CRM: comment la Belgique va compenser l'arrêt de ses centrales nucléaires

Dix-huit ans après le vote de la loi prévoyant la sortie du nucléaire, la Belgique s'apprête à entrer dans le dernier chapitre de l'atome et à arrêter progressivement ses sept réacteurs. Enfin, au moins cinq des sept.

Entre 2022 et 2025, les unités de Doel et Tihange fermeront progressivement leurs portes pour faire place aux renouvelables et, dans un premier temps au moins, au gaz. Pour les deux plus récentes (Tihange 3 et Doel 4), une ultime décision sera prise en novembre prochain, le gouvernement évaluant alors si le mix de production électrique pourra s'en passer, à l'ère de la transition énergétique.

Naturellement, prolonger deux réacteurs nucléaires ne se décide pas en un claquement de doigts. Et l'opérateur des centrales, l'énergéticien français Engie, a déjà rappelé à maintes reprises que la décision belge arrivait trop tard compte tenu des travaux et études nécessaires à la prolongation, au point de rayer (en apparence du moins) cette possibilité des scénarios envisagés.

Mais au-delà du bras de fer entre Engie et le gouvernement, il s'agit de se poser la question de la manière dont la décision de prolongation sera prise. Ici, il faut étudier l'impact de la fermeture des réacteurs sur la sécurité d'approvisionnement et sur les niveaux de prix de l'électricité. Et cette évaluation, dont la mouture finale aura lieu en novembre prochain, commence dès aujourd'hui.

Le gaz comme solution de transition

Pour compenser l'arrêt des réacteurs nucléaires – des cinq ou des sept –, le gouvernement a voté la mise en place d'un mécanisme permettant de rémunérer la capacité de production mise à la disposition du marché par les producteurs d'électricité. Ce CRM (mécanisme de rémunération de la capacité) a, après un parcours semé d'embûches, finalement obtenu le feu vert de la Commission européenne qui tentait d'évaluer qu'il ne consistait pas en une aide d'État illégale déguisée.

Concrètement, c'est ce mécanisme qui déterminera quels moyens de production viendront assister les renouvelables dans la production électrique aux moments où le vent ne souffle pas assez et où le soleil ne brille pas. Parce que plus facilement "pilotable" que les autres moyens de production, c'est le gaz qui servira principalement de combustible de transition.

Le CRM permettra, au final, aux producteurs d'électricité se présentant sur le marché belge de rentabiliser les moments où ils ne produisent pas et se veut, en principe, technologiquement neutre. Pour participer à ce nouveau marché, les énergéticiens ont jusqu'à ce jeudi 30 septembre à 17h pour soumettre leurs projets. C'est alors que débutera la première enchère du CRM, déterminante pour la suite des événements.

Enchères

Avant 2025 et la mise en route du CRM, deux étapes clés doivent avoir lieu afin de permettre au pays de sécuriser le volume nécessaire à la compensation de la fermeture des réacteurs. La première, qui se déroulera durant ce mois d'octobre, consiste en une enchère organisée par Elia, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité, dont l'issue déterminera quelles unités de production pourront participer au CRM, ainsi que les nouveaux projets (de centrales au gaz) appelés à voir le jour.

La deuxième enchère se tiendra en 2024 et apportera un complément d'information sur le volume nécessaire. Elle corrigera les résultats de la première et intégrera les capacités étrangères (allemandes, néerlandaises et françaises) au marché. On parle ici d'une capacité d'ajustement de 1,5 GW.

Mais d'abord, l'année 2021 doit se clôturer. "La première enchère est une procédure d'appel d'offres ouverte à tous les types de capacité électrique (technologique, existante ou prévue, production, stockage ou gestion de la demande)", explique Elia.

Sélection de candidats

Grâce à un algorithme ("clearing de l'enchère"), Elia sélectionnera donc les projets les plus rentables et occasionnant le moins de coûts et soumettra son choix au régulateur, la Creg, puis au gouvernement qui prendra officiellement la décision. Après l'enchère, au 31 octobre, les producteurs retenus seront amenés à signer un "contrat de capacité", formalisant leur entrée sur le système énergétique belge.

Pour cette première étape, les producteurs se disputent 7,3 GW de capacité, dont 2,3 GW de "nouvelles capacités" (devant être construites). Et tous les modes de production sont les bienvenus, à condition qu'ils ne bénéficient pas déjà de subsides ou que leurs installations ne soient pas considérées comme trop petites. Principalement, cette première enchère vise la production au gaz, dont il est estimé qu'entre deux et trois nouvelles unités devront être construites.

Nouvelles centrales

Si cette première enchère se tient plus de trois ans avant la mise en route du mécanisme, c'est aussi pour laisser le temps aux nouvelles centrales à gaz de sortir de terre. Et là, plusieurs projets sont déjà connus et on suppute que d'autres ont également été soumis. En effet, pour participer à l'enchère, il n'est pas nécessaire d'avoir déjà obtenu le permis de bâtir. C'est pourtant bien là que réside toute la sensibilité du dossier.

Parmi les projets connus, cinq ont déjà obtenu leur permis. De quoi déjà, a priori, suffire à combler les 2,3 GW additionnels nécessaires mais l'ombre des recours locaux plane toujours. En effet, alors que la ministre flamande de l'Énergie, Zuhal Demir (N-VA), vient de casser le projet de Dilsen-Stokkem, les cinq projets les plus avancés font tous l'objet de recours et leurs permis ne sont, pour l'instant, pas considérés comme "définitifs". Notons qu'en Wallonie, contrairement au nord du pays, le dépôt et la réception d'un recours ne débouchent pas sur une suspension du projet.

Soulignons ici qu'Elia sera chargée d'effectuer un monitoring permanent de l'état d'avancement des projets retenus par l'enchère. En cas d'annulation d'un projet en cours, à cause par exemple d'une impossibilité d'obtenir un permis, le cabinet de la ministre de l'Énergie, Tinne Van der Straeten, indique que la "task force CRM a prévu des mesures". Une réponse laconique qui peut poser question au vu de la réticence des populations locales à accueillir une centrale à gaz dans leur voisinage.

Et en cas de prolongation du nucléaire?

Au terme de la première enchère, au 31 octobre donc, le gouvernement disposera de tous les éléments nécessaires à l'ultime prise de décision sur la prolongation, ou non, de deux réacteurs. En novembre, une évaluation portant sur la sécurité d'approvisionnement et les niveaux de prix sera réalisée afin de juger si le pays peut se passer de l'atome pour de bon.

Si la Belgique venait à prolonger, faute de projets rentables en suffisance par exemple, les volumes entrant en jeu dans la seconde enchère de 2024 seraient alors revus à la baisse. Quoi qu'il arrive, le CRM est voué à entrer en action et son coût, pour l'instant estimé entre 238 et 253 millions par an (le montant exact ne sera connu qu'à l'issue des enchères), devra être intégré au budget de l'État. La ministre Van der Straeten l'a en effet promis, le CRM n'alourdira pas la facture du consommateur, déjà prise d'assaut par la flambée des prix de l'énergie.