analyse

La Belgique n'a pas eu chaud durant cet hiver (électrique)

La centrale nucléaire de Tihange. ©Photo News

A-t-on frôlé la pénurie d'électricité, alors que la disponibilité des réacteurs nucléaires était au plus bas d'octobre à décembre? Pour le savoir, la Creg a décortiqué l'hiver 2018-2019. Hiver qui n’a, au final, pas été celui de tous les dangers. Mais qui a pu faire légèrement grimper la facture de certains consommateurs.

Cela commence à ressembler à un classique. Avant que les températures ne chutent, la Belgique s'interroge: disposera-t-elle de suffisamment d'électricité afin de passer l'hiver au chaud (et au clair)? L'hiver 2018-2019 n'a pas fait exception, au contraire; on se rappellera que fin septembre, le risque de délestage avait signé son grand retour sur les radars médiatiques. 

Délestage qui ne s'est pas manifesté, a pu constater le pays avec un certain contentement, l'hiver se terminant même avec des surplus d'électricité. Pourquoi? Comment le marché de l'électricité a-t-il réagi à l'indisponibilité partielle de l'atome en Belgique? La Commission de régulation de l'électricité et du gaz (Creg, le gendarme du secteur) s'est penchée sur la période courant d'octobre 2018 à février 2019. Tentons de résumer.

Un hiver critique...

Sur papier, les frimas de la fin 2018 et du début 2019 s'annonçaient périlleux. Parce que la capacité nucléaire disponible était historiquement basse. Parole de la Creg. "On n'avait encore jamais vu cela." Entre octobre et décembre 2018, une moyenne de 1.421 MW manquait à l'appel, par rapport à la moyenne des cinq dernières années. "Certaines semaines, un seul réacteur était disponible."

Ce qui s'est évidemment répercuté dans le mix énergétique belge. Où le nucléaire ne pesait que 19% d'octobre à décembre 2018, contre 46% durant la même période de 2017 (et 42% à la fin 2016). Gaz naturel (36%) et importations (27%) ont, essentiellement, dû prendre le relais. Une situation qui a commencé à revenir à la normale dès janvier. Durant les deux premiers mois de 2019, le nucléaire avait déjà repris du poil de la bête, étant à l’origine de 42% du courant consommé (contre 51% un an plus tôt).

mais clément...

"L'hiver 2018-2019 a été marqué par des températures relativement clémentes par rapport à celles constatées les hivers précédents", écrit la Creg. À l'exception du mois de janvier, qui s'est montré un brin plus frisquet que d'habitude, sans excès toutefois. Autrement dit, le froid n'a pas trop mordu la Belgique. Ce qui fait que la charge moyenne constatée sur le réseau d'Elia, le gestionnaire du réseau de transport à haute tension, se situait un rien en deçà des moyennes constatées lors des cinq hivers précédents.

et anticipé.

Ajoutons à cela que l’ensemble des acteurs du marché ont fait preuve d’anticipation. 

Côté réseau, où les capacités maximales d’importation ont été relevées, en avril 2018, de 4.500 MW à 5.500 MW – elles étaient limitées au départ à 3.500 MW et sont appelées à passer à 7.500 MW d’ici 2022. Capacités dont les limites n’ont nullement été chatouillées, même si, durant le dernier trimestre 2018, la Belgique a importé 37% d’électricité en plus (en net, 2.458 MW contre une moyenne de 1.794 MW ces cinq dernières années).

Même constat côté production, où la capacité a été augmentée de 1.003 MW sur le marché court terme (day-ahead), et ce sans compter sur les 200 MW qu’alignaient treize générateurs de secours, dont sept ont été brièvement activés. Sans oublier les mécanismes de gestion de la demande mis en place, auxquels il n’a guère fallu faire appel.

Résultat: pas de souci...

Malgré les craintes, à tout moment entre octobre et février, les capacités de production disponibles étaient suffisamment grandes pour répondre à la demande. En moyenne, les capacités domestiques permettaient même de couvrir la charge sur le réseau d’Elia. En moyenne dit-on bien, les importations s’étant avérées nécessaires lors des périodes de charge maximale, soit de forte demande, essentiellement entre octobre et décembre. Sans que les compteurs ne s’affolent. "Les capacités domestiques maximales de production et les capacités ‘théoriques’ d’importation cumulées étaient largement au-dessus des charges moyennes ou maximales d’Elia", assure la Creg.

Creg qui s’est aussi penchée sur les six journées (dont cinq en novembre) durant lesquels les prix de marché à court terme ont franchi, à l’occasion de pics, le cap des 300 euros du MWh – jusqu’à frôler les 500 euros. Si les prix se sont légèrement affolés, était-ce parce que la pénurie menaçait? Pour chacune de ces journées, la conclusion est similaire. "La Belgique était loin d’un problème de sécurité d’approvisionnement." La source est ailleurs, dans la concomitance de différents facteurs, comme une charge élevée, une production éolienne faible tandis que le gaz est fortement sollicité, ou encore des "loopflows" – ces flux électriques prioritaires transitant par les réseaux mais n’étant pas destinés au marché – élevés.

et un faible impact sur la facture.

On a déjà évoqué les pics, mais vous ne serez guère surpris d’apprendre que le prix de l’électricité sur les marchés de gros a, de manière générale, grimpé durant cette période, avant de refluer.

Quel est l’impact de cette hausse temporaire sur le "petit consommateur", à savoir les ménages et les PME? Environ 60% d’entre eux ont souscrit un contrat avec un prix fixe, rappelle la Creg. Si celui-ci a été conclu avant le quatrième trimestre de 2018 ou après le second de 2019, l’impact financier est logiquement nul. Par contre, pour peu que la signature ait été apposée durant cette période sensible, la Creg a chiffré l’impact annuel maximal à 91 euros (pour la consommation moyenne d’un ménage). Et recommande aux consommateurs concernés de vérifier s’ils n’auraient pas avantage, à présent, à s’offrir des électrons meilleur marché.

Du côté des prix variables, l’impact s’est fait sentir de manière limitée. De l’ordre de 35 euros pour un ménage moyen.

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