Zambie : l’énergie solaire en réponse à la crise énergétique

BOSTWANA, PROGRAMME NATIONAL D'ELECTRIFICATION RURALEFrappée par une nouvelle panne d’électricité d’ampleur nationale fin décembre dernier, la Zambie fait face depuis plusieurs mois à une crise énergétique sans précédent en raison du faible niveau des eaux qui affecte sa production hydroélectrique. Une situation insoutenable sur le long terme qui entrave le bon développement économique et social de ce pays d’Afrique australe et lui impose une réorientation de son mix électrique vers des sources d’énergie plus abondantes.


 

Un nouveau black-out national

Le 22 décembre dernier, l’ensemble du pays, à l’exception des deux provinces du Sud et de l’Ouest, a été plongé dans le noir. Ce délestage a perturbé l’ensemble des services du pays, notamment les réseaux de télécommunication, et fortement handicapé la production industrielle nationale.

Dans un communiqué, la compagnie d’électricité nationale Zesco a indiqué que les pannes étaient survenues “dans les deux principales centrales électriques, à savoir celles de Kafue Gorge et de Kariba North Bank, à l’interconnexion avec le Zimbabwe“.

La Zambie dépend à 95% de ses barrages hydrauliques pour son approvisionnement en électricité, et connaît actuellement une sévère crise énergétique en raison d’une faible pluviométrie et de la diminution des réserves d’eau. Il s’agit ici du second délestage d’une telle ampleur en moins d’un mois. Le 11 décembre dernier, la même situation s’était déjà produite à cause d’une panne technique et la fourniture d’électricité n’avait été rétablie que le lendemain.

Un déficit énergétique dangereux pour l’économie

Ces pannes à répétition pèsent logiquement sur le moral des populations et l’activité économique des entreprises zambiennes. Le secteur minier, par exemple, qui absorbe à lui seul 50% de la consommation énergétique nationale, est aujourd’hui en grande difficulté suite à l’obligation de réduction de sa consommation de 30% afin d’éviter l’arrêt total de ses activités.

La First Quantum Minerals Ltd, premier investisseur étranger dans le secteur minier, a même annoncé au gouvernement le licenciement prochain d’environ 1090 employés si son approvisionnement énergétique n’était pas rétabli rapidement. 360 de ces postes pourraient être supprimés dans la mine de cuivre de Sentinelle, située à Kalumbila. Un site qui peut produire jusqu’à 300.000 tonnes de métal par an, mais qui ne fonctionne qu’à la moitié de ses capacités de production en raison d’un manque d’énergie évalué à 80 MW.

L’énergie manquante aurait dû être acheminée grâce à une ligne de transmission qui n’a toujours pas été mise en service. “Nous demandons au gouvernement de vite mettre en service la ligne qui acheminera l’énergie de Lusaka jusqu’à Kalumbila. Nous pouvons encore éviter les pertes d’emplois qui ont été annoncées“, a déclaré Joseph Chewe, secrétaire général de l’Union des mineurs de la Zambie.

L’énergie solaire au secours d’une hydroélectricité défaillante

Le gouvernement zambien prévoit toutefois de remédier à cette situation de pénurie dès 2016 via la mise en service au premier trimestre de la centrale thermique de Maamba, et la concrétisation d’un programme de développement de l’énergie photovoltaïque ambitieux. Le président zambien Edgar Lungu envisage en effet de mettre en place, au cours de cette année, plus de 1,5 GW d’énergie solaire afin de réduire sa dépendance à l’énergie hydroélectrique, dont 600 MW dans les plus brefs délais.

Un premier appel d’offres portant sur le développement de deux centrales photovoltaïques de 50 mégawatts à Lusaka, avait été lancé au mois d’octobre dernier. Onze compagnies ont déjà été préqualifiées dans ce cadre selon un communiqué publié le mardi 29 décembre dernier par le groupe Industrial Development Corporation Zambia Limited (IDC), une société d’investissement détenue en propriété exclusive par le gouvernement.

Parmi les compagnies qualifiées figurent la société chinoise Shanghai Electric Power/Avic, le groupe français EDF Energie Nouvelle, le norvégien Scatec Solar, Access Eren Zambia 1, le consortium sud-africain Mulilo Zambia PV1, et le groupe italien Enel Green Power.

En savoir plus

→ 11 compagnies candidates pour le premier projet d’énergie solaire de Zambie (French.people.cn)

→ Zambie : le délestage quasi national du mardi dernier a été causé par une sous-station (Agence ECOFIN)

→ Zambie : la crise énergétique menace plus d’un millier d’emplois dans le secteur minier (Agence ECOFIN)

Fin de la grève des mineurs de charbon en Inde

CENTRALE THERMIQUE DE BLENOD - @EDF - JAMOT BERTRANDEntre le 6 et le 8 janvier 2015 les mineurs indiens ont mené une grève pour s’opposer à la privatisation de Coal India Limited, entreprise publique qui exploite les mines du pays, et plus largement à la libéralisation du secteur de l’extraction et de la vente de charbon en Inde. Craignant des coupures d’électricité dans les prochains jours, le gouvernement de Narendra Modi a reculé, offrant des garanties aux syndicats de mineurs. L’Inde est un pays très dépendant du charbon : les centrales thermiques au charbon fournissent en effet 60% de l’électricité. Toutefois, confronté à une hausse très rapide de sa demande d’électricité, le pays est engagé dans une série de réformes de son secteur énergétique.


 

Une grève qui s’opposait à l’ouverture du marché du charbon

Une grève dans les mines de charbon a débuté en Inde le 06 janvier 2015 et s’est achevée le 8 janvier 2015. Le gouvernement indien a reculé sur son projet de libéralisation du secteur et de privatisation de l’entreprise publique qui extrait le charbon, Coal India Limited.

La production de charbon de l’Inde est assurée à 80% par Coal India Limited, nationalisée en 1972 et qui emploie 360.000 personnes dans tout le pays. Depuis plusieurs années la demande de charbon liée à la croissance économique du pays est telle que l’entreprise est sous pression pour augmenter sa production.

C’est pourquoi le Premier Ministre indien Narendra Modi souhaitait ouvrir le marché de l’exploitation et de la vente du charbon à des entreprises privées. En octobre, le gouvernement a pris une ordonnance prévoyant la mise aux enchères de mines pour des groupes utilisant le charbon pour leur activité propre. En décembre, un texte de loi allant dans le sens d’une plus large ouverture à la concurrence a été voté par la Chambre basse du Parlement (il n’est donc pas encore entré en vigueur).

Parallèlement à cette libéralisation de l’exploitation du charbon, les syndicats de mineurs de Coal India craignaient que des parts de l’entreprise publique soient cédées au secteur privé dans le cadre d’un plan de privatisation engagé pour réduire le déficit budgétaire du pays. Les mineurs redoutaient que cette privatisation entraîne des licenciements et une dégradation de leurs conditions de travail. Cette grève menaçait d’être la plus importante réalisée en Inde depuis une quarantaine d’années.

Les syndicats ont accepté de mettre fin à la grève après que le Ministre du Charbon et de l’Energie ait assuré que l’entreprise ne serait pas privatisée et que les intérêts des travailleurs seraient protégés.

La dépendance de l’Inde vis-à-vis du charbon

Ce sont plus de la moitié des mines indiennes qui ont été arrêtées du fait de cette grève, faisant courir un risque de pénurie pour la centaine de centrales thermiques que compte le pays. Pour rappel, plus de 60% de l’électricité de l’Inde est encore produite à partir du charbon.

Cette dépendance vis-à-vis du charbon faisait courir au pays le risque de coupures d’électricité dès la fin de la semaine si la grève n’avait pas pris fin. En effet, les réserves des centrales thermiques leur permettent de fonctionner uniquement entre 4 et 9 jours, selon leurs stocks. L’Inde constitue le premier extracteur mondial de cette ressource et dispose de la cinquième plus grande réserve : toutefois sa consommation de charbon est telle que le pays se trouve dans l’obligation d’importer.

Ces coupures auraient porté préjudice à la population indienne, de plus en plus consommatrice d’électricité du fait de son développement, mais aussi à l’industrie, vitale pour l’ensemble de la troisième économie d’Asie.

L’Inde confrontée à un défi énergétique

Pour répondre à sa demande croissante en énergie, l’Inde et le gouvernement de Narendra Modi sont engagé dans une vaste politique de hausse de la capacité de production d’électricité. Cette politique passe par la hausse de la production de charbon mais aussi par le recours à d’autres sources d’énergie.

Cette politique s’appuie d’abord sur le nucléaire : le plus puissant réacteur du pays, d’une capacité de 1.000 MW, vient d’être mis en service commercial dans le Sud du pays, un second devant être lui aussi être mis en exploitation durant l’année 2015. Par ailleurs, fin 2014, l’Inde a conclu un accord avec la Russie concernant la construction de 12 nouveaux réacteurs d’ici à 2035.

L’Inde mise également sur les énergies renouvelables pour subvenir à ses besoins : le gouvernement de Narendra Modi a annoncé en ce début d’année 2015 vouloir atteindre une capacité de production de 100 GW solaires d’ici à 2022.

En savoir plus

→ Thousands of Indian Coal Workers End Strike (ABC News, en anglais)

→ Inde: les mineurs mettent fin à leur grève (Le Point)

→ En Inde, la production de charbon paralysée par une grève (Le Monde)

Un rapport de Capgemini alerte sur de potentielles pénuries d’électricité en Europe

VUES AERIENNES DE LA CENTRALE THERMIQUE CCG MARTIGUESSelon Capgemini, les mesures adoptées par l’Union européenne pour garantir sa sécurité énergétique sont insuffisantes. Dans sa 16e édition de l’Observatoire annuel des marchés de l’énergie européen, Capgemini pointe des déséquilibres sur les marchés électriques et gaziers qui pourraient conduire à des pénuries d’électricité dès l’hiver prochain.


 

L’Europe va-t-elle manquer d’électricité ?

L’Observatoire annuel des marchés de l’énergie de Capgemini alerte sur de potentielles pénuries d’électricité en France, ainsi que dans d’autres pays d’Europe. Selon des chiffres de RTE, les surplus de production d’électricité se rétrécissent progressivement depuis quelques temps déjà, et un déficit de capacités de production de 900 MW pourrait survenir dès l’hiver 2015-2016. Il pourrait se creuser à 2.000 MW, l’équivalent de deux réacteurs nucléaires, à l’hiver 2016-2017.

Des prix trop bas sur les marchés de gros de l’électricité n’ont pas incité les opérateurs à lancer les investissements nécessaires en terme d’infrastructures de production. En janvier dernier déjà, les équipementiers des énergéticiens européens, Alstom et ABB, annonçaient des pertes à cause de carnets de commande vides. L’Agence Internationale de l’Energie estime qu’environ 2.000 milliards d’euros devraient être investis d’ici 2035 pour assurer l’équilibre énergétique de l’Europe.

Des prix très bas, voire négatifs, sur les marchés de gros ont même conduit à de nombreuses fermetures de centrales. La raison de ces prix bas est à trouver dans le développement rapide des énergies renouvelables, qui est venu déstabiliser les filières traditionnelles.

La situation est paradoxale. Le développement des énergies solaire et éolienne a entraîné des surcapacités globales de production. Ces surcapacités font chuter les prix de gros, entraînant la non-rentabilité de centrales thermiques et leur mise sous cocon ou leur fermeture. Mais le solaire et l’éolien étant intermittent, la production d’électricité varie fortement et baisse en hiver, alors même que la demande augmente. Les centrales thermiques, déjà fermées, ne peuvent plus compenser l’écart entre la production et la consommation.

Concurrence déloyale du solaire et de l’éolien sur les centrales thermiques

En Juin 2013, le prix du MWh avait chuté à -40 euros. La production solaire et éolienne, bénéficiant d’une priorité d’injection sur le réseau, n’est pas impactée par cette baisse. Au contraire, grâce au tarif de rachat bonifié, fonctionnant comme une subvention, les producteurs d’énergie renouvelable intermittente ont été encouragés à produire toujours plus.

De l’autre côté, les centrales à gaz, déjà mises sous tension en raison de la concurrence du charbon bon-marché, ont été entraînées dans une situation où elles devaient payer pour livrer leur propre production. Le mécanisme de prix négatif est une incitation de marché à l’arrêt de la production. De nombreuses centrales à gaz ont donc mis la clé sous la porte.

Le Commissariat général à la stratégie et à la prospective déclarait en Janvier 2014 :« L’Europe de l’énergie est aujourd’hui en crise. » Aujourd’hui, Capgemini fait le bilan : « 20 gigawatts (GW) de capacités thermiques et gaz ont été fermées en 2013, et on s’attend à la suppression de 50 GW de capacités gaz d’ici 2016 et 70 GW de capacités charbon d’ici 2020/2023 », a affirmé Mme Lewiner, consultante internationale Energie de Capgemini interviewée par Le Figaro.

Pour le consommateur, l’effet est inverse. Les prix pour les particuliers sont tirés à la hausse lors des pics de consommation. Capgemini, prenant l’exemple de l’Allemagne, qui a beaucoup subventionné les énergies renouvelables, montre une augmentation des prix de 57% entre 2006 et 2013. Les consommateurs allemands payent leur électricité presque deux fois plus cher qu’en France à l’heure actuelle.

Changement de cap à Bruxelles et redressement du marché

Depuis, l’Allemagne a réagi et « les subventions en faveur des énergies vertes sont désormais liées aux prix de marché, commente Colette Lewiner. Ce nouveau mécanisme va inciter les installations renouvelables à produire quand le besoin s’en fait sentir. »

Selon Perry Stoneman, un autre expert de Capgemini, « les leçons de l’expérience allemande doivent être prises en considération par les autres membres de l’Union européenne dans le développement de leurs nouvelles lois en matière d’énergie. Il est nécessaire de définir un rythme raisonnable de développement des énergies renouvelables pour limiter les augmentations rapides de prix au détail de l’électricité et préserver la compétitivité des entreprises. »

Les nouveaux objectifs adoptés par Bruxelles semblent aller dans ce sens. Les cibles de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40%, de 27% d’énergies renouvelables et de 27% d’économies d’énergie ont été modulées en fonction de chaque Etat membre.

L’Union européenne pense également développer un marché de capacité pour améliorer la sécurité d’approvisionnement. « Il s’agit de mécanismes destinés à rétribuer les installations de production, y compris quand elles ne fonctionnent pas, de manière à ce qu’elles soient pleinement opérationnelles quand les circonstances, pendant l’hiver notamment, l’exigent » explique Colette Lewiner.

La situation ne semble donc pas désespérée. Selon l’Observatoire, les énergéticiens relèvent déjà la tête : « on relève davantage d’éléments encourageants que l’année dernière: la valorisation de la plupart de ces grandes entreprises s’est améliorée, leur bilan a été assaini et elles vont dans le sens d’une plus grande stabilité comptable et financière », a expliqué Colette Lewiner.

Des incertitudes planent toujours sur le marché du gaz

Concernant le marché du gaz, Capgemini s’inquiète de l’instabilité à l’Est. 30% du gaz consommé par l’Union européenne provient de Russie et la crise ukrainienne accroît la probabilité d’une coupure de gaz, arme diplomatique que la Russie a déjà utilisé de nombreuses fois par le passé.

Contredisant ces affirmations, Bruxelles affirmait un peu plus tôt ce mois-ci que le conflit russo-ukrainien n’aurait que peu d’impact sur le marché du gaz européen. Capgemini recommande tout de même de diversifier les sources d’approvisionnement en gaz. Pour cela, les experts envisagent une augmentation des importations en gaz naturel liquéfié, la construction de nouvelles capacités de stockage et l’exploitation le gaz de schiste.

En savoir plus

→ Bientôt une pénurie d’énergie en France ? (francetvinfo.fr)

→ Les géants de l’énergie toujours sous pression (Le Figaro)

→ The European Energy Markets Observatory: 16th Edition (Capgemini)

RTE alerte sur une pénurie possible d’électricité dès 2015

réseau_haute_tension_photo_Emmanuel_FradinRTE (Réseau de transport électrique), filiale du groupe EDF chargée de la gestion des lignes et de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité en temps réel, a publié le mercredi 10 septembre 2014 son bilan prévisionnel à l’horizon 2019. Et si la situation n’est pas encore alarmante, la France pourrait bel et bien se retrouver en situation de pénurie d’électricité dès l’hiver 2015. Une situation inédite liée à la suppression de nombreuses capacités de production d’électricité et qui rappelle les progrès restant à accomplir dans le sens d’une meilleure efficacité énergétique et d’un développement de nouveaux moyens de production. En attendant, RTE tient donc son rôle de “lanceur d’alerte” tout en précisant les solutions mobilisables à court ou moyen terme pour pallier ce risque d’insécurité électrique.


 

 

Froid hivernal et vulnérabilité du système électrique

Nous avons un rôle de lanceur d’alerte, c’est ce que je fais aujourd’hui et il nous reste deux ans pour réagir“, a déclaré le président de RTE, Dominique Maillard, ce mercredi 10 septembre à la suite de la publication de l’étude annuelle sur l’équilibre offre-demande électrique. Une étude prévisionnelle de la consommation électrique basée sur des hivers hypothétiques “rigoureux mais pas exceptionnels” et qui prédit des déficits importants de capacité électrique pour la France.

Selon RTE, et malgré l’excédent de capacité de 2.900 MW dont dispose la France pour cet hiver, la situation pourrait donc très rapidement se dégrader et conduire à des périodes ponctuelles de pénurie d’électricité. De 900 MW durant l’hiver 2014-2015, ce déficit augmenterait à plus de 2.000 MW pour 2016-2017 avant de revenir à 800 MW en 2017-2018. Un déficit évalué dans des conditions hivernales de pic de consommation journalier (19h) où le besoin en électricité augmente en corrélation avec la baisse des températures extérieures.

RTE souligne qu’en période de froid, une diminution de la température extérieure de 1°C peut nécessiter jusqu’à 2.400 MW de puissance supplémentaire, soit l’équivalent de plus de deux réacteurs nucléaires.

Baisse des capacité de production et mise sous cocon des cycles combinés gaz

Cause principale de ce déficit pour RTE, une baisse significative des capacités de production dès 2015 créant un déséquilibre conséquent entre l’offre et la demande d’électricité. Une baisse qui s’explique notamment par une perte de capacité de 6 GW du parc de production thermique, avec la fermeture de certaines centrales au fioul ou au charbon inadaptées aux nouvelles normes environnementales européennes et dont le remplacement n’a pas toujours été envisagé.

L’arrêt programmé des deux réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim coûterait quant à lui 1.600 MW supplémentaires d’ici la fin de l’année 2016. Une puissance perdue et qui ne serait compensée qu’en partie par l’ouverture du réacteur EPR de Flamanville mis en service en 2016, mais qui n’atteindra sa pleine capacité qu’au cours de l’année 2017.

Ajoutée à cela, la mise sous cocon récente de trois cycles combinés au gaz (CCG) jugés actuellement non rentables par leurs exploitants au regard du contexte économique. En effet, la rentabilité des centrales gaz s’est effondrée depuis plusieurs années en raison des tarifs extrêmement compétitifs des centrales charbon, dopées par des importations de matières premières bon marché, mais aussi de l’énergie d’origine renouvelable subventionnée qui fait chuter les prix sur le marché de gros de l’électricité. Résultat, la France perdrait entre 2016 et 2019, 1.700 MW supplémentaires incluant les trois CCG mis sous cocon et le report d’autres projets.

Si la RTE comptabilise la croissance estimée des capacités de production éolienne et solaire d’ici 2020, soit au total près de 1.500 MW de plus, cela restera insuffisant pour compenser les pertes évoquées. Une situation de pénurie qui ne devrait toutefois pas entraîner plus de quelques délestages anticipés, au regard des interconnexions du réseau français avec les autres réseaux européens.

Des solutions mobilisables pour préserver la sécurité électrique

RTE se veut toutefois rassurant et rappelle que plusieurs ressources sont aujourd’hui mobilisables afin de garantir la sécurité électrique de l’hexagone. Une première mesure qui nécessiterait une certaine anticipation consisterait tout d’abord à remettre aux normes une partie des unités au fioul pour un coût acceptable. Cela permettrait de récupérer 3.800 MW de puissance installée.

D’autre part, le président de RTE a clairement exprimé sa position pour une ré-exploitation possible des cycles combinés gaz actuellement sous cocon, dans le cadre de la mise en place de marchés de capacité.

Enfin, des nouvelles capacités d’effacement pourraient être obtenues via des dispositifs réglementaires de primes. Il s’agirait ici d’inciter les gros consommateurs d’électricité comme les industriels par exemple à diminuer leur consommation en échange de rémunération. Rappelons dans ce cadre que la loi Nome prévoit que tout fournisseur d’électricité soit en mesure d’assurer la sécurité d’alimentation de ses clients et dispose, pour cela, de capacités de production ou d’effacement mobilisables en cas de pic de consommation. Les règles encadrant le mécanisme de capacité ont récemment été arrêtées par le gouvernement et devraient être intégrées au projet de loi sur la transition énergétique.

En savoir plus 

→ Electricité : RTE présente ses scénarios de production et de consommation (Actu-Environnement)

Nucléaire : l’Australie va vendre de l’uranium à l’Inde

énergie nucléaire decarbonée - ©EDF - COLIN MatthieuDepuis plusieurs décennies, l’Inde fait face à un boom démographique et industriel sans précédent. Par conséquent, la demande d’électricité ne cesse de croître, et le pays est souvent confronté à des coupures de courant généralisées. La faute à une dépendance structurelle aux énergies fossiles et polluantes (comme le charbon), qui représentent plus de 80% du mix électrique indien. Face à ce constat, les autorités indiennes souhaitent emprunter la voie d’une énergie décarbonée, en développant les énergies renouvelables et, surtout, l’énergie nucléaire.


 

Les objectifs ambitieux de l’Inde en matière de production d’énergie nucléaire

Aujourd’hui, l’Inde compte vingt réacteurs nucléaires répartis sur six centrales. Cela représente une capacité totale de 4.780 MW, ou un taux relativement faible de 3% du mix électrique indien.

Le gouvernement indien doit aujourd’hui résoudre un double défi. D’une part, réduire les émissions de gaz à effet de serre, le pays étant l’un des plus pollueurs au monde. D’autre part, accroître sa production d’électricité, une source d’énergie à laquelle plus d’un quart des habitants du pays – soit environ 300 millions d’individus – n’ont pas accès.

Depuis quelques années déjà, l’Inde s’est donc lancée dans un ambitieux programme visant à développer sa capacité de production d’énergie nucléaire. L’objectif ? Multiplier cette production par 13 d’ici une quinzaine d’années, c’est-à-dire porter la capacité installée à 63.000 MW grâce à l’ajout de 30 nouveaux réacteurs.

Au total, l’investissement serait estimé à 85 milliards de dollars, un coût nécessaire pour faire passer la part du nucléaire de 3% à 25% du mix électrique indien d’ici 2050. Seul problème : l’approvisionnement durable en combustible pour alimenter les futures centrales nucléaires – l’Inde ne disposant pas de ressources suffisantes en uranium…

Vente d’uranium à l’Inde : un important accord commercial signé avec l’Australie

C’est dans cette optique que le Premier ministre indien, Narendra Modi, a conclu vendredi 5 septembre un accord avec son homologue australien, Tony Abbott, après plusieurs mois de négociations. Celui-ci permettra à l’Australie, qui détient environ 40% des réserves mondiales d’uranium, de vendre du combustible à l’Inde d’ici deux ans.

Pendant longtemps, l’Australie refusait de vendre de l’uranium à l’Inde, jugeant problématique le fait que cette dernière n’ait pas signé le Traité de non-prolifération sur les armes nucléaires et craignant que l’Inde n’enrichisse de l’uranium à des fins militaires – pour tenir tête au voisin pakistanais ou faire contrepoids au géant chinois.

Mais cette interdiction a été levée en 2012. Et, à l’occasion de sa visite en Inde, le Premier ministre australien Tony Abbott confiait que l’Inde, qui “présente un ambitieux programme nucléaire”, détient “un bilan impeccable en matière de non-prolifération”. L’Inde, qui certes n’a pas signé le Traité de non-prolifération, siège en effet au sein d’importantes organisations multilatérales – telle que l’Agence internationale de l’énergie atomique.

Les autorités indiennes se sont par ailleurs engagées à rendre compte de l’utilisation – strictement civile – de l’uranium fourni par l’Australie. Celui-ci, dont le prix demeure peu élevé (32 dollars la livre environ) alimentera les centrales nucléaires indiennes à long terme et au meilleur coût.

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Nucléaire civil : l’Inde et l’Australie trouvent un accord de vente d’uranium

Belgique : Elia confirme le risque de pénurie d’électricité pour cet hiver

centrale nucléaire de Belleville - © EDF - MERAT PIERREL’arrêt de trois des sept centrales nucléaires que compte la Belgique représente une situation inédite. Nos voisins, en effet, produisent la majorité de leur électricité grâce à l’énergie nucléaire (51% du mix électrique). Le pays, qui ne dispose désormais que de 3 GW sur ses 5,7 GW de capacités nucléaires, risque ainsi de subir de fortes pertes en matière de production d’électricité dans les mois à venir, alors que l’hiver approche. Un risque confirmé par le gestionnaire du réseau d’électricité belge, Elia. Les premières mesures visant à éviter le black-out généralisé sont d’ores et déjà mises en place.


 

Elia confirme mais relativise la portée d’un éventuel black-out hivernal

Le gestionnaire du réseau d’électricité belge, Elia, a reconnu cette semaine qu’il existait bien un risque de pénurie d’électricité pour l’hiver à venir. Un incident qualifié d’ “imprévu”, causé par la non disponibilité de trois des sept réacteurs nucléaires belges (Doel 3, Tihange 2 et Doel 4).

Au total, d’après un rapport remis par Elia à la secrétaire d’Etat à l’Energie, il pourrait y avoir entre 49 et 116 heures de pénurie cet hiver, c’est-à-dire entre le 1er novembre 2014 et le 31 mars 2015 et ce, en prenant en compte la réserve stratégique de 850 MW dont dispose la Belgique (centrales au gaz, notamment).

Si le réacteur de Doel 4 sera bel et bien indisponible jusqu’au 31 décembre, comme l’a affirmé l’exploitant Electrabel, faisant craindre et anticiper un problème d’approvisionnement en électricité lors des périodes froides ou peu venteuses – qui empêcheraient l’apport de l’éolien ou du photovoltaïque -, les autorités ont tenu à se montrer rassurantes.

Ainsi, la secrétaire d’Etat à l’Energie, Catherine Fonck, a indiqué que “statistiquement, les mois les plus difficiles sont ceux de janvier et février. Pour cette période, si Doel 4 redémarre, on se retrouve avec un risque moyen de pénurie de 5 heures, et non plus de 49 heures. Et en cas d’hiver exceptionnel, on est à 29 heures de pénurie au lieu de 116 heures”.

Plusieurs leviers pour lutter contre le risque de black-out

Pour sa part, Elia a reconnu que “la situation est structurellement plus mauvaise qu’en 2013″ tout en estimant qu’il “est encore temps de prendre des mesures”. Nombreux sont les leviers d’action dont dispose le gestionnaire du réseau.

Premier levier : la maîtrise de la consommation. Elia a demandé aux administrations et aux citoyens de diminuer leur consommation – en évitant de recourir aux systèmes de climatisation, par exemple – afin d’effectuer des économies d’énergie. Dès le mois de novembre, le gestionnaire informera quotidiennement les citoyens sur l’état du réseau d’électricité via internet. Une démarche similaire a d’ores et déjà été entreprise par le fournisseur d’énergie Lamparis : il s’agit d’une alerte gratuite par SMS qui invite les citoyens à réduire leur consommation aux heures les plus critiques (en semaine, entre 17 et 20h).

Deuxième levier : le tarif de déséquilibre. “Il s’agit d’un mécanisme très incitant et dont le coût final est nul, indique le PDG d’Elia, Jacques Vandermeiren. Celui qui rencontre une pénurie paie à celui qui est en excédent”. Grâce à ce mécanisme, les fournisseurs d’électricité se verront obligés de payer 4.500 euros “pour chaque MWh consommé par leur clientèle qui n’aurait pas été produit, importé ou évité au sein de leur portefeuille. Inversement, les acteurs avec un portefeuille excédentaire recevront le même montant de 4.500 euros/MWh”.

Si ces mesures ne s’avèrent pas efficientes, il faudrait alors procéder, en dernier recours, à un plan de délestage sélectif. Les grandes villes, Bruxelles en tête, seraient épargnées, tandis que des usagers situés dans des zones rurales et moins densément peuplées seraient amenées à être privés d’électricité pendant un court laps de temps.

En savoir plus

→ Entre 49 et 116 heures de pénurie d’électricité cet hiver (L’Echo)

→ Le dispositif mis en place par Lampiris

→ FAQ sur le site d’Elia