Sortie du nucléaire : la Belgique s’apprête à subventionner une électricité plus chère et carbonée - Sfen

Sortie du nucléaire : la Belgique s’apprête à subventionner une électricité plus chère et carbonée

Publié le 23 novembre 2021

En décidant de la fermeture des réacteurs nucléaires, la Belgique est contrainte d’inciter à l’investissement dans de nouvelles centrales au gaz. Un mécanisme dit de capacité subventionnera l’exploitant de ces centrales pour une durée de 15 ans. La conséquence est double. D’une part, le contribuable belge devra payer pour une électricité potentiellement plus chère. D’autre part, en intensifiant le contenu CO2 de son électricité, la Belgique va à l’encontre des objectifs climatiques.

En Belgique, la capacité installée de production électrique, hors nucléaire, est largement insuffisante pour couvrir la demande. Votée en 2003, la loi de sortie du nucléaire s’inscrit donc dans un contexte énergétique tendue. Afin d’assurer le critère de sécurité d’approvisionnement, la construction de deux nouvelles centrales gaz, exploitées par Engie-Electrabel, est actuellement en projet. L’une devant se situer à Vilvorde (près de Bruxelles) et l’autre aux Awirs (près de Liège). Ces centrales, dont la première mise en service est prévue d’ici la fermeture du dernier réacteur en 2025, rencontrent une vague de fortes protestations.

Ainsi, la ministre de l’Environnement, Zuhal Demir, a refusé d’octroyer le permis de construire pour la centrale de Vilvorde. En cause, les émissions d’ammoniac et d’oxydes d’azote de la centrale auraient excédé les seuils régionaux réglementaires. La centrale des Awirs n’est également pas à l’abris d’un revers de cet ordre. Initialement, l’administration avait pourtant livré un avis positif pour ces deux projets. Le financement aurait dû se faire en partie au travers d’un mécanisme de soutien aux capacités, dit « mécanisme de capacité ».

Les premières enchères viennent d’être réalisées et publiées le 31 octobre dernier. Les deux centrales devaient percevoir une rémunération fixe sur une période de 15 ans représentant un total d’environ 800 millions d’euros dont, in fine, le contribuable devrait s’acquitter. Cette manne s’ajoutait aux revenus tirés de la vente d’électricité sur les marchés. Malheureusement pour le climat, cette électricité serait alors beaucoup plus carbonée.

Comment fonctionne le nouveau mécanisme belge ?
Les mécanismes de capacité sont un complément au marché de l’énergie qui s’avère « nécessaire pour inciter la mise en service des capacités nécessaires [pour service la demande électrique] ». Ils garantissent un flux de revenu minimum aux exploitants pour le maintien de capacités existantes et l’investissement dans de nouvelles capacités de production. La contrepartie de cette rémunération n’est pas la production d’électricité mais la disponibilité de la capacité.

Le mécanisme belge (‘Reliability Options’) repose sur un système d’enchère, c’est-à-dire de la rencontre d’une offre (les exploitants) avec une demande (les consommateurs). Elia, le gestionnaire de réseau estime les besoins en capacités nécessaires au respect du critère de sécurité d’approvisionnement. Aucune technologie n’est exclue, sauf le nucléaire. Une fois les offres soumises à l’enchère, un algorithme optimise le coût global en tenant compte des spécificités des offres : rémunération exigée en €/MW/an, durée de la rémunération en années, point de livraison, contraintes éventuelles sur le réseau etc.

Pour les consommateurs, les avantages sont doubles. D’une part, les exploitants sont tenus de rendre disponible leur capacité lors des périodes de tensions sur le système électrique. D’autre part, les exploitants sont tenus de rembourser au gestionnaire la part de l’électricité vendue sur les marchés journaliers (‘day-ahead’) lorsque les prix dépassent 300 €/MWh (prix ‘strike’). Essentiellement, pour l’exploitant, la rente de rareté (pics de prix sur les marchés de l’énergie) est substituée par une rémunération fixe. Cela protège le consommateur de la volatilité des prix tout en assurant de la visibilité aux exploitants et investisseurs.

Le nucléaire en Belgique, 20 ans de stop and go
Le parc nucléaire belge est composé de sept réacteurs à eau pressurisée exploités par Electrabel, filiale d’Engie, et répartis sur deux sites : quatre réacteurs à Doel et trois à Tihange. La puissance cumulée atteint 6 GW soit 22 % de la capacité totale installée en Belgique et a généré 38 % de la production d’électricité en 2020, selon la Fédération belge des entreprises électriques et gazières (Febeg).

Mix électrique belge (Octobre 2021 – Source Elia/Giec)

En janvier 2003, la loi sur la sortie progressive de l’énergie nucléaire à des fins de production industrielle d’électricité est rendue officielle. Celle-ci prévoit « qu’aucune nouvelle centrale nucléaire destinée à la production » (article 3) ne puisse être construire et que « les centrales […] (soient) désactivées quarante ans après la date de leur mise en service » (article 4). Or trois centrales ont été connectées au réseau en 1975, une sorte de « mini » effet falaise était attendu en 2015. Cette loi était assortie de condition, portant sur le risque de défaillance du système électrique, ainsi peut-on lire (article 9). C’est ainsi que l’arrêt n’est désormais envisagé que pour 2025. Le verdict sur l’abandon définitif du nucléaire à cette horizon est attendu à la fin de ce mois de novembre.

 

Un poids environnemental, social et économique

Dans un article publié en 2016, la Sfen écrivait : « l’AIE souligne qu’une sortie dès 2025 augmenterait les émissions de CO2 du pays et ses coûts de production d’électricité ». Pour la Belgique, c’est bien ce qui semble de profiler. Les tranches nucléaires (12 gCO2/kWh, source Giec) à venir seront vraisemblablement remplacés par du gaz (490 gCO2/kWh, Giec).

La prolongation des réacteurs au-delà de 40 ans en fait la technologie de production d’électricité la plus compétitive du point de vue économique (LCOE donné entre 29 et 40 $2020/MWh). Or il aurait tout à fait été possible de prolonger les réacteurs de de 10 ans ou 20 ans (Tihange 3 et Doel 4) comme semble l’indiquer en creux un rapport belge du Conseil Supérieur de la Santé (CSS) : « Dans le cas du maintien éventuel en fonctionnement de deux centrales nucléaires pendant 10 ou 20 ans […] ». Nonobstant une sortie du nucléaire décidée, ce délai aurait pu être saisi pour faire bénéficier au climat et aux citoyens belges d’une électricité peu émettrice et peu coûteuse.  

Enfin, ces mêmes citoyens belges se sont prononcés dans un sondage réalisé par Kantar TNS (équivalent IPSOS) pour le Forum nucléaire belge en faveur d’un prolongement des réacteurs nucléaires. 43 % répondants pensent que l’énergie nucléaire devrait être maintenue après 2025, et 39 % s’y opposent. 48 % s’est prononcé pour son renouvellement, contre 27 % qui ne le souhaitent pas. Enfin, une très grande majorité, 73 % sont en faveur d’un mix électrique combinant nucléaire et renouvelables. 

 

Arrêt du nucléaire pour un coût limité, vraiment ? 

Dans son rapport, le CSS conclut que l’arrêt nucléaire est possible pour la Belgique, pour un coût relativement limité, y compris en termes d’impact CO2. Parmi les études citées par le rapport, l’une d’elle – EnergyVille – indique que le coût annuel supplémentaire de l’arrêt total du nucléaire serait de 106 à 134 millions d’euros (soit près de 1,7 €/MWh) par rapport à un scénario où deux réacteurs seraient prolongés à 10 ou 20 ans. Au total, sur les 15 ans de rémunération des centrales au gaz, cela représente un surcoût estimé pour le consommateur entre 1,6 à 2 milliards d’euros. 

La fourchette la plus souvent utilisée par les experts en Belgique situe le coût annuel d’un arrêt du nucléaire entre 250 et 500 millions d’euros ce qui représente un surcoût actualisé entre 3,8 et 7,5 milliards d’euros. Côté climat, de l’ordre de 40 à 80 millions de tonnes de CO2 émis auraient pu être évitées avec une prolongation des réacteurs de 10 ou 20 ans 

Enfin, puisque le mécanisme de capacité belge permet l’émergence de centrales au gaz en remplacement du nucléaire, il implique une consommation future accrue de gaz. Or, si la situation actuelle de prix élevés sur les marchés mondiaux de gaz se prolongent au-delà de 2025, augmenter la part des centrales au gaz dans le mix électrique par un soutien à l’investissement est un double non-sens pour le consommateur belge : ce dernier se trouve à payer le coût du mécanisme de capacité pour subventionner une électricité qui sera plus chère car davantage corrélé au prix des commodités fossiles. ■

@Ilyas Hanine – ©waldomiguez