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Dans un souci de transparence et d’information, le BFP publie régulièrement les méthodes et résultats de ses travaux. Les publications sont organisées en séries, entre autres, les perspectives, les working papers et planning papers. Certains rapports peuvent également être consultés ici, de même que les bulletins du Short Term Update publiés jusqu’en 2015. Une recherche par thématique, type de publication, auteur et année vous est proposée.

Fuel for the future - More molecules or deep electrification of Belgium's energy system by 2050 [WP 04-20]

Dans ce rapport, la place que l’hydrogène pourrait occuper dans le futur système énergétique de la Belgique d’ici 2050 est examinée. Ce rapport se concentre plus particulièrement sur deux évolutions contrastées des usages (finaux) de l’énergie : d’une part, une forte électrification de la consommation finale d’énergie, d’autre part, une augmentation soutenue du recours au gaz pour les transports, les besoins de chaleur (industrielle) et la production d’électricité. Il décrit différents résultats de deux visions d’avenir, notamment sur le plan des investissements nécessaires dans les infrastructures (les interconnexions, les électrolyseurs, le stockage).

À l’heure où nous tentons de faire face aux conséquences sanitaires et économiques de la pandémie de coronavirus, les hautes instances tant nationales que supranationales multiplient les annonces sur des plans de relance incluant notamment des stimulants budgétaires dans le but d’éviter de nouvelles catastrophes économiques. Le développement de l’économie de l’hydrogène est une opportunité souvent citée pour sortir de la récession. Dans cette perspective, la Commission européenne a formulé une stratégie pour l’hydrogène visant à installer une capacité de 40 GW d’électrolyseurs pour l’hydrogène renouvelable à l’horizon 2030. La Belgique a déjà fait part de son ambition en matière d’hydrogène dans sa stratégie de long terme, qu’elle a transmise en février 2020 à la Commission européenne.

Dans ce rapport, le Bureau fédéral du Plan s’attache à examiner la place que l’hydrogène pourrait occuper dans le futur système énergétique de la Belgique d’ici 2050. Ce rapport se concentre plus particulièrement sur deux évolutions contrastées des usages (finaux) de l’énergie : d’une part, une forte électrification de la consommation finale d’énergie, d’autre part, une augmentation soutenue du recours au gaz pour les transports, les besoins de chaleur (industrielle) et la production d’électricité. Ces trajectoires d’avenir divergentes nous permettent de définir deux scénarios différents, appelés « forte électrification » et « approvisionnement diversifié ».

Ces deux scénarios respectent et sont compatibles avec l’objectif de limiter la hausse de la température de 1,5 °C, telle que convenue dans l'accord de Paris de 2015 : ils ouvrent la voie à une décarbonation totale (émissions nettes de gaz à effet de serre nulles) d’ici 2050. Pour atteindre cet objectif de décarbonation complète, on suppose que l’électrification tant directe qu’indirecte va (décoller et) s’intensifier considérablement. L’électrification directe implique que les combustibles fossiles utilisés pour certains usages finaux de l'énergie (comme par exemple le transport et le chauffage) sont remplacés par l’électricité. C’est exactement ce que vous faites quand vous achetez une voiture électrique ou une pompe à chaleur. L’électrification indirecte, quant à elle, signifie que l’électricité est d’abord utilisée dans des processus industriels puis convertie dans un produit tel que l’hydrogène ou l’ammoniac. Ces deux produits peuvent à leur tour être utilisés pour satisfaire la demande en énergie des consommateurs, que ce soit pour les transports, le chauffage, les processus industriels ou la production d'électricité.

Les scénarios intègrent tous deux l’électrification directe et indirecte mais dans des modalités différentes. Le scénario ‘forte électrification’ repose avant tout sur l’électrification directe, tandis que le scénario ‘approvisionnement diversifié’ table davantage sur une électrification indirecte.

L’analyse présentée ici fait appel à une sélection d’indicateurs (appelés ICP - indicateurs clés de performance) pour analyser l’impact d’une augmentation de l’électrification (in)directe sur le futur système électrique belge. De manière générale, dans les deux scénarios, la demande totale d’électricité augmente significativement d’ici 2050, en comparaison avec les niveaux actuels : la demande est jusqu’à trois fois supérieure à celle de 2018. En outre, la flexibilisation partielle de la demande d’électricité s’avère une aide importante pour faciliter l’exploitation du futur système énergétique.

En 2050, l’électricité sera fournie par une combinaison de production intérieure (88 %) et d’importations nettes (12 %). La production intérieure est assurée par un système composé dans une large mesure de sources d’énergie renouvelables : la part de ces sources d’énergie renouvelables dans le mix de production électrique oscille entre 67 % et 68 %. Ce large pan renouvelable ne signifie toutefois pas que le chant  du cygne s’élèvera sous peu au-dessus des centrales au gaz. Le gaz, qui englobe à la fois les gaz de synthèse (renouvelables), le biogaz et du gaz naturel résiduel brûlé dans des unités thermiques équipées d'un système de capture et de stockage du carbone, représente un tiers (32 % à 33 %) du futur mix électrique.

La Belgique demeure, en 2050, un importateur net d’électricité : nous importons plus d’électricité que nous n’en exportons. Les importations nettes représentent, en moyenne, 29 TWh. Un hiver froid, comme simulé pour l’une des années climatiques investiguées, fait baisser la production intérieure d’électricité (et d’hydrogène) et croître les importations nettes. Malgré tout, la Belgique exporte (et transmet) de l’électricité. Ses principaux clients sont la France et le Royaume Uni qui disposent tous deux de centrales nucléaires dans leur mix de capacités de production en 2050. La Belgique importe essentiellement des Pays-Bas, et dans une moindre mesure de l’Allemagne.

La réduction de la production (curtailment) est faible dans les deux scénarios et l’adéquation de la production peut être assurée, même durant des hivers plutôt rigoureux (à l’exemple de l’hiver 2010), selon les (doubles) critères légaux actuels. Le coût marginal du système, un proxy pour les prix de gros de l’électricité, est en moyenne comparable dans les deux scénarios.

Les deux points sur lesquels les scénarios divergent sont les besoins de flexibilité et les instruments privilégiés de flexibilité. Dans les systèmes électriques d’avenir, la flexibilité est capitale dès lors que le taux de pénétration des sources d’énergie renouvelables variables (éolien et solaire) est élevé : ces sources représentent 58 % à 60 % de la production intérieure d’électricité. Puisqu’elles sont tributaires des conditions météorologiques (l’électricité n’est produite que si le vent souffle et que le soleil brille), d’autres moyens de production, de gestion de la demande et de stockage doivent pallier les insuffisances. Vient en outre s’ajouter, à ces besoins de flexibilité, la dynamique de la demande (les pics journaliers, jours de la semaine-weekend, les cycles saisonniers). Les besoins de flexibilité sont plus importants dans le scénario « approvisionnement diversifié » et les électrolyseurs, combinés aux centrales au gaz, assurent l’essentiel de la flexibilité sur base quotidienne, hebdomadaire et annuelle. Dans le scénario « forte électrification », les importations d’électricité et les véhicules électriques jouent un rôle plus important dans la flexibilité quotidienne et hebdomadaire dès lors qu’ils compensent la moindre capacité installée d’électrolyseurs. Ces derniers contribuent toutefois à alléger les besoins de flexibilité, même dans le scénario « forte électrification » où ils couvrent la moitié des besoins annuels.

Les réseaux gaziers existants sont sollicités dans les deux scénarios, mais les proportions et l’objectif principal recherché varient. Dans le scénario « approvisionnement diversifié », ils contribuent essentiellement à satisfaire les utilisations finales de l’énergie, alors que dans « forte électrification », ils constituent un important instrument de flexibilité du système électrique.

Un autre constat intéressant est que les échanges d’électricité sont plus nombreux dans le scénario « forte électrification » nonobstant des importations nettes comparables à celles du scénario « approvisionnement diversifié » : on y observe à la fois plus d’importations, mais aussi plus d’exportations. Ce constat peut s’expliquer par deux facteurs : premièrement, des capacités de transfert nettes légèrement plus élevées, deuxièmement, un degré plus élevé de flexibilité de la demande d'électricité qui ouvre la voie à des opportunités intéressantes d'importation et d'exportation d'électricité.

La demande totale d'hydrogène (comprenant l'hydrogène pur et l'hydrogène transformé ensuite en gaz et liquides de synthèse) est importante en Belgique. Si la Belgique envisage de produire une (grande) partie de cet hydrogène sur son territoire, elle devra prévoir un grand éventail de sources d'énergie renouvelables (y compris le biogaz). En effet, la production domestique d'hydrogène par le biais d’électrolyseurs pourrait atteindre jusqu’à 99 (80) TWh dans « approvisionnement diversifié » (« forte électrification »). L'importation d'hydrogène est une option complémentaire : elle augmentera s'il n'y a pas ou peu d'électricité bon marché disponible et/ou si le prix de la production d'hydrogène à l’étranger et de son transport vers notre pays est plus intéressant ('shipping the sunshine').

Pour ce qui concerne les coûts d’exploitation du système électrique, ils semblent un peu moins élevés dans « forte électrification » en comparaison avec « approvisionnement diversifié ». Toutefois, l’écart entre les deux scénarios est plutôt réduit, surtout en comparaison avec le coût total du système énergétique.

Les coûts d’exploitation n’incluent cependant pas les coûts d’investissement (ou annuités) afférents aux différents systèmes, ils correspondent uniquement aux coûts induits par l’exploitation du système électrique (production, curtailment et perte de charge). Or, les coûts d’investissement (qui ne sont pas abordés dans cette publication) seront considérables. En effet, le système énergétique du futur repose sur de nombreuses infrastructures (capex) et un grand nombre d’investissements doivent encore être réalisés (réitérés) ou modernisés. Les deux scénarios comptent, en 2050, sur une capacité installée de 39 GW de solaire photovoltaïque et de 25 GW d’éolien. En revanche, la capacité d’électrolyse, d’interconnexion et des centrales au gaz varie selon les scénarios. La première s’élève à 19,1 (10,6) GW dans « approvisionnement diversifié » (« forte électrification »), la deuxième représente 14 (14,4) GW et la troisième 11,0 (15,8) GW.

Si l’on veut encourager les parties prenantes potentielles à investir des capitaux dans le développement de tels systèmes, il est de la plus grande importance de créer un cadre réglementaire et politique stable. À cet égard, outre l'ambition affichée dans le Green Deal, la dernière proposition de la Commission européenne en matière d’objectif de réduction des émissions totales de gaz à effet de serre pour 2030 et le règlement imminent sur le climat ne sont pas de simples déclarations, elles créent un cadre dans lequel devraient s’inscrire des politiques nationales pérennes.

Enfin, de nouvelles analyses centrées sur les coûts d’investissement, les risques potentiels pour les acteurs du marché ou les adaptations nécessaires du design du marché qui seraient associés aux deux systèmes étudiés ici, viendraient compléter utilement ce rapport. Ces analyses feront l’objet d’autres publications.

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Planning & Working Papers

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