Photo Une copyright Michael KappelUne production nucléaire devenue très aléatoire, le spectre d’un « black-out » désastreux, des entreprises qui se disent asphyxiées par le prix de l’énergie sur le sol belge, un gouvernement qui joue au yoyo avec le taux de TVA, des filières renouvelables au développement chaotique, une précarité énergétique en hausse… Autant de dossiers peu réjouissants qui soulignent l’urgence d’une vision claire pour le secteur électrique. Et qui, souvent, mettent en exergue les carences du processus de libéralisation. Analyse.


Très schématiquement, le défi du secteur électrique est triple : comment assurer la sécurité d’approvisionnement aux ménages et aux professionnels, à un prix acceptable et en assurant le respect de l’environnement ? Bien sûr, de nombreux objectifs connexes importants sont également à prendre en compte (dont l’intensité en emplois des filières liées à la production et à l’efficacité énergétique), mais ces trois axes doivent être structurants. Malheureusement, aucun d’eux n’offre à l’heure actuelle de perspectives particulièrement réjouissantes. Passage en revue.

Une sécurité mise à mal

La sécurité d’approvisionnement a été un des sujets chauds de l’automne 2015. Elle se mesure par le respect d’une norme « LOLE » (Loss of load expectation), qui fixe le nombre d’heures par hiver (en moyenne et dans le cas d’un hiver exceptionnel) pendant lesquelles on « accepte » que la demande ne soit pas couverte, sur base d’un modèle probabiliste. Au vu de la transition rapide du parc de production 1, se posera sans doute la question d’une réévaluation du niveau de fixation de cette norme. Mais ce sont surtout les mesures de flexibilisation de la demande et d’ « accompagnement du marché » permettant de minimiser les risques qui font l’objet de discussions actuellement. Les premières doivent aider à absorber les pics et creux de production, grâce à des clients finaux – principalement industriels – capables de faire varier sensiblement leur niveau de consommation pour de courtes périodes, avec une réactivité relativement élevée. Les deuxièmes sont destinées à assurer la pérennité de l’approvisionnement par divers mécanismes : paiement au producteur d’un montant fixe pour rémunérer la disponibilité d’une capacité de production éventuellement non rentable, obligation pour les fournisseurs de contracter un certain niveau de production…
Quant aux raisons qui viennent expliquer les risques de pénurie dont il a été question récemment, elles sont multiples.

Le nucléaire, stable ?

Depuis plusieurs années, la réputation du nucléaire, valeur sûre de la production électrique stable et garantie, est quelque peu mise à mal. Mi-2012, la découverte de défauts dans la cuve des réacteurs de Doel 3 et de Tihange 2 a entraîné leur mise à l’arrêt, dont on ne sait pas, à ce stade, si elle est définitive 2.
Doel 4 a redémarré en décembre 2014, après plusieurs mois d’indisponibilité consécutifs à un mystérieux sabotage. Les arrêts répétés de Tihange 1, et l’incertitude sur Doel 1 (actuellement fermé) et Doel 2 n’arrangent rien à l’affaire. D’après la loi, ces derniers étaient censés fermer définitivement en 2015, mais ils ont vu leur durée d’exploitation prolongée de dix ans par le gouvernement, dans ce qui ressemblait fort à de la « politique panique ». L’ONG Greenpeace a d’ailleurs annoncé sa décision de contester ce plan d’action devant le Conseil d’État.
Plus que les effets de court terme de ces mises à l’arrêt à répétition, les sempiternelles remises en cause du cadre de sortie de nucléaire entravent le renouvellement de notre parc de production. Ce que confirme la Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) : « Au-delà des incertitudes relatives à l’intégration du marché, aux objectifs en matière de renouvelable, à l’efficacité énergétique, au stockage, etc., il est manifeste que les incertitudes entourant les centrales nucléaires de Doel 3, Tihange 2, Doel 1 et Doel 2 ainsi que la perspective de la prolongation éventuelle du nucléaire au-delà de 2025 bloquent toute décision d’investissement » 3.

« En Wallonie, la frilosité politique en matière éolienne a été alimentée par d’affligeantes campagnes de dénigrement. »

L’anomalie « charbon »

D’autres raisons expliquent les tensions récentes sur la sécurité d’approvisionnement. Ainsi, notre parc de production thermique est vieillissant et nos centrales au gaz, qui ont un rôle majeur à jouer dans l’accompagnement de la sortie du nucléaire et du développement concomitant des énergies renouvelables, souffrent de deux circonstances qui grèvent fortement leur rentabilité. D’abord, alors que la Belgique a fait le choix, pour des raisons environnementales, de ne plus investir dans des unités au charbon, le prix de revient de ce combustible a fortement baissé. Ceci en raison principalement de la baisse de la demande américaine suite au boom du gaz de schiste, d’un ralentissement de la croissance de la demande chinoise de charbon et de l’effondrement du prix de la tonne de carbone. Les centrales au charbon des pays voisins nous fournissent donc une électricité à un prix que nos centrales au gaz ne peuvent concurrencer. Cet élément a participé à de nombreuses décisions de fermetures d’unités au gaz sur le sol belge. Ceci diminue notre capacité de production nationale, augmente notre dépendance et nous confronte à la fois aux limites de nos réseaux d’interconnexions ainsi qu’à la capacité des pays voisins à nous fournir en toutes circonstances.

Gaz et renouvelables : amour-haine

Ensuite, si les sources d’énergie renouvelables intermittentes que sont le vent et le soleil trouvent a priori dans les unités au gaz flexibles un parfait complément 4, elles en sont aussi les ennemies. Unités solaires et photovoltaïques se caractérisent en effet par un coût en capital fixe élevé, mais par un coût de production marginal extrêmement faible. En schématisant, une éolienne ne coûte pas plus cher quand elle tourne. En d’autres termes, la très grosse majorité des coûts globaux de ces modes de production électrique prend place au moment de l’investissement initial. Soleil et vent génèrent donc une injection éventuellement massive sur le marché de l’électricité, diminuant à la fois la demande globale aux centrales à gaz et le prix du marché.
Si le renouvelable impacte la facture du consommateur à la hausse via les surcharges intégrant les mécanismes de soutien à l’électricité verte, il exerce donc une pression à la baisse sur le marché de gros de l’électricité. Le nombre d’heures de fonctionnement annuel des centrales au gaz est également impacté à la baisse. Il s’agit d’un autre élément explicatif des annonces de fermetures de ce type de centrales lors des dernières années.
En réponse à cette situation, le gouvernement a décidé, dès l’hiver 2014-2015, de constituer des « réserves stratégiques » qui devront aider à assurer la sécurité d’approvisionnement en cas de forte tension. D’une part, on rémunère des industriels qui s’engagent – sous certaines conditions – à réduire leur consommation à un seuil défini, si la situation l’exige 5. D’autre part, les unités de production ayant annoncé leur fermeture restent opérationnelles et activables au besoin, contre rentabilité garantie 6.

L’environnement, seulement une contrainte ?

La dimension environnementale est principalement cantonnée à l’application des obligations européennes en matière de production à partir de sources d’énergie renouvelable et, dans une moindre mesure, d’efficacité énergétique. En Wallonie, la frilosité politique en matière éolienne a été alimentée par d’affligeantes campagnes de dénigrement, menées par des groupements de citoyens bien organisés. Avec pour conséquence un développement très chaotique de la filière.
Un historique de choix malheureux dans les mécanismes de subsidiation du solaire photovoltaïque, au nord comme au sud du pays, a quant à lui généré un dérapage des coûts spectaculaire. D’après les chiffres de la Commission wallonne pour l’énergie (Cwape) 7, l’héritage du mécanisme Solwatt, qui a régi le soutien au photovoltaïque entre 2008 et 2013, représentera à lui seul un coût d’au moins 223 millions d’euros par an jusqu’en 2022. Il faut souligner que la cause du problème est bien à chercher du côté de modes de subsidiation inadéquats et du manque de réactivité politique.
En dépit de ces difficultés, la filière est appelée à jouer un rôle essentiel dans la production électrique, y compris belge. En effet, la transition vers un système axé sur le renouvelable ne repose pas uniquement sur une contrainte dictée par les limites que nous imposent les objectifs climatiques. D’autres éléments jouent en sa faveur : les perspectives d’évolution des prix (du solaire et surtout de l’éolien) sont intéressantes 8 les bénéfices en termes de santé publique et autres externalités environnementales sont nombreux, le potentiel d’innovations est remarquable et l’intensité en emplois locaux en moyenne sensiblement supérieure. Encore faut-il s’assurer, bien sûr, que l’emploi qui se développe dans les nouvelles filières énergétiques soit de qualité, ce qui est loin d’être une évidence à l’heure actuelle.

Des prix « acceptables » : question d’interprétation

La définition d’un niveau de prix « acceptable » est source de débats sans fin. Une chose est claire cependant : viser un prix faible pour tous n’est pas raisonnable. Rien ne permet, en effet, à la Belgique d’espérer être particulièrement avantagée en la matière à court et moyen terme, ni en comparaison de ses voisins directs ni encore moins à l’échelle internationale. Et il n’est ni souhaitable ni réaliste, dans un contexte imposant une forte amélioration de l’efficacité énergétique et au vu du contexte budgétaire, d’attendre de l’État qu’il vide ses caisses pour réduire aveuglément la facture des consommateurs.
Il n’empêche que certains consommateurs professionnels intensifs en électricité soumis à concurrence internationale, de même que les ménages vulnérables, doivent bénéficier d’une attention particulière.
Au niveau des ménages, trois constats. Un : le tarif payé par un ménage belge pour une consommation standard est sensiblement inférieur à celui payé par un ménage allemand, mais supérieur à ceux facturés à ses autres voisins, français, hollandais et anglais. Deux : les ménages à bas revenus consomment en règle générale sensiblement moins d’électricité que la moyenne de la population. Trois : la part de la facture électrique dans le budget global des premiers déciles de revenus est nettement supérieure à la moyenne et la précarité énergétique est en hausse. Triple raison pour leur accorder une attention particulière, en termes de ciblage des aides à l’amélioration de l’efficacité énergétique et en termes tarifaires. L’instauration d’une tarification progressive, sans être la panacée, trouve ici tout son sens. La baisse de la TVA sur l’électricité à 6 % était beaucoup plus discutable, parce que non ciblée. Ce qui n’empêche pas de s’interroger sur la cohérence de partis politiques qui, tous, ont approuvé cette décision, avant de l’annuler moins de dix-huit mois plus tard...
Quid des consommateurs professionnels ? Il est extrêmement ardu d’opérer une comparaison de leurs coûts réels, en raison principalement de la complexité des mécanismes d’intervention gouvernementale selon les pays concernés, de profils de consommation spécifiques, et de confidentialité des données. Une étude récente commandée par la CREG 9 compare cependant, avec une marge d’erreur assumée, les prix de l’énergie pour différents profils de consommateurs industriels en Belgique, Allemagne, France, ainsi qu’aux Pays-Bas et au Royaume-Uni. Sa conclusion ? Si la Belgique offre les tarifs les plus bas aux industries pour leurs contrats gaz, elle est globalement désavantagée pour la consommation électrique. Tant qu’une réelle « Union de l’énergie » n’aura pas vu le jour, ce point mérite une attention particulière.

Estimation des composantes de la facture standard d’un ménage wallon
(source : Cwape)


Tarif de distribution (dont environ 10 % d’obligations de service public à finalité sociale, d’éclairage public, de fonctionnement du marché ou d’utilisation rationnelle de l’énergie)

34 %

Tarif de transport (intégrant la surcharge spécifique liée à la dette « Solwatt »)

17 %

Cotisation énergie verte

9 %

Cotisations fédérales et régionales

2 %

Composante énergie

38 %

Nucléaire bon marché, renouvelable impayable ?

Les discours simplistes se multiplient quant aux coûts des différentes filières de production. D’abord, le coût de l’énergie lui-même est loin d’être seul à influencer la facture du consommateur, même s’il en est bien sûr une composante importante (voir tableau).
Ensuite, les critères d’évaluation sont tellement nombreux qu’il est aisé de faire l’impasse sur l’un ou l’autre, moins favorable à la thèse que l’on veut soutenir. Impact du mode de production sur les investissements dans le réseau et son fonctionnement, externalités environnementales, prévisibilité de l’évolution des coûts, intensité en emplois locaux, etc. Une foule d’éléments doit être prise en compte, mais il s’agit d’une question bien trop complexe pour l’aborder ici de manière exhaustive. Deux commentaires généraux cependant.
Primo, le nucléaire « neuf », conforme aux nouvelles exigences de sécurité, est extrêmement coûteux. Les budgets initialement prévus pour les centrales de Flamanville (France) et d’Okiluoto (Finlande) ont explosé en même temps que les délais de mise en œuvre. Et le projet d’Hinkley Point (Grande-Bretagne) n’a pu être lancé qu’au prix d’une garantie d’achat à 110 euros/Megawattheure (MWh) 10.
Secundo, le renouvelable est globalement coûteux en investissements et induit des modifications considérables du fonctionnement du secteur dans son ensemble. Mais les études disponibles 11, bien sûr entachées d’incertitudes et de carences, tendent à montrer qu’une transition vers un système basé sur ces modes de production serait à moyen terme bénéfique non seulement pour l’environnement, mais aussi pour l’emploi et l’économie du pays.

L’envers de la libéralisation

Au regard de la situation actuelle, on peut légitimement questionner le succès du processus de libéralisation qui a été enclenché en 2002. Sur le fond, sans doute, et sur la forme, très certainement.
Diverses failles ont eu des conséquences sérieuses. En particulier, les modalités de la transition ont permis à Electrabel d’aborder le marché naissant en vainqueur désigné : via son rôle dominant à tous les niveaux de la chaîne de valeur (production – transport – distribution – fourniture) et ses liens privilégiés avec le pouvoir politique (via les intercommunales mixtes, notamment), la filiale de Suez avait de quoi se frotter les mains.
Il faut, par ailleurs, se rappeler que, lorsque les tarifs étaient régulés, le Comité de contrôle de l’électricité et du gaz avait accepté que ce soient les consommateurs qui financent l’amortissement accéléré (20 ans) des réacteurs nucléaires 12. Ce faisant, Electrabel s’est retrouvée, au moment du passage au marché, propriétaire très majoritaire des réacteurs belges (un pourcentage étant détenu par SPE, aujourd’hui EDF Luminus), entièrement remboursés par les consommateurs et produisant dès lors à des coûts imbattables 13. Un contexte peu engageant pour de nouveaux entrants éventuels, dissuadés par ailleurs, comme on l’a vu plus haut, par le flou entourant le calendrier de sortie du nucléaire.
Le manque de transparence et les entraves à l’entrée sur le marché de nouveaux acteurs ne sont pas les seuls obstacles à la construction d’un marché efficace. Pour Yvan Hella 14, une autre condition nécessaire, l’homogénéité du produit, est absente : « Aujourd’hui le kilowattheure éolien, le kilowattheure nucléaire ou le kilowattheure d’une centrale turbine gaz-vapeur, chacun étant subsidié de façon directe ou indirecte différente, ne sont pas des produits identiques alors qu’ils sont intégrés sur un marché qui détermine un seul prix » 15. La question des subsides est particulièrement prégnante, tout comme la non-prise en compte des externalités.
Plus fondamentalement, le doute est permis quant à la pertinence d’une pure logique de marché pour un bien tel que l’électricité, de première nécessité pour les ménages, vital pour l’activité économique et central dans la politique environnementale.
Sans rentrer dans ce débat, et malgré une augmentation de la concurrence dans la fourniture et la production ces dernières années, on peut constater que, malgré un arsenal de mesures correctives, le « marché » de l’électricité est loin de fonctionner de manière optimale aujourd’hui. Et ses satellites que sont le marché des certificats verts ou celui des quotas d’émissions n’en ont, quant à eux, que le nom.

Une Union à tout petit pas

Dernière lacune dans le processus de libéralisation, mais non des moindres, le trop faible niveau d’intégration de la politique européenne de l’énergie, que ce soit via les modes de soutien des énergies vertes, les exonérations appliquées à l’industrie, les mécanismes visant à garantir la sécurité d’approvisionnement, les sources de production autorisées (cf. nucléaire et charbon), etc. Les pays européens ont aujourd’hui le choix de prendre une batterie de décisions influençant leur marché de l’électricité, et par conséquent celui de leurs voisins, sans coordination. Un même « marché », mais des règles totalement différentes suivant ses entités géographiques ? Les autorités européennes se disent conscientes du problème et veulent avancer vers une « Union de l’énergie », mais les réponses restent, à ce stade, relativement timides.

« Le doute est permis quant à la pertinence d’une pure logique de marché pour un bien de première nécessité tel que l’électricité. »

Et maintenant ?

Que le secteur souffre d’un manque de volonté d’intégration qui le pénalise au niveau européen, et d’un manque de vision inquiétant au niveau belge, c’est une évidence.
C’est aux causes de cette situation qu’il faut s’attaquer. Elles sont sans doute multiples, mais l’une d’elles se distingue très clairement : l’infrastructure arrive en fin de vie et son renouvellement aura un coût conséquent, quels que soient les choix opérés. Hors révolution technologique majeure, le passage à une forte domination des technologies existantes du renouvelable, adossé à l’amélioration des capacités d’interconnexion, à une flexibilisation de la demande et à des unités au gaz semble se profiler pour les décennies qui viennent. Avec, sans doute, des évolutions dans le domaine du stockage.
Pourquoi perdre tant de temps à discuter des modalités, dès lors ? Parce que, bien sûr, personne ne veut payer. La crainte d’être pénalisé est compréhensible pour certaines catégories spécifiques de consommateurs 16, entreprises comme ménages, mais elle ne peut justifier un rejet de la discussion. Des mécanismes de financement novateurs seront, à cet égard, nécessaires. Ce peut être l’occasion entre autres d’ouvrir le débat de la « disponibilisation » de l’épargne pour le financement de la transition.
Mais c’est au politique d’amener tout le monde autour de la table pour débloquer le dossier. Dans la lignée de la déclaration du gouvernement, la ministre de l’Énergie, Marie-Christine Marghem, s’est engagée à élaborer un pacte énergétique, en incluant toutes les parties prenantes. Le processus est toutefois fort mal embarqué et les interprétations que fait l’actuel gouvernement de la concertation sociale laissent perplexe. #
(*) Conseiller au service d’études de la CSC



1. Au sein duquel les sources d’énergie renouvelables intermittentes sont encore appelées à croître fortement.
2. Un redémarrage temporaire a été opéré au deuxième semestre 2013, avant un nouvel arrêt au printemps 2014.
3. Étude (F)150604-CDC-1422 sur « les mesures à prendre afin de disposer du volume adéquat de moyens de production conventionnels pour assurer la sécurité d’approvisionnement en électricité de la Belgique », CREG, 4 juin 2015.
4. Pour une période transitoire à tout le moins, car, à terme, on devra se passer du gaz.
5. La baisse garantie de consommation a un effet identique sur la demande globale à une hausse de puissance équivalente. On peut donc bien parler de « réserve ».
6. Pour une explication claire et concise de la situation actuelle, voir : http://www.elia.be/fr/a-propos-elia/questions-securite-d-approvisionnement-et-penurie-en-Belgique
7. « Rapport annuel spécifique 2014 - L’évolution du marché des certificats verts », Cwape, 2015.
8. Car elles se rapprochent d’un coût concurrentiel.
9. « CREG – A European comparison of electricity and gas prices for large industrial consumers », PwC, 2015.
10. Ce prix n’a rien d’attractif : en 2014, le prix moyen sur le marché à court terme était en Belgique de l’ordre de 40 euros/MWh. Et tout cela ne tient pas compte de la question de la sécurité ou des déchets...
11. Voir, entre autres, « Towards 100 % renewable energy in Belgium by 2050 », Bureau fédéral du Plan, VITO, ICEDD, 2012, et « Scénarios pour une Belgique bas carbone à l’horizon 2050 », SPF Environnement, Climact, VITO, 2013.
12. Il faut noter que cette décision avait été supportée par les ménages et les petits consommateurs, générant pour eux des tarifs parmi les plus élevés d’Europe dans les années 70, 80 et 90. Les choix politiques effectués dans le cadre régulatoire ont toujours visé à protéger l’industrie intensive.
13. La taxe sur la « rente nucléaire », appliquée pour la première fois en 2010 suite à un fort travail médiatique et politique d’organisations environnementales, de syndicats et d’associations de consommateurs, tentait de répondre à cette anomalie, mais trop tard et trop faiblement.
14. Ancien directeur de la stratégie d’Electrabel et ancien patron d’Elia, le gestionnaire du réseau de transport.
15. cf. https://www.greenwatch.be/que-penser-des-risques-de-black-out-lavis-dyvan-hella-decrypte-par-greenwatch/
16. Par contre, pour beaucoup d’autres catégories (la majorité des consommateurs « entreprises », les ménages à moyens-hauts revenus), l’énergie n’est pas un facteur de coût significatif. Et il n’y a pas d’autre choix, à ce stade, que de les faire contribuer.

credit photo : Photo Une copyright Michael Kappel


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