Énergie : huit défis majeurs pour l’électricité (et comment les résoudre)

Mobilité, chauffage, industrie… La décennie à venir sera décisive pour migrer vers un système énergétique plus durable, largement basé sur l’électricité. Voici huit grands défis techniques, économiques ou sociologiques.

Nous sommes à l’été 2035. Branchée sous le car-port, la petite voiture électrique à 12 000 euros stocke un maximum d’électricité produite, notamment, par les panneaux solaires de la maison. Comme ses propriétaires le constatent sur leur application mobile, le kilowattheure sera particulièrement bon marché dans les prochains quarts d’heure: la production photovoltaïque dans le pays est momentanément abondante et la demande, assez faible. Ils ont tout intérêt à démarrer à distance la machine à laver et le chargement de leurs appareils connectés, tandis que la pompe à chaleur en emmagasine pour le lendemain matin. En fin de journée, si la demande en électricité dépasse l’offre, la batterie de la voiture réinjectera une partie de sa capacité dans le réseau durant quelques heures, puis se rechargera complètement pendant la nuit.

« Il n’est pas impossible de garder la même demande et de diminuer de plus de 90% nos émissions de CO2, mais il faut voir ce que cela implique. »

Si un tel scénario est plausible, il est aussi idéalisé. Il ne dit rien du prix de l’électricité à l’avenir. Il requiert des investissements gigantesques dans le réseau dit «intelligent», inévitablement facturés au consommateur final. Il ne tient pas compte d’aléas météorologiques susceptibles d’affecter une part importante du productible renouvelable. Il suppose une rénovation en profondeur des bâtiments, une démocratisation du prix d’achat des véhicules électriques ou encore un déploiement massif d’énergies renouvelables sur terre comme en mer, en Belgique et dans les pays voisins. «Sur le plan strictement technique, il n’y a pas de freins à l’électrification, commente Hervé Jeanmart, professeur à l’Ecole polytechnique de l’UCLouvain. Créer un tel système énergétique est possible, les électriciens s’occuperont du réseau et on vous fabriquera les machines qui l’utiliseront. En revanche, cela nécessiterait des changements majeurs.»

«Nos simulations montrent qu’il n’est pas impossible de garder la même demande et de diminuer de plus de 90% nos émissions de CO2, mais il faut voir ce que cela implique, confirme Francesco Contino, également professeur à l’UCLouvain. Deux tiers de notre énergie continueront à provenir de l’extérieur du pays et il faudra investir plusieurs centaines de milliards d’euros dans les équipements et l’infrastructure. Tout cela pour aboutir à un scénario qui n’est certainement pas le plus solide.» Même en parvenant à réduire significativement la consommation, l’électrification sera donc, quoi qu’il arrive, complexe, comme le prouvent ces huit grands défis, en filigrane desquels le coût reste omniprésent.

1. L’inertie des rénovations

L’efficacité énergétique constitue unanimement le pilier le plus urgent de la transition énergétique. Installer une pompe à chaleur dans une passoire énergétique serait un coûteux non-sens. Avant d’interdire l’un ou l’autre combustible de chauffage, la priorité est de rénover une grande partie du bâti, martèlent tous les experts. En Wallonie comme en région bruxelloise, il est question de tripler, au minimum, la cadence des rénovations. «Mais je suis très préoccupé par la capacité des particuliers et de certaines entreprises à investir en ce sens», s’inquiète Damien Ernst, professeur à l’ULiège. Au-delà de la question financière et des conséquences sur l’accès à un logement abordable, une telle transition implique d’énormes besoins de main-d’œuvre, alors que le secteur de la construction fait déjà face à une pénurie structurelle. «On peut, certes, décider d’interdire toutes les chaudières, ajoute Hervé Jeanmart. Mais est-on capable d’entreprendre des rénovations aussi lourdes que celles envisagées, à une échelle aussi large et dans des temps aussi courts? La réponse est non.»

« On peut interdire toutes les chaudières. Mais est-on capable d’entreprendre des rénovations aussi lourdes, à une échelle aussi large et dans des temps aussi courts? La réponse est non. »

«Rien qu’en Wallonie, il nous faudrait vingt mille travailleurs en plus si l’on veut pouvoir absorber les chantiers de rénovation à venir, indiquait récemment au Vif Francis Carnoy, directeur général de la Confédération construction wallonne. Or, à l’heure actuelle, sept mille offres d’emploi ne trouvent déjà pas preneurs.» A cela s’ajoute la question de la production en suffisance des matériaux de construction, dont le prix a considérablement augmenté. Comme le soulignent plusieurs experts, le chantier des rénovations nécessite, en outre, un accompagnement bien plus poussé que le simple octroi de primes aux particuliers. «Dans le Brabant wallon, par exemple, les primes ne sont même pas toutes utilisées, poursuit Francesco Contino. Ce n’est donc pas toujours une question de budget. D’où l’importance de pousser les initiatives de coaching, afin d’aider les gens dans leurs démarches.»

2. Une capacité domestique à préserver

C’est établi de longue date: la Belgique ne pourra pas couvrir 100% de ses besoins en électricité grâce aux énergies renouvelables installables sur son seul territoire. «Environ la moitié de la demande directe d’électricité de la Belgique en 2050 devra être couverte par des sources d’énergie renouvelable non domestiques», estime Elia, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité à haute tension, dans sa récente étude Roadmap to Net Zero. Si les partenariats avec d’autres pays s’avèrent indispensables, il est important de maintenir des capacités de production pilotables en Belgique, estime la Fédération belge des entreprises électriques et gazières (Febeg). «La situation actuelle sur le parc de production français montre qu’il est souhaitable de garder un certain niveau d’indépendance énergétique, même avec des capacités d’interconnexions massives», précise son responsable de la communication, Stéphane Bocqué. Depuis mai dernier, plus d’un réacteur nucléaire français sur deux est en effet à l’arrêt, en raison de travaux de maintenance et de problèmes de corrosion. Certaines indisponibilités dureront plusieurs années.

A l’instar de la Creg, le régulateur du secteur énergétique, la Febeg estime que les projections d’Elia sous-estiment les capacités de production à prévoir dès 2026, dès que cinq des sept réacteurs nucléaires belges seront définitivement mis à l’arrêt. «Même en maintenant deux réacteurs, nous aurons au minimum besoin de trois centrales à gaz, assure Marc Van den Bosch, directeur général de la Febeg. Il y aura plus de flexibilité dans le système, mais le pic hivernal de consommation augmentera significativement si l’on utilise plus de véhicules électriques et de pompes à chaleur.»

Ce n’est toutefois pas l’option retenue par le gouvernement. En avril dernier, le comité ministériel restreint a renoncé à construire deux nouvelles centrales à gaz d’ici à 2026, en plus des deux unités déjà prévues dans le cadre du mécanisme de rémunération des capacités (CRM). L’urgence reste de mise: la ministre flamande de l’Energie, Zuhal Demir (N-VA), a refusé d’octroyer le permis sollicité par Engie pour son projet de centrale à gaz à Vilvorde. Si le dossier n’est pas encore définitivement enterré, ses difficultés ont d’ores et déjà conduit au repêchage du projet porté par Luminus à Seraing.

«Même avec deux réacteurs nucléaires et deux nouvelles centrales à gaz, je ne suis pas sûr que l’on disposera d’assez d’électricité en 2025 et en 2026, conclut Damien Ernst. Je ne vois plus beaucoup de pays voisins en surcapacité de production d’électricité. Il risque d’y avoir un jeu de compétition important entre les pays européens. Auquel cas l’électricité se paiera très cher.»

3. Les indispensables interconnexions

Car la Belgique devra inévitablement compter sur ses voisins. D’après Elia, le pays est déjà capable d’importer plus de 60% de son pic de consommation, soit le ratio le plus élevé parmi les pays d’Europe centrale et de l’Ouest. A l’avenir, il faudra importer encore plus d’électricité. Le pays peut notamment compter sur le Nemo Link (un gigawatt), la première interconnexion le reliant au Royaume-Uni. Opérationnelle depuis 2019, elle permet d’échanger les surplus de production d’électricité renouvelable. L’année dernière, la Belgique a, en outre, signé un protocole d’accord avec le Danemark afin de concrétiser, d’ici à 2030, la création d’une ligne sous-marine baptisée Triton Link. Longue de 600 kilomètres, elle reliera leurs îles énergétiques respectives, pour une capacité estimée de deux gigawatts. En février dernier, c’est avec la Norvège que le Premier ministre, Alexander De Croo (Open VLD), a signé un accord de coopération énergétique, ouvrant la voie à une troisième interconnexion majeure.

«Depuis le package européen Fit for 55 et la guerre en Ukraine, on constate une accélération, y compris à l’échelon politique, des démarches pour établir de tels accords, commente Rafael Feito, responsable des études de scénarios, de marché et d’adéquation du réseau chez Elia. A l’échelle européenne, toutes les études démontrent qu’un réseau de transport fort permet d’intégrer plus de renouvelable et de diminuer la capacité de back-up nécessaire. S’il n’y a pas de vent en mer du Nord, il peut y en avoir dans la Baltique ou en Méditerranée.»

Les investissements dans les interconnexions évoquées se chiffrent en milliards d’euros, mais sont censés faire baisser le prix de l’électricité produite en mer du Nord. Fixés par la Creg et revus tous les quatre ans, les coûts du transport seront stables jusqu’en 2023. «Pour la période tarifaire 2024-2027, il est encore trop tôt et trop hasardeux d’établir l’évolution de ces coûts, ajoute Elia. Rappelons que les coûts de transport d’électricité représentent à peu près 5% de la facture. Leur impact global est donc à relativiser.» Pour le consommateur, aucun pourcentage ne sera toutefois anecdotique si le coût des autres éléments de la facture (prix de l’électricité, réseau de distribution, taxes diverses…) augmente également à l’avenir, comme l’anticipent la plupart des experts contactés.

Même avec deux réacteurs nucléaires et deux nouvelles centrales à gaz, je ne suis pas sûr que l’on disposera d’assez d’électricité en 2025 et en 2026.

4. Le renouvelable face au syndrome Nimby

L’éolien terrestre reste entravé par les recours, ce qui freine considérablement la construction de nouveaux parcs et ce que l’on appelle le «repowering», à savoir le remplacement des mâts les plus anciens par des modèles plus performants et plus hauts. Le développement de l’éolien offshore est, lui aussi, mis à mal par le syndrome Nimby (l’acronyme anglophone de «pas dans mon jardin»), mais pour une autre raison: afin d’éviter de coûteux goulots d’étranglement sur le réseau, la Belgique devra renforcer des lignes existantes et en créer de nouvelles. Deux projets en particulier cristallisent les tensions: celui de Ventilus, sur 82 kilomètres entre Zeebruges et Avelgem, et celui de la Boucle du Hainaut, qui doit relier Avelgem à Courcelles sur 85 kilomètres. Si les riverains exigent au minimum l’enfouissement des futures lignes, une telle option serait à la fois plus lente à mettre en œuvre et au moins cinq fois plus coûteuse.

«Le problème de l’acceptabilité n’est pas seulement belge, précise la Febeg. Il est identifié comme l’un des principaux obstacles à l’électrification à l’échelle européenne. Il est normal que les gens aient le droit de s’exprimer. Mais la durée des procédures bloque une quantité phénoménale de projets, alors que ceux-ci pourraient nous faire avancer rapidement dans le processus de décarbonisation.» Un avis que partage logiquement Elia: «Ventilus et la Boucle du Hainaut constituent des chaînons manquants. Vu la hausse de la production renouvelable et de notre consommation future d’électricité, il est urgent de développer les infrastructures nécessaires. Ne pas les réaliser maintenant ne ferait que reporter cette nécessité, avec des coûts sans doute plus importants. Récemment, les Pays-Bas ont rencontré des problèmes de saturation du réseau. C’est une situation que l’on pourrait également connaître si on n’adapte pas nos infrastructures.»

5. Manque de ressources minérales

Des éoliennes aux panneaux solaires en passant par les véhicules électriques, une question demeure: les mines mondiales parviendront-elles à produire suffisamment de ressources minérales afin d’assurer la fabrication de tout ce qui concourt à la transition énergétique? «Les énergies renouvelables nécessiteront une quantité colossale de métaux, relevait le professeur Eric Pirard (ULiège), lors d’un récent entretien au Vif. Il faudra de plus en plus d’énergie pour aller les chercher. Or, c’est encore plus clair aujourd’hui qu’il y a trois ans, ces métaux ne sont pas disponibles en quantité suffisante. On ne peut pas doubler leur production du jour au lendemain. Il n’y a pas de dématérialisation à l’horizon, et les énergies renouvelables ne sont certainement pas dématérialisées.»

Malgré la demande, il est illusoire d’imaginer l’Europe ouvrir de nouvelles mines. L’objectif visant à interdire la commercialisation de voitures et de vans à moteur thermique en 2035 semble de ce fait compromis, bien que les modèles vendus avant cette échéance sillonneront encore les routes pendant dix à quinze ans. «Il est évident que l’on n’aura pas tous une voiture électrique, annonce Francesco Contino. Ce n’est d’ailleurs pas l’objectif et j’espère qu’un jour, on se rendra compte que nous n’avons plus besoin d’une voiture. Penser que l’on pourra garder six millions de voitures en Belgique en version électrique, c’est une vaste blague.» De son côté, Damien Ernst pointe l’échec de la politique industrielle européenne. «On n’a pas de fabricant pour les panneaux solaires, très peu pour les batteries, les concepteurs d’éoliennes sont en train de perdre la bataille. Même pour le matériel électrique, on a vu le géant suédo-suisse ABB passer sous contrôle japonais.»

« Les énergies renouvelables nécessiteront une quantité colossale de métaux. Or, ceux-ci ne sont pas disponibles en quantité suffisante. »

6. Le coût et la recharge des voitures électriques

Deux autres contraintes s’ajoutent dès qu’il est question de la mobilité électrique. D’abord, le coût des véhicules. «On le voit, leur prix ne baisse pas, regrette Damien Ernst. Les constructeurs ne parviennent pas à créer une voiture électrique à moins de 15 000 euros dotée d’une autonomie d’au moins 400 kilomètres.» Second obstacle: la recharge du parc de véhicules. D’après Elia, l’électrification d’un million de véhicules ne conduirait qu’à une hausse de la consommation de trois térawattheures (TWh) par an. En revanche, d’après des projections réalisées par le cabinet Roland Berger, l’électrification de l’ensemble des voitures des particuliers, bus et véhicules commerciaux légers, générerait une consommation additionnelle de 22 TWh sur base annuelle. C’est loin d’être dérisoire dans un pays utilisant en moyenne 83 à 85 TWh d’électricité par an. Si un tel niveau d’électrification ne surviendra pas dans les deux prochaines décennies, ces chiffres n’intègrent pas l’industrie, dont les besoins seront encore plus élevés.

La fédération des gestionnaires de réseaux électricité et gaz, Synergrid, s’inquiète pour sa part de la pertinence d’investir dans les solutions de recharge à basse tension, vu l’essor potentiel des superchargeurs, plus rapides et dépendant de la moyenne tension. «On n’équipera pas toutes les maisons de bornes à charge rapide, commente Patrick Reyniers, secrétaire général de Synergrid. Mais on voit un acteur comme Fastned installer de telles bornes le long des autoroutes, ainsi que certaines grandes surfaces. Ma crainte, c’est que l’on commence à investir inutilement en basse tension pour les voitures électriques si demain, tout le monde utilise essentiellement les solutions de recharge en moyenne tension.»

7. La modernisation du réseau de distribution

A l’instar des lignes à haute tension, la modernisation du réseau de distribution sera d’ailleurs cruciale en vue d’intégrer la flexibilité inhérente aux énergies renouvelables. Le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) Ores, desservant 75% des communes wallonnes, a récemment revu à la hausse ses besoins d’investissements pour la période 2023-2038, passant de trois à quatre milliards d’euros. Problème: la Cwape, le régulateur wallon, veut, au contraire, réduire de 10% les investissements d’Ores de 2024 à 2028. «En Flandre, Fluvius (NDLR: le GRD actif dans les trois cents communes du nord du pays) prévoit d’investir plus de quatre milliards d’euros dans les prochaines années, relève Marc Van den Bosche. Je pense qu’il faudra au minimum investir la même chose en Wallonie et à Bruxelles.»

Un avis partagé par Damien Ernst, qui entrevoit un risque de black-out locaux d’ici trois ou quatre ans à défaut de réaliser les investissements nécessaires. «On le voit déjà aujourd’hui, de plus en plus d’onduleurs d’installations photovoltaïques se déconnectent dès que la tension dépasse 253 volts. C’est embêtant à court terme, d’autant que le nombre de plaintes augmente plus vite que celui des unités installées.» D’après Patrick Reyniers, les investissements ne se limitent pas à des changements de câble. «Pour les GRD, c’est presque un changement de métier. Auparavant, le réseau basse tension était particulièrement stable. Désormais, sa gestion nécessite des outils de monitoring nettement plus élaborés.»

A défaut d’investissements dans le réseau, un risque de black-out locaux est possible d’ici trois ou quatre ans.

8. Vers un tarif dynamique pour le consommateur

A terme, les progrès dans les réseaux dits «intelligents» devraient permettre au consommateur d’opter pour une tarification dynamique de l’électricité, dont le prix variera à la hausse ou à la baisse tous les quarts d’heure, en fonction de l’offre et de la demande globale. A l’heure actuelle, un ménage n’a, par exemple, pas d’intérêt financier à charger sa voiture ou ses équipements pendant les heures où l’électricité est abondante. C’est la thématique explorée par Elia dans son livre blanc relatif au design de marché centré sur le consommateur, publié en 2021. A l’avenir, un particulier pourrait revendre l’électricité produite par ses panneaux photovoltaïques quand il est en vacances, recevoir une facture de son propre fournisseur pour la recharge de son véhicule effectué chez un tiers ou encore choisir la source d’électricité de son choix.

Pour que la sauce prenne, ces tarifs dynamiques nécessitent de fournir des informations claires et transparentes aux consommateurs, souligne la Febeg. «Pour le client final, cela doit rester le plus simple possible, avec une perception de confort à peine altérée, conclut Stéphane Bocqué. Il est aussi important qu’il puisse avoir le choix: soit il admet le principe du pilotage, parce qu’il n’en ressentira pas d’effets délétères, soit il décide plus ou moins ponctuellement de passer outre, quand il souhaite, par exemple, charger intégralement sa voiture pour partir tôt le lendemain.»

D’après Francesco Contino, l’effet vertueux de ces réseaux intelligents sur le plan de la flexibilité dépendra surtout de l’électrification de la chaleur résidentielle. «Si on parvient en plus à stocker cette chaleur, ce qui est la direction à suivre, on peut alors agir fortement sur l’écrêtage de cette production. On pourrait générer de la chaleur à midi, en plein soleil, afin de la stocker pour la soirée et le lendemain matin. Ce sera certainement une mesure intéressante, qui nécessite néanmoins des investissements individuels.» Il faudra encore plusieurs années avant qu’un tel système entre dans les mœurs. A raison de changements de prix tous les quarts d’heure, ce n’est plus un, mais 35 000 relevés automatiques du compteur qui seraient nécessaires chaque année. Le traitement de données aussi nombreuses constituera un autre chantier majeur.