La politique énergétique belge n'a pas précisément été, ces dernières décennies, un modèle de prévoyance. La décision de sortir du nucléaire, prise en 2003, n'a jamais été suivie de plans de substitution. Pis : la capacité de production d'électricité n'a cessé de diminuer. Toutes les centrales au charbon ont fermé leurs portes. Elles assuraient une production totale de quelque trois gigawatts, soit l'équivalent de trois grands réacteurs nucléaires. " Cette fermeture ne procède pourtant pas d'une décision politique ", affirme Ronnie Belmans, professeur à la KU Leuven et CEO d'EnergyVille, le centre de recherche sur l'évolution vers un approvisionnement énergétique durable des grandes zones urbaines.
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La politique énergétique belge n'a pas précisément été, ces dernières décennies, un modèle de prévoyance. La décision de sortir du nucléaire, prise en 2003, n'a jamais été suivie de plans de substitution. Pis : la capacité de production d'électricité n'a cessé de diminuer. Toutes les centrales au charbon ont fermé leurs portes. Elles assuraient une production totale de quelque trois gigawatts, soit l'équivalent de trois grands réacteurs nucléaires. " Cette fermeture ne procède pourtant pas d'une décision politique ", affirme Ronnie Belmans, professeur à la KU Leuven et CEO d'EnergyVille, le centre de recherche sur l'évolution vers un approvisionnement énergétique durable des grandes zones urbaines. Au départ, ces fermetures n'inquiétaient pas. Les marchés de l'électricité nationaux d'Europe occidentale fonctionnaient selon une véritable logique insulaire. Jusqu'à la libéralisation du marché de l'énergie, les décisions d'investissement étaient, en Belgique, prises par la Commission de régulation de l'électricité et du gaz, où siègent également les partenaires sociaux. Elles étaient calibrées sur une consommation maximale, ce qui a engendré une surcapacité. Après la libéralisation, les centrales les moins rentables ont donc définitivement fermé leurs portes. L'amélioration des possibilités d'importation a elle aussi contribué à la réduction des investissements. Ces importations d'électricité s'articulent autour de deux grands axes : le gestionnaire du réseau à haute tension, qui veille à la suffisance de la capacité de transport transfrontalière (l'interconnexion, dans le jargon) ; et la production, quelque part à l'étranger, de l'électricité nécessaire. L'interconnexion s'est nettement améliorée ces dernières années. Elia dispose actuellement de 5.500 mégawatts de capacité d'importation. La mise en service de Nemo Link (interconnexion avec le Royaume-Uni) l'an prochain et d'Alegro (avec l'Allemagne) l'année suivante permettra d'y ajouter deux fois 1.000 mégawatts. La Belgique comptera alors parmi les pays européens affichant la capacité de transport transfrontalière la plus élevée ( voir le tableau " La Belgique, un des pays les mieux interconnectés "). Reste que ce chiffre est en partie théorique. " En fait, ces 5.500 mégawatts valent surtout pour un marché excédentaire, où chacun cherche à acheter l'électricité la moins chère - et, généralement, renouvelable, nuance Chris Peeters, le CEO d'Elia. En situation de tension, comme pendant les mois d'hiver, il est parfaitement possible qu'une grande partie de la capacité ne soit pas exploitée, tout simplement pour cause d'insuffisance de l'offre. " Or ce risque s'est inexorablement accru ces dernières années. D'après la BDEW, l'association allemande de l'énergie et des industries de l'eau, le nombre d'heures durant lesquelles production et importation ne suffisent plus à garantir l'approvisionnement augmente dans tous les pays européens. La France semble être la plus mal lotie d'entre eux : d'après la BDEW toujours, elle pourrait être dans le noir cinq à 10 heures par an ces prochaines années. Quant à la Belgique, aux Pays-Bas et à l'Allemagne, s'ils ne devraient pas dépasser une heure de black-out en 2020, il est probable qu'ils en seront à une à deux en 2025 - un chiffre qui pourrait même atteindre cinq à 10 pour notre petit pays, qui atterrirait alors dans la même catégorie que la France. Tout ceci s'explique en grande partie par l'évolution du parc de production. Partout, les énergies renouvelables avancent à marche forcée. Les parcs photovoltaïques de France et d'Allemagne, de même que les éoliennes terrestres et marines, poussent comme des champignons. Outre qu'elles n'émettent pas de gaz à effet de serre, ces sources de production ne consomment absolument rien - le soleil et le vent sont gratuits. Dépendant de la météo, elles ne peuvent toutefois être sollicitées tous les jours. Leur production n'est donc pas " contrôlable ", au contraire des autres centrales auxquelles on a recours en cas de déficit de vent ou de soleil. Des centrales qui, bien que " contrôlables ", sont donc sous-exploitées et peu rentables. L'Allemagne est l'exemple le plus frappant de cette évolution. Après la catastrophe de Fukushima, son gouvernement a pris la décision radicale de sortir du nucléaire en 2022. La part du nucléaire dans la production d'électricité n'était déjà plus que de 11,6 % l'an dernier, contre 29 % en 2000. Les énergies renouvelables sont, elles, passés de 7 à 33 %. L'Allemagne a réussi à limiter le coût de cette transition énergétique en se rabattant sur ses centrales au charbon, relativement bon marché, à quoi sont venues s'ajouter ces dernières années neuf centrales au lignite. Du coup, les émissions de CO2 stagnent. Pour satisfaire aux objectifs en matière de climat, le pays devrait se débarrasser de ces centrales. Une commission proposera cette année encore une date butoir pour la fermeture de l'intégralité d'entre elles, ainsi qu'un programme qui devrait permettre à l'Etat allemand de rattraper son retard sur les objectifs climatiques. D'après un membre de cette commission, il n'est pas impossible que la fermeture intervienne dès 2027. Les Pays-Bas veulent eux aussi se défaire de leurs centrales au charbon, pour 2030 dans leur cas. Ces sites ont contribué l'an dernier à concurrence de 25 % à la production d'électricité. Ce qui n'a pas empêché le gouvernement de Mark Rutte de déclarer en mai la fermeture définitive, en 2024, des deux plus anciens d'entre eux. Cette décision n'aura pas de lourdes conséquences dans l'immédiat. Les Pays-Bas disposent de plus de centrales au gaz que de centrales au charbon en activité. Mais il est plus que probable que les centrales au gaz seront appelées à la rescousse pour aider l'Allemagne à réaliser sa sortie du charbon.Or cette mesure risque d'aller à l'encontre de la loi néerlandaise sur le climat, qui exige la disparition de 95 % des émissions de gaz à effet de serre d'ici à 2050. Simultanément, de plus en plus de voix s'élèvent contre les activités d'extraction à Groningue, le plus grand gisement de gaz naturel d'Europe occidentale. Le statut de pays exportateur d'électricité de nos voisins du Nord est donc progressivement menacé. Quant à la France, elle s'accroche pour l'heure à ses centrales nucléaires, qui ont assuré l'an dernier plus des trois quarts de la production d'électricité hexagonale. Emmanuel Macron a ajourné le projet de son prédécesseur de réduire cette part de moitié d'ici à 2025. La nouvelle date butoir est fixée à 2035, ce qui est plus en phase avec le calendrier d'EDF, qui assure la gestion du parc nucléaire. Le pays entend en revanche se débarrasser de ses centrales au charbon dans les cinq ans, pour respecter les objectifs de l'Accord de Paris sur le climat, et porter à 32 % la part des énergies renouvelables. L'ajournement du démantèlement du parc de production nucléaire ne suffit pas à rassurer. La France est elle aussi confrontée, depuis plusieurs années, à des pannes de réacteurs, qui la contraignent à importer de l'électricité au lieu de pouvoir en exporter. Ce qui fait, une fois encore, grimper la facture du consommateur belge. Le risque que les importations soient insuffisantes ont donc incité le gouvernement belge et Elia à tout faire pour augmenter la production domestique. Le déficit initialement calculé de 1.600-1.700 mégawatts a d'ores et déjà été réduit de près de moitié, grâce à des mesures qui vont de la remise en route de la centrale au gaz de Vilvorde (225 mégawatts) à l'amélioration de la production des centrales de pointe (100) en passant par l'emploi de générateurs au diesel loués par Engie (200) et le ralentissement des processus industriels des entreprises (200). Le Luxembourg a également annoncé début octobre qu'il pourrait libérer une capacité maximale de 200 mégawatts en cas de pénurie. Mais même ainsi, la menace d'une activation du plan de délestage ne peut être écartée. Et s'il n'est pas impossible que nous trouvions à nous approvisionner à l'étranger en novembre, le véritable test sera pour janvier-février. Les jours d'hiver où la température est d'un degré inférieure à la normale, la Belgique consomme 110 mégawatts de plus. Si nos voisins - et, en particulier, les Français - gèlent eux aussi, importer sera exclu. Les risques de black-out sont donc bien réels. La diminution de la capacité de production " contrôlable " rend plus que jamais indispensable une harmonisation à l'échelon européen. C'est la raison pour laquelle la Commission a élaboré fin 2016 le plan Clean Energy Package for all Europeans. Une des dispositions de ce projet veut qu'Entso-E, le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d'électricité, voie chaque année si la capacité de l'infrastructure de la zone suffira à répondre à la demande. Le projet ne manque pas d'ambition. De son résultat dépendra l'autorisation donnée - ou non - aux pays membres d'instaurer des systèmes de rémunération, qui permettraient aux centrales de facturer la mise à disposition de leurs capacités. L'époque de la logique insulaire est définitivement révolue.