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Le coronavirus secoue le secteur électrique belge (17/06/2020)

La période inédite de long confinement qui a été décidée suite à la propagation du coronavirus à l’échelle mondiale a eu des répercussions dans tous les domaines de la société. Compte tenu de la nature, de l’ampleur et de la célérité de la crise sanitaire, les marchés de l’énergie n’ont pas été épargnés et le paysage énergétique en a été perturbé.  Certains points faibles du système actuel sont ainsi apparus au grand jour.

Ce bref article est centré sur le secteur électrique belge et traite des effets d’offre et de demande. La crise du coronavirus a tout d’abord créé un double effet de demande. D’une part, le confinement a occasionné la fermeture (partielle) de nombreuses entreprises, d’établissements scolaires, voire même de secteurs entiers de l’économie. Mais, d’autre part, la demande d’électricité des ménages n’a pas été affectée négativement, bien au contraire. Ces deux effets contraires ne s’annulent toutefois pas et, au total, la consommation instantanée d’électricité (la charge) a baissé, durant la crise, jusqu’à 20 % en dessous de sa moyenne des six dernières années (2014-2019). L’analyse de la baisse de la consommation électrique totale est un bon indicateur du recul de l’activité économique, tandis que l’augmentation de la consommation des ménages apporte un éclairage sur les nouveaux comportements et habitudes adoptés à l’occasion de la crise comme le lever plus tardif, l’utilisation accrue des consoles de jeu, lave-linge et lave-vaisselle en semaine, etc.

Les effets sur la demande ont eu des répercussions sur l’offre d’électricité, non seulement en termes de niveau, mais aussi de composition. Premièrement, les réacteurs nucléaires ont assuré environ 50 % de la génération d’électricité domestique durant la période de confinement. L’exploitant des centrales nucléaires a opté pour la politique de continuité (« no touch ») : la production nucléaire n’a pas été altérée pendant la période étudiée. La politique du « no touch » limite le risque de procéder à des entretiens et, partant, celui de contaminer au coronavirus le personnel supplémentaire sur les sites nucléaires ; mais elle s’explique aussi par d’autres contraintes techniques[1]. En outre, les conditions météorologiques en mars et avril 2020 ont été particulièrement favorables à la production d’électricité renouvelable. Le soleil et le vent ont assuré une partie importante de la production d’électricité sur le territoire, leur part augmentant de 10 points de pourcentage en comparaison avec la même période en 2019. Par contre, le gaz naturel a été en retrait : on a observé une forte baisse (de quelque 30 %) de la production des centrales belges au gaz.

La faible demande, combinée à l’offre nucléaire constante, à la production solaire et éolienne élevée et au fonctionnement de plusieurs centrales ‘must run’, ont conduit à un excès d’offre d’électricité par rapport à la demande durant certaines périodes de la crise, ce qui a débouché par moments sur des prix négatifs voire très négatifs sur le marché à 24 heures (Day-Ahead). Ces prix négatifs ne sont pas exceptionnels : le marché Day-Ahead y a déjà été confronté. L’exception tient au fait que des prix négatifs ont été enregistrés durant des jours ouvrables de la période de confinement et pendant plus d’une ou plusieurs heures. Les prix ont baissé jusqu’à atteindre -90 €/MWh, le prix moyen Day-Ahead devenant dès lors négatif. Le manque de flexibilité du système durant cette période n’a pas aidé. La flexibilité peut être assurée par le stockage de l’énergie (comme les batteries), la gestion de la demande (qui est très difficile en cas de lock down économique), la disponibilité d’unités de production flexibles (comme les centrales au gaz), les interconnexions et la limitation de la production (ou curtailment).

Une étude récente menée par l’université Erasmus de Rotterdam a montré que les prix extrêmes sont plus souvent observés dans des systèmes comportant des parts plus élevées d’énergies renouvelables variables.  Il s’avère, en outre, que plus la part du renouvelable variable est élevée, plus les pics négatifs de prix sont marqués.

En février 2020, les autorités belges ont transmis leur stratégie à long terme à la Commission européenne dans le cadre de la gouvernance de l'Union de l'énergie. Elles y précisent notamment comment elles entendent rendre le secteur électrique belge neutre en carbone d’ici 2050. La poursuite du déploiement des énergies renouvelables variables et leur intégration constituent le fil rouge de la stratégie. Pour mener à bien ce processus, elles doivent tirer les leçons de cette crise sanitaire et investir, dans le cadre de la relance économique, dans la flexibilité nécessaire pour préparer le système électrique aux défis de demain.   

 

[1] Liées à la phase du cycle du combustible nucléaire.

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