Avenir énergétique de la Belgique: de nouvelles centrales à gaz, un paradoxe? (analyse)
Alors que l’Union européenne cherche à se rendre moins dépendante des hydrocarbures russes, le gouvernement De Croo avalise la construction de deux nouvelles centrales à… gaz. Illogique?
Le contexte
Le 18 mars, après de longues et difficiles négociations, le gouvernement De Croo décidait de prolonger de dix ans l’activité de deux des sept réacteurs nucléaires belges et d’investir vingt-cinq millions d’euros par an dans la recherche pour du nucléaire de nouvelle génération. En parallèle, il continuera de mettre en oeuvre la construction des centrales à gaz prévues par le CRM – le mécanisme de rémunération des capacités visant à faciliter la transition énergétique. Enfin, il s’est engagé à lancer des investissements pour 1,16 milliard d’euros, et à mener des réformes dans les matières qui sont de compétence fédérale, pour accélérer la transition vers la neutralité climatique et l’indépendance énergétique: éolien offshore, hydrogène vert, baisse de la TVA sur les panneaux solaires, etc.
Il y a comme un paradoxe. L’accélération de la crise énergétique provient de la guerre que mènent les Russes en Ukraine. L’Union européenne s’est aussitôt mobilisée pour rendre ses vingt-sept membres moins dépendants de Gazprom. Et la Belgique – dont 40% du gaz naturel importé provient de Russie, selon la Creg (l’organisme de régulation de l’électricité et du gaz) – décide, de son côté, de construire deux nouvelles centrales à gaz pour produire son électricité, fruit du compromis sur le nucléaire entre les libéraux et les écologistes. C’est d’autant plus curieux que ces deux centrales n’ étaient prévues que dans le plan A mis sur la table du gouvernement, soit celui où toutes les centrales nucléaires seraient fermées en 2025, comme prévu dans la loi belge de 2003 sur la sortie de l’atome.
L’investissement dans les centrales à gaz peut se révéler intéressant pour d’autres molécules que le gaz naturel, comme l’hydrogène et, surtout, le méthane synthétique.
D’ailleurs, la Commission européenne, chargée de traquer les aides d’Etat illégales, n’avait avalisé le « mécanisme de rémunération de capacités » (CRM) qui permet de subsidier la sortie du nucléaire par d’autres moyens de production électrique, dont fait partie le tandem de centrales à gaz, qu’ à la condition que l’ ensemble du parc nucléaire belge soit mis sous clé. Or, dans le plan B qu’on évoquait à peine il y a encore un an et qui a finalement été retenu par l’équipe De Croo, ce n’est pas le cas, puisqu’il a été décidé de prolonger Doel 4 et Tihange 3 jusqu’en 2035. Outre cette contradiction évidente, la Belgique devra à nouveau solliciter le feu vert de l’arbitre européen pour ce CRM biscornu.
Et les voitures de société?
Dans le catalogue des mesures avancées par la ministre Tinne Van der Straeten (Groen) pour accélérer la transition énergétique, il y avait celle du « budget mobilité 3.0 » pour tous les salariés, avec, à la clé, la révision de la fiscalité des voitures de fonction et un soutien fiscal aux autres solutions (vélos, covoiturage, etc.). A priori, que de bonnes idées pour décongestionner les villes et mieux respecter l’environnement, mais la remise en cause des voitures de société, poussées par un régime fiscal avantageux pour les employeurs, est un sujet polémique en Belgique qui est leader européen en la matière (les voitures de société constituent 12% du parc automobile et parcourent un quart de la distance totale effectuée par les véhicules immatriculés en Belgique). Bref, ce point n’a pas eu les faveurs du kern du 18 mars. Les ministres ont tout de même passé plus de temps, assure-t-on dans plusieurs cabinets, à discuter de ce genre de « mesurettes » qu’à s’accorder sur la prolongation des deux centrales nucléaires dont le sort a été réglé en deux heures à peine.
Il faudra aussi construire les nouvelles usines gazières avant l’hiver 2025, car il n’est pas certain – au contraire – que les deux réacteurs nucléaires dont l’arrêt avait déjà été programmé seront en ordre de marche à ce moment-là. Pour l’usine à gaz qui est prévue aux Awirs, près de Liège, le projet d’Engie s’est déjà vu accorder le permis, contrairement à celui de l’usine à Vilvorde, qui a été recalé par les autorités flamandes. Il faudra organiser, dans les semaines à venir, une sélection entre les projets qui n’avaient pas été retenus lors des enchères de l’année dernière, soit celui de Luminus à Seraing, soit celui d’Eneco à Manage. Tout cela prend du temps. Plusieurs voix, dont celle du président du MR Georges-Louis Bouchez, se sont élevées pour prédire que les nouvelles centrales à gaz ne seront peut-être pas prêtes à l’hiver 2025, soit pour la période de mise entre parenthèses de Doel 4 et Tihange 3 qui n’auront sans doute pas encore redémarré.
Comme des gardes du corps
Pour Francesco Contino, expert en énergie et professeur à l’école polytechnique de l’UCLouvain, « il semble tout de même qu’ on est dans les clous pour que ces deux usines soient prêtes à temps ». Une bonne partie du processus administratif a déjà été réalisé. « De toute façon, je ne pense pas qu’on doive s’inquiéter pour l’hiver dans trois ans, ajoute-t-il. Souvenez-vous de 2014, quand des microfissures avaient entraîné la mise hors service de Doel 3 et Tihange 2: on avait craint un black-out et d’importantes mesures de délestage. Finalement, il n’y a pas eu la moindre coupure de courant. » A cause ou grâce au changement climatique, les hivers sont aussi de plus en plus cléments.
En réalité, les centrales à gaz doivent servir de soutien, en fonction de la demande ou de l’efficacité des infrastructures éoliennes et solaires, dépendantes de la météo. Elles ne fonctionneront pas comme base de la production électrique. Vu le prix du gaz et les émissions de CO2 engendrées par ces centrales, ce serait absurde. Le gestionnaire belge du transport d’électricité, Elia, qui est chargé d’anticiper la capacité en électricité pour les années à venir selon de savants calculs de probabilités, a averti le gouvernement qu’il fallait prévoir des capacités supplémentaires. « Les acteurs de ce marché sont rétribués en fonction de leurs capacités à y produire une certaine puissance d’électricité à un moment donné, précise le Pr Contino. Un peu comme un garde du corps qu’on paie non pas pour intervenir à chaque coin de rue mais pour être capable d’intervenir au cas où le client qu’il protège est en danger. »
Même si les Européens se dirigent vers un plafonnement des prix du gaz, tout cela risque de coûter cher. Car les enchères annuelles qui déterminent la capacité de production électrique devront prendre en compte les 2GW des centrales de Doel et Tihange désormais prolongées. Or, la capacité des centrales à gaz, prévue dans le plan A, sera revue à la baisse dans le plan B. Par conséquent, le retour sur investissement pour les exploitants de ces centrales diminuera. Ils risquent, et c’est logique, d’exiger des compensations en matière de subsidiations. « Quoi qu’il en soit, il faut s’attendre à ce que le prix de l’énergie reste élevé ou augmente encore dans les années à venir, annonce Francesco Contino. Le renouvelable est gourmand en capitaux. Les tensions sur le marché des fossiles gonflent sans cesse les prix. Tout cela couplé avec une demande qui augmente… Maintenant, l’investissement dans les centrales à gaz peut se révéler intéressant pour d’autres molécules que le gaz naturel, comme l’hydrogène et, surtout, le méthane synthétique. »
Les molécules de demain
Le méthane synthétique, produit à base d’électricité renouvelable et de CO2 capturé, peut très bien fonctionner dans une centrale à gaz classique, a fortiori si celle-ci est de nouvelle génération. L’avantage est que sa production est neutre en carbone puisque ce gaz recycle du CO2 capturé peu auparavant, au contraire du gaz fossile dont le CO2 a été absorbé il y a des millions d’années par la nature. En ce qui concerne l’hydrogène, les nouvelles centrales sont capables d’en absorber 30 à 50% en volume pour produire de l’électricité. Un avantage pour la Belgique qui veut devenir un hub pour l’hydrogène vert (produit à base d’énergie renouvelable). Il faut donc espérer que les nouvelles centrales à gaz constitueront aussi, et vite, un investissement pour ces molécules beaucoup moins émettrices de carbone, mais qui restent chères actuellement.
Ces deux centrales à venir posent, en outre, le problème de la provenance du gaz puisque, comme évoqué plus haut, la Belgique est, à l’instar du reste de l’Europe (surtout orientale), fort dépendante des hydrocarbures russes. On le sait, les Européens cherchent la parade en diversifiant leurs approvisionnements. Notamment auprès de la Norvège, deuxième fournisseur de l’UE, avec qui la Belgique vient de signer un nouvel accord, ou auprès du Qatar avec lequel l’Allemagne a commencé à négocier. Mais aussi par l’importation de gaz naturel liquéfié (GNL). Ce dernier est transporté par bateau sous forme liquide à une température de – 161°C et doit être regazifié dans des terminaux ad hoc pour pouvoir être utilisé comme combustible. Il peut se substituer au gaz transporté par gazoduc.
Surprofits en vue
Un autre point des mesures proposées en kern par la ministre de l’Energie, et qui n’a plus été évoqué dans l’accord énergétique de la Vivaldi, consistait à « identifier les surplus de bénéfices possibles et à concevoir des mesures pour les restituer aux consommateurs belges ». L’Agence internationale de l’énergie a estimé qu’en 2022, les surprofits des producteurs d’électricité européens (c’est-à-dire réalisés grâce à un événement externe inattendu comme la flambée des prix de l’énergie) atteindraient deux cents milliards d’euros. La ministre Van der Straeten en a fait un cheval de bataille: elle ne veut pas que les producteurs s’enrichissent, grâce à la crise, sur le dos des consommateurs. Elle a chargé la Creg d’étudier la question. Une question qui se posera surtout pour les centrales nucléaires récentes, celles qui seront prolongées, pour lesquelles la Creg prédit des bénéfices accrus pour les années à venir. L’exécutif fédéral pourrait donc en profiter mais, pour cela, il faudra modifier les contrats avec l’exploitant dont les clauses, négociées sous d’autres gouvernements, cadenassent le système de rétribution des centrales. Une longue bataille juridique en vue.
Les Etats-Unis en sont de gros producteurs, grâce à leur gaz de schiste, et se montrent plutôt désireux d’en exporter outre-Atlantique pour barrer les intérêts de Vladimir Poutine. Les pays du Golfe, l’Egypte ou l’ Algérie sont aussi des fournisseurs de GNL. Ils ont d’ailleurs été approchés par la Commission von der Leyen qui cherche à discuter avec le moindre exportateur de GNL qu’il est possible de voir. Le hic est que la production mondiale de gaz liquide est limitée et, surtout, vendue à l’avance, entre autres à de gros clients asiatiques, chinois en tête.
Par ailleurs, les terminaux de regazéification du méthane liquide (dont le coût de construction s’élève à un milliard d’euros par terminal), s’ils se sont multipliés ces dernières années, sont actuellement déjà saturés. Celui de Zeebrugge est évidemment un atout pour la Belgique. Le transporteur gazier Fluxys y commercialise neuf milliards de m3, soit l’équivalent de la moitié de la consommation totale belge. Il est prévu d’agrandir encore le terminal et d’y construire de nouveaux quais de chargement d’ici à 2024. Dans deux ans, donc. Une éternité face à la crise énergétique.
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