : Base de données PRIS, AIEA

[2] Pour les nouvelles centrales TGV, le Gemix prend lui l’hypothèse de 5.500 heures de fonctionnement par an, ce qui est largement sous-estimé, certainement dans le cas où ces centrales sont amenées à remplacer en partie des unités nucléaires et couvrir la demande de base. Le Président du Gemix3 se justifie ainsi : actuellement, la nuit et le W-E, les TGV s’arrêtent car le demande (de base) est alors couverte par le nucléaire. CQFD : si les réacteurs nucléaires ferment, les TGV couvrent une partie de la demande de base et tournent donc plus.

[3] Source : ministère de l’Economie.

[4] Source : Bureau fédéral du Plan, « Planning Paper 102 », octobre 2007.

[5] Source : Synergrid. Pour décembre 2010, il s’agit de Doel 4, victime d’un arrêt suite à un incendie

[6] Source : Synergrid. Ces mises à l’arrêt sont soit programmées (entretien, rechargement en combustibles, soit imputables à des ‘incidents’


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