D. La production d'électricité et de vapeur

Comme l'a montré l'analyse de la demande finale d'énergie, l'électricité est la seule forme d'énergie dont la consommation progresserait de manière continue dans tous les secteurs. Globalement, la demande d'électricité augmenterait de 1,2 % par an en moyenne entre 2000 et 2030 dans le scénario de référence.

Pour satisfaire cette demande, l'électricité peut être soit produite sur le territoire national, soit importée. Historiquement, en Europe, les capacités d'interconnexion entre pays, qui permettent l'importation et l'exportation d'électricité, n'ont pas été conçues pour des échanges commerciaux de grande ampleur mais plutôt pour assurer une meilleure fiabilité de la fourniture d'électricité dans chacun des pays. Dans le contexte de l'achèvement du marché intérieur de l'électricité dans l'Union européenne, des échanges commerciaux plus importants devraient pouvoir se développer afin de permettre une plus grande concurrence au niveau de la fourniture d'électricité. Cette concurrence se heurte actuellement à des capacités d'interconnexion parfois trop limitées ou souvent congestionnées comme c'est le cas actuellement à la frontière entre la Belgique et la France.

Le scénario de référence a été construit sur base de la version nationale du modèle primes dans laquelle les échanges d'électricité avec l'étranger sont considérés comme exogènes et déterminés sur base des infrastructures et tendances observées en 2000. Au vu des évolutions plus récentes en 2001 et 2002, cette hypothèse se révèle être dans le court terme plutôt éloignée de la réalité puisque les importations nettes d'électricité ont plus que doublé en 2001 et augmenté de respectivement 75 % en 2002 et 50 % en 2003 par rapport à 20001. Les évolutions à long terme pourraient être différentes, elles dépendront notamment des méthodes d'allocation et des investissements pour les capacités transfrontalières et des choix relatifs aux moyens de production dans les différents pays.

Les résultats d'une étude spécifique de l'impact de l'ouverture du marché européen de l'électricité sur la production d'électricité en Belgique à l'horizon 2030 feront l'objet d'une publication séparée. Cette étude se base sur une version du modèle primes qui lie le secteur électrique belge à celui de la France, de l'Allemagne et des Pays-Bas et qui permet de déterminer les niveaux d'importations et d'exportations d'électricité de manière endogène en fonction, d'une part, des coûts relatifs de la production d'électricité dans les différents pays, et d'autre part, du niveau des capacités d'interconnexion.

Selon les hypothèses du scénario de référence, la production d'électricité augmente donc à un rythme comparable à celui de la demande d'électricité (1,3 % par an entre 2000 et 2030). Les pertes dues au transport et à la distribution d'électricité progresseraient à des taux moins élevés en raison d'une meilleure gestion des réseaux.

*: Hors auto-consommation.

//: Taux de croissance annuel moyen (en %).

La production de vapeur, quant à elle, augmenterait de 0,9 % sur la période 2000-2030. Cette évolution prend en compte la production de vapeur tant dans les centrales de cogénération que dans les chaudières industrielles. L'industrie est le principal utilisateur de vapeur, elle en consommait quelque 96 % en 2000 et se maintiendrait à ce niveau en 2030. Le demande émanant du secteur tertiaire progresserait également (+0,8 %) compte tenu de la progression de la cogénération dans ce secteur. Par contre, selon les hypothèses du scénario de référence, la micro-cogénération appliquée au secteur résidentiel ne connaîtrait pas de développement significatif, la demande de chaleur des ménages restant relativement stable sur la période de projection.

1. Les capacités de production de l'électricité

En 2000, la capacité installée pour la production d'électricité était d'environ 14,6 gw2 dont 58 % correspondait à des centrales thermiques, 41 % aux centrales nucléaires et 1 % aux centrales hydrauliques et aux éoliennes. Pour satisfaire la demande d'électricité à l'horizon 2030, la capacité installée devrait passer à 22,5 gw, soit une augmentation d'un peu plus de 50 % ou encore d'environ 8 gw par rapport à 2000. Pour déterminer les investissements nécessaires, il faut tenir compte des capacités qui seront déclassées entre 2000 et 2030. Ce faisant, on constate que pas moins de 97 % de la capacité installée totale en 2030 devront être choisis et construits pendant la période 2000-2030. La répartition dans le temps des investissements en nouvelles capacités de production est la suivante : 20 % entre 2000 et 2010 (environ 5 gw), 30 % entre 2010 et 2020 (environ 7 gw) et un peu moins de 50 % entre 2020 et 2030 (environ 10 gw). C'est au cours de cette dernière période que la majeure partie des centrales nucléaires sera démantelée après 40 ans de fonctionnement conformément à la loi sur la sortie progressive du nucléaire.

L'utilisation de centrales thermiques conventionnelles (centrales monovalentes ou polyvalentes à cycle ouvert) devrait diminuer de manière significative et à un rythme proche du déclassement des centrales existantes. En 2030, la capacité installée de ce type de centrales serait équivalente au cinquième de la capacité installée correspondante en 2000. Leur part passerait ainsi de 35 % en 2000 à seulement 4 % en 2030. De la même manière, on remarque le déclin des capacités nucléaires à partir de 2015.

Ce déclin ainsi que celui des centrales thermiques classiques est compensé pour la plus grande part par une augmentation de la capacité des centrales au gaz à cycle combiné (tgv), à tout le moins jusqu'en 2020. Cette dernière augmenterait pratiquement d'un facteur 5 entre 2000 et 2030 et atteindrait environ 12 gw à la fin de la période de projection. Le développement des centrales au gaz à cycle combiné est lié aux avantages technico-économiques de cette technologie: faible coût d'investissement et rendement de conversion élevé. De plus, des temps de construction relativement courts (2 à 3 ans) favorisent leur déploiement dans le contexte de l'ouverture à la concurrence de la production d'électricité. La capacité installée des petites turbines à gaz pour couvrir la pointe progresserait également. En 2020, la part des centrales au gaz serait à son apogée, représentant un peu moins des trois quarts de la capacité totale (71 %).

L'avantage comparatif des tgv par rapport aux autres types de centrales est fort dépendant du prix du gaz naturel. Ainsi, au-delà de 2020, des prix du gaz naturel en hausse ont pour effet de ralentir considérablement la progression des tgv au profit des centrales super-critiques au charbon qui jouent alors un rôle majeur dans le remplacement des centrales nucléaires sur la période 2020-2030. En 2030, la capacité correspondant à ce type de technologie serait d'environ 6 gw, soit 25 % de la capacité totale.

La part des énergies renouvelables dans le parc de production d'électricité progresserait régulièrement jusqu'à atteindre 4 % en 2030, contre 0,8 % en 2000 et 1,5 % en 2020. Cette progression résulte de la baisse régulière des coûts d'investissement des technologies renouvelables due au progrès technologique et à un effet d'échelle. L'accroissement de capacité provient essentiellement des éoliennes dont la capacité devrait approcher les 800 mw en 2030.

2. La cogénération

La dernière décennie a été marquée par le développement de la cogénération suscitée notamment par des conditions technico-économiques plus favorables que par le passé (prix compétitif pour le gaz naturel, meilleures conditions de revente et d'achat d'électricité au réseau, progrès technologique). Les gains d'efficacité énergétique que la cogénération génère par rapport à la production séparée d'électricité et de chaleur font par ailleurs de la cogénération une mesure essentielle et prioritaire pour réduire les émissions de co2 et atteindre les objectifs fixés dans le Protocole de Kyoto.

Selon le scénario de référence, les centrales de cogénération devraient couvrir 14 % de la capacité électrique totale en 2030. La production d'électricité co-générée représenterait 11 % de la production totale d'électricité en 2030, comparé à 5 % en 2000. Cette évolution débouche sur un taux de croissance annuel de 4,2 % en moyenne sur la période de projection. Le développement est plus significatif sur la période 2000-2020, il accuse un ralentissement entre 2020 et 2030 en raison de prix plus élevés pour le gaz naturel. Le gaz naturel est en effet le combustible privilégié dans les nouvelles installations de cogénération.

En ce qui concerne la production de vapeur, la vapeur produite dans les centrales de cogénération représenterait 57 % de la production totale en 2030 contre 45 % en 2000. En conséquence, la part de la vapeur produite dans les chaudières industrielles diminuerait. Par contre, la production de vapeur dans les chaudières industrielles resterait quasi stable (en termes absolus) sur la période de projection.

3. Structure de la production d'électricité

Comme les perspectives d'évolution des capacités de production d'électricité l'ont déjà montré, la structure de la production d'électricité en Belgique devrait connaître d'importants changements d'ici 2030, principalement en raison de la mise en œuvre de la loi sur la sortie progressive du nucléaire, de l'évolution des prix des combustibles et du progrès technologique.

Sur la période 1990-2000, on observe une relative stabilité de l'allocation de la production entre énergies non-fossiles et fossiles : les centrales nucléaires assurent ainsi quelque 60 % de la production d'électricité et les centrales brûlant des combustibles fossiles un peu moins de 40 %. Au sein de cette seconde catégorie, des substitutions entre combustibles fossiles ont cependant eu lieu, la part du charbon et des produits pétroliers s'est progressivement réduite au profit du gaz naturel (25 % en 2000 contre 10 % en 1990) suite à la mise en service des centrales tgv.

La période 2000-2030 devrait être marquée par la poursuite de la croissance de la part du gaz naturel dans la production d'électricité; cette part atteindrait un maximum de 63 % en 2020, soit quelque 70 000 gwh. Cette croissance est due au développement des centrales à cycle combiné et de la cogénération. A l'inverse, la production d'électricité d'origine nucléaire verrait sa part diminuer régulièrement: légèrement d'abord jusqu'à atteindre 50 % en 2015, plus significativement ensuite en raison du déclassement programmé des centrales nucléaires.

La production d'électricité à partir du charbon connaîtrait de nouvelles perspectives au-delà de 2020, après un déclin régulier et significatif entre 1990 et 2015 en raison du déclassement et du non remplacement des centrales thermiques classiques existantes. En 2015, la production d'électricité à partir du charbon représenterait moins de 1 % de la production totale. Ces nouvelles perspectives déboucheraient sur le développement des centrales supercritiques qui ont un rendement de conversion (environ 50 %) supérieur aux centrales thermiques classiques et qui deviendraient compétitives à partir de 2020 par rapport aux centrales au gaz à cycle combiné. A la fin de la période de projection, la production d'électricité à partir du charbon dépasserait la part qui était la sienne en 1990 et 2000 (respectivement 22 % et 14 %) et couvrirait environ 37 % de la production totale, soit quelque 43 000 gwh.

La production d'électricité à partir d'énergies renouvelables progresserait de manière significative sur la période de projection (+3,1 % par an) et s'élèverait à 5 400 gwh en 2030. Environ 45 % de cette production proviendrait des turbines éoliennes dont la production évoluerait à un rythme de 18,5 % par an entre 2000 et 2030. Cependant, rapportée à la production totale d'électricité, la part des énergies renouvelables resterait faible et inférieure à 5 % en 2030 (elle était de 2,6 % en 2000).

Enfin, il est intéressant de comparer les résultats du scénario de référence relatifs aux énergies renouvelables et à la cogénération avec l'objectif indicatif belge fixé dans la Directive européenne sur la promotion des énergies renouvelables pour la production d'électricité et les objectifs adoptés par les régions flamande et wallonne. En effet, le scénario de référence n'incorpore pas ces objectifs mais bien les politiques et mesures en place à la fin 2001 pour promouvoir ces formes de production d'électricité (cf. chapitre I, section E).

Pour ce qui est des énergies renouvelables, l'objectif indicatif belge spécifie que 6 % de la demande d'électricité devrait être satisfaite par les énergies renouvelables en 2010, et les objectifs régionaux sont en concordance avec cet objectif global. Concernant la cogénération, les objectifs sont, au niveau des régions, tantôt définis en termes de production, tantôt en termes de puissance installée. Traduit en termes comparables, l'objectif global pour la cogénération est d'environ 13 % de la demande totale d'électricité en 2010.

Pour faciliter la comparaison, la figure 18 retrace l'évolution de la contribution des énergies renouvelables (déchets3 non inclus) et de la cogénération à la fourniture d'électricité dans le scénario de référence. Ainsi en 2010, les parts des énergies renouvelables et de la cogénération seraient respectivement de 2,5 % et 8 % et donc bien en deçà des objectifs poursuivis. Ce résultat montre la nécessité de définir et de mettre en place des politiques et mesures spécifiques pour promouvoir ces technologies4.

Dans ce contexte, un scénario alternatif au scénario de référence a été construit et étudié. Ce scénario présuppose que les objectifs ci-dessus sont réalisés et il permet d'en évaluer les conséquences sur la structure de production d'électricité et sur les émissions de polluants (principalement le co2). La description et l'analyse de ce scénario sont fournies dans le chapitre III.

En ce qui concerne les inputs pour la production d'électricité et de vapeur, leur consommation globale devrait diminuer légèrement (-0,1 % par an) entre 2000 et 2030. Cette évolution résulte de l'amélioration du rendement thermique moyen du parc de production et du ralentissement du rythme de croissance de la production. L'amélioration du rendement thermique moyen (60 % en 2030 comparé à 52 % en 2000) provient du développement des tgv et de la cogénération ainsi que du démantèlement des centrales nucléaires auxquelles on attribue un rendement théorique relativement bas de 33 % (cf. supra). Si on considère la seule production d'électricité, l'amélioration est encore plus remarquable puisque le rendement thermique moyen progresserait de 38 % en 2000 à 53 % en 2030.

La consommation de gaz naturel pour la production d'électricité et de vapeur serait multipliée par un facteur 2,6 au cours de la période de projection, passant de 4,6 Mtep en 2000 à 12 Mtep en 2030. La consommation de produits pétroliers, déjà peu importante (3 % en 2000) et en déclin depuis plusieurs années, devrait encore diminuer suite au déclassement des centrales thermiques classiques. La consommation de charbon retrouverait dans le long terme des niveaux comparables (en 2025) et même deux fois plus élevés (en 2030) que ceux de 1995. L'utilisation de biomasse et de déchets devrait également progresser (+1,5 % par an) mais leur part devrait rester faible comparativement aux combustibles fossiles (moins de 4 % en 2030).

4. Coût moyen de production

Dans le scénario de référence, le coût moyen7 de production de l'électricité et de la vapeur, à prix constants, augmenterait modestement sur la période 2000-2030 (+0,3 % par an).8 Après une augmentation de 3 % entre 2000 et 2005, le coût moyen de production resterait quasi stable jusqu'en 2025 et puis connaîtrait une hausse d'un peu plus de 6 % au cours des cinq dernières années de la période de projection où il s'établirait à 58 euros/mwh. Ces évolutions résultent de la combinaison de plusieurs facteurs, certains agissant en sens opposé: la hausse des prix internationaux des combustibles fossiles et en particulier du gaz naturel (cf. chapitre I) et l'amélioration significative du rendement moyen de production agissent sur les coûts de combustibles, et le niveau des besoins en nouvelles capacités de production affecte le coût annuel du capital.

La tendance générale est une baisse des coûts annuels du capital et une hausse des coûts de combustibles. Elle reflète les modifications projetées en matière de structure de production puisque le coût du capital des unités au gaz à cycle combiné est inférieur à celui des centrales nucléaires et dans une moindre mesure des centrales supercritiques au charbon, mais ses coûts de combustibles sont plus élevés.

L'évolution du tarif moyen de l'électricité9 (tous consommateurs confondus) est légèrement différente de celle du coût moyen de production, ce qui reflète une plus grande concurrence dans le secteur. Ainsi, le tarif de l'électricité baisserait régulièrement10 jusqu'en 2020 où il serait inférieur de 8,8 % au niveau de 2000. Il progresserait ensuite entre 2020 et 2030 (+6 %) en raison, d'une part, d'une augmentation des dépenses d'investissement s'inscrivant dans le cadre du renouvellement du parc suite à la fermeture des centrales nucléaires, et d'autre part, de la hausse continue des prix des combustibles. Les dépenses d'investissement croîtraient en effet de manière significative au cours des dix dernières années de la période de projection. Les dépenses cumulées pendant cette période seraient 40 % plus élevées par rapport à celles qui seraient nécessaires entre 2000 et 2020.

1En raison notamment de prix de l'électricité plus compétitifs dans les pays voisins.

2Pompage non inclus.

3En fait, seule la partie biodégradable des déchets ménagers et industriels est considérées comme une source d'énergies renouvelables dans les décrets régionaux. Par ailleurs, en Wallonie, l'obligation de réaliser une économie de 10 % de co2, fait que l'incinération, même de la partie biodegradable des déchets, n'est pas eligible dans le cadre du système de certificates verts.

4Comme les systèmes de certificats verts mis en place récemment en Flandre (2002) et en Wallonie (2003).

5n.b. Les courbes relatives aux énergies renouvelables et à la cogénération sont indépendantes.

6C'est-à-dire la production d'électricité seule, la cogénération et la production de vapeur dans les chaudières industrielles.

7Tous producteurs confondus (entreprises d'utilité publique, auto-producteurs industriels, autres producteurs).

8L'annexe 3 présente l'évolution des coûts de production de différents types de centrales électriques.

9Dans le modèle primes, le tarif de l'électricité est un indicateur qui agit comme une "proxy "pour le prix moyen de l'électricité. Il est constitué pour 50 % du coût moyen de production et pour 50 % du coût marginal de long terme.

10Nonobstant une hausse de 1,5 % entre 2000 et 2005.