L'hiver électrique à haut risque se termine avec des surplus d'électricité

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Fin septembre, les risques de délestages électriques ont fait grand bruit. De pénurie, il n’y eut point. L’hiver clément n’y est pas étranger. Mais pas seulement. Explications.

Fin septembre, le risque de délestages électriques était revenu à la une de l’actualité. Elia, le gestionnaire du réseau à haute tension, chiffrait le risque de pénuries à 267 heures en cas d’hiver normal, et 417 heures en cas d’hiver exceptionnel. Mais au final, l’hiver s’est déroulé sans encombre, avec même, dimanche dernier, des surplus d’électricité. L’occasion d’un bilan, même si l’hiver électrique ne se termine que le 31 mars.

Pourquoi ce retournement de situation?

L’indisponibilité des centrales nucléaires a fait craindre le pire, à l’entame de l’automne. Aux entretiens et travaux programmés sont venus s’ajouter des problèmes de béton sur plusieurs réacteurs et une fuite à Doel 1. Du 13 octobre au 11 novembre, un seul des sept réacteurs belges, Doel 3, fonctionnait. Tihange 1 est ensuite venu à la rescousse. Mais mi-novembre, l’inquiétude restait vive. "Pour janvier et février, c’est tendu" déclarait dans nos colonnes Philippe Van Troeye, le patron d’Engie Electrabel .

Doel 4 a ensuite pu redémarrer. Et surtout, la veille de Noël, le gendarme du nucléaire, l’AFCN, a autorisé Tihange 3 à reprendre du service en reportant certains travaux. La nouvelle dalle de toit qu’Electrabel doit placer sur le bunker touché par des problèmes de béton est attendue mi-2021. "Après analyse, l’impact des anomalies au niveau du positionnement des armatures du béton s’est avéré moins significatif qu’initialement prévu", expliquait alors l’AFCN.

Cette décision a quand même suscité un malaise chez certains observateurs avertis. "À chaque problème sur un réacteur, l’AFCN réagit de manière assez dramatique, en affirmant que les choses ne sont pas en ordre, puis elle arrondit les angles et une solution est trouvée. Mais dans l’intervalle, les prix grimpent, ce qui a un impact important sur la facture du consommateur", estime Bruno Vanderschueren, cofondateur de Lampiris. D’autres vont plus loin. "On ne peut s’empêcher de se demander si le risque de pénurie n’a pas joué un rôle dans la décision de l’AFCN, remarque un acteur clé du secteur. Si c’est le cas, cette dernière est complètement sortie de son rôle d’autorité de sûreté."

En février, Doel 2 a pu redémarrer à son tour. Puis Doel 1 a repris du service le 12 mars. Résultat: la Belgique a fini l’hiver avec six réacteurs en fonctionnement. Au point que dimanche dernier, avec le fort vent qui faisait tourner les éoliennes, le prix de l’électricité sur le marché spot est même devenu négatif à certaines heures: les gros industriels étaient alors payés pour consommer de l’électricité.

C’est grâce à toutes les mesures adoptées, mais aussi à un hiver clément, que l’on a pu échapper à des moments problématiques.
Jean Fassiaux
Porte-parole d’Elia

Les craintes de pénurie étaient-elles exagérées?

"Non, répond Jean Fassiaux, porte-parole du gestionnaire du réseau à haute tension Elia. C’est grâce à toutes les mesures adoptées, mais également à un hiver relativement clément, que l’on a pu échapper à des jours ou des semaines problématiques." Les semaines les plus tendues? "Celles durant lesquelles un seul réacteur nucléaire était disponible."

Mis sous pression par la ministre de l’Energie Marie Christine Marghem (MR), Engie Electrabel avait promis de trouver 750 MW supplémentaires pour diminuer le risque de délestages. Il a finalement été plus loin. "Nous avons trouvé 1.273 MW supplémentaires aux portes de l’hiver, en allant au-delà de nos propres obligations de marché, et nous avons mobilisé les moyens nécessaires pour redémarrer une grande partie des installations nucléaires", détaille sa porte-parole Anne-Sophie Hugé.

Outre le déploiement de petites unités gaz ou de groupes électrogènes sur ses sites de production, Electrabel a signé un accord avec le propriétaire de la centrale de Vilvorde pour pouvoir la relancer durant l’hiver. Il a aussi optimisé son parc thermique, et augmenté le volume activable en gestion de la demande – des industriels prêts à réduire leur consommation aux moments critiques en échange d’une rémunération.

"Nous avons principalement fait tourner la centrale de Vilvorde, explique Anne-Sophie Hugé, mais aussi Langerlo et Lillo, malgré l’hiver clément." Et, remarque Engie Electrabel, ces unités, dont le coût de fonctionnement est assez élevé, ont tourné alors que la capacité d’importation maximale de la Belgique n’était pas atteinte. C’est le signe que la situation était tendue: la Belgique ne pouvait pas importer davantage, à cause de congestions ou de l’absence de surplus d’électricité dans les pays voisins. Les groupes électrogènes, eux, n’ont pas vraiment tourné, et la gestion de la demande n’a été sollicitée que de manière très limitée.

Que va faire Electrabel de ses moyens de secours?

"Les mesures d’urgence n’ont pas vocation à rester disponibles après l’hiver. En Flandre, les effets du décret d’urgence qui nous permettait d’exploiter une série d’installations sans permis ont pris fin le 22 février. Et en Wallonie, des autorisations ont été délivrées, mais pour trois mois seulement. Nous préparons donc le retrait de toutes les unités mobiles de nos sites, dont les contrats de location viennent à échéance", indique Electrabel.

Comment s’annonce l’hiver prochain?

Electrabel a fait savoir, fin janvier, que Doel 1 et 2 et Tihange 1 seraient indisponibles l’hiver prochain, pour cause de travaux liés à leur prolongation. Et cela, alors que la ministre de l’Energie venait de décider de ne pas constituer de réserve stratégique sur la base des avis d’Elia et de son administration. Le gouvernement a jusqu’au 1er septembre pour rectifier le tir. Mais il n’y a plus guère de centrales au gaz à placer dans cette réserve. Celles de Vilvorde et de Seraing ont annoncé leur retour sur le marché. "Nous savons déjà qu’il faudra maximiser les mégawatts disponibles pour les périodes hivernales à venir, et donc éviter au maximum de mettre des capacités hors service" note Jean Fassiaux.

Electrabel, en tout cas, estime qu’a priori, il ne devrait pas avoir besoin de moyens complémentaires pour assurer l’équilibre de son portefeuille de clients.

Faut-il changer le système?

Il est apparu très clairement, en septembre dernier, qu’il y avait un problème dans la procédure adoptée pour élaborer les prévisions en matière d’approvisionnement électrique: la ministre suit les recommandations d’Elia , qui s’appuie sur les données communiquées par Engie Electrabel via le système Remit, qui n’a pas été conçu pour cela, mais pour éviter les distorsions de concurrence. L’information qui y est donnée ne reflète pas les incertitudes qui peuvent peser sur les dates d’arrêt ou de redémarrage des réacteurs. "Ce que je trouve étonnant, c’est que malgré de nombreux contacts entre le secteur et les responsables politiques, l’évolution des dossiers problématiques reste très confidentielle", regrette Bruno Vanderschueren.

Faut-il mettre en place un autre canal d’information pour que le gouvernement puisse assurer ses responsabilités en matière de sécurité d’approvisionnement? "L’information à destination du politique, avec l’AFCN dans la boucle, se fait quasiment en continu", tempère un responsable clé du secteur.

"Nous avons la volonté d’améliorer les échanges avec Elia et les autorités, tout en restant dans le cadre légal, affirme de son côté Electrabel. Nous avons ainsi anticipé et communiqué dès que possible sur les indisponibilités pour l’hiver prochain."

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