Si on veut fermer les centrales en 2025, il faut décider aujourd’hui comment les remplacer, prévient Elia

Il n’est pas trop tard, mais il est plus que temps : c’est le message que le gestionnaire du réseau de transport électrique belge a martelé ce mercredi matin, en présentant son étude sur la transition énergétique à l’horizon 2030, 2040 et 2050. Si la Belgique veut bel et bien s’en tenir au calendrier prévu de fermeture des centrales nucléaires en 2025, il faut au plus vite se pencher sur une solution alternative pour éviter la coupure de courant. « Aujourd’hui, le nucléaire représente un tiers de la capacité de production installée (NDLR, un peu moins de 6 GW) et la moitié de l’énergie produite, explique Elia. En combinaison avec la fermeture planifiée de plusieurs centrales au gaz à la même période, la Belgique va perdre deux tiers de sa production électrique actuelle ».

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Une partie de l’électricité « manquante » sera compensée à la fois par l’amélioration attendue de l’efficacité énergétique, une meilleure gestion de la demande, des capacités de stockage accrue et l’augmentation programmée des énergies renouvelables. Mais dans tous les scénarios envisagés, prévient Elia, il faudra des capacités nouvelles de production thermique pour assurer la sécurité de l’approvisionnement : 1,6 GW (en cas de maintien de Doel 4 et Tihange 3) ou 3,6 GW (extinction complète du feu nucléaire, comme la loi le prévoit).

Nouvelles centrales au gaz

Pour ce faire, la solution prônée par le gestionnaire du réseau est le recours à des enchères ciblées pour solliciter la construction de cette capacité complémentaire. Dans les faits, elle devrait prendre la forme de nouvelles centrales au gaz, la solution thermique considérée comme la plus efficace et la moins polluante. Selon Elia, neuf turbines seraient nécessaires pour délivrer les fameux 3,6 GW.

Or l’investissement pour construire de telles installations est de l’ordre de 800 à 900 millions d’euros par GW. Trop cher au regard du prix de gros actuel de l’électricité pour attirer les investisseurs. « Dans la situation actuelle, il est peu probable qu’il y ait suffisamment de signaux d’investissement pour contrer le choc de production que causera la sortie du nucléaire », dit Elia. Vu que la capacité de remplacement ne viendra pas spontanément du marché, des mesures supplémentaires seront nécessaires pour rémunérer le besoin de capacité ». Traduisez : il faut à la fois établir un cadre régulatoire et un système d’incitation (c’est-à-dire des subsides).

Selon Chris Peeters, l’administrateur-délégué d’Elia, cela représente « 300 à 400 millions de subsides ». « Mais si on ne fait rien, cette situation entraînera des situations de pénurie, des pics de prix et même de graves problèmes d’approvisionnement, ajoute-t-il. Dans notre modèle de calcul pour 2030, l’impact sur le prix de gros d’un déficit de capacité de 1,5 à 2 GW sur le marché (NDLR, et donc in fine sur les consommateurs) est estimé entre 1 et 1,5 milliard d’euros par an ».

Plus que de l’argent, c’est donc du temps qu’Elia s’inquiète. Ces nouvelles centrales au gaz devront être opérationnelles pour l’hiver 2025-2026. Compte tenu du temps nécessaire pour les construire (de 3 à 6 ans), « la décision d’investissement doit être finalisée au plus tard pour 2020-2022, constate Elia. Il reste donc à peine 3-4 ans pour développer un modèle de marché alternatif qui devra être approuvé tant au niveau national qu’européen ».

Dans ces conditions, Elia lance un appel à agir au gouvernement, qui doit élaborer à brève échéance un « pacte énergétique interfédéral ».« Ne pas prendre de décision signifie quasi automatiquement une prolongation du nucléaire jusqu’à 4 GW », conclut Elia.