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Le modèle Artelys Crystal Super Grid, développé par la société française Artelys, se focalise sur le secteur de l’électricité. Fonctionnant avec une haute résolution temporelle, il permet d’évaluer l’impact de mesures affectant le parc de production, par le biais de divers indicateurs. Ces derniers ont notamment trait à la sécurité d’approvisionnement, au coût de l’électricité, et à la durabilité du système, via les émissions de gaz à effet de serre.
Cette étude analyse le rôle que l'éolien offshore peut jouer pour aider la Belgique à atteindre la neutralité climatique d'ici 2050. La zone économique exclusive belge est limitée et son exploitation à des fins énergétiques ne peut être étendue indéfiniment. Par conséquent, le développement de projets conjoints hybrides d’énergie éolienne offshore a été étudié. Ces projets fournissent à la fois une capacité d'énergies renouvelables et peuvent servir d'interconnecteurs reliant différents pays. Deux scénarios ont été définis et étudiés. Ils se distinguent par l’envergure de ces hubs hybrides et l’offre d'électricité nécessaire à une économie belge défossilisée.
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).
Le 22 décembre 2017, le Bureau fédéral du Plan a été sollicité par le cabinet de la ministre fédérale de l’Energie Mme Marghem pour réaliser une nouvelle étude. Cette mission répond à la demande de pouvoir disposer de chiffres additionnels suite à la parution de la note sur une vision commune pour la transition élaborée par les quatre ministres de l’Energie. L’étude présente une analyse de l’impact sur des indicateurs socioéconomiques prédéfinis de quatre scénarios électriques en 2030.
Ce rapport, rédigé à la demande de la ministre fédérale de l’Energie, s’inscrit dans le prolongement de l’analyse coûts-bénéfices réalisée en février 2017 par le Bureau fédéral du Plan. Ce rapport la complète en examinant une série de nouveaux éléments qui ont un impact sur le parc de production belge. Quatre questions sont abordées. Premièrement, l’impact d’une augmentation de 2 GW de la capacité de transport aux frontières de la Belgique sur le fonctionnement du parc domestique de production thermique flexible est analysé. Plus particulièrement, les effets de cette augmentation sur la durée de fonctionnement des centrales au gaz, le coût marginal du système, les émissions de CO2, les volumes de gaz naturel nécessaires et l’emploi sont décrits. Deuxièmement, le rapport évalue le coût du maintien en service des centrales au gaz actuelles et le compare au coût de construction de nouvelles unités fiables et flexibles. Troisièmement, les effets socioéconomiques d’un risque accru de black-out sont passés en revue. L’asymétrie économique qui en résulte en termes des coûts et bénéfices du maintien d’une capacité de production intérieure suffisante pour respecter le critère légal de perte de charge (LOLE) de 3 heures est documentée. Enfin, la question de la fermeture anticipée des centrales au gaz présentes sur le marché belge et qui n’ont pas encore atteint la limite de leur durée de vie opérationnelle est examiné au travers de plusieurs indicateurs.
Ce rapport présente une analyse coût-bénéfice de plusieurs scénarios compatibles avec l’adéquation du système électrique belge d’ici 2027. Ces scénarios se fondent sur les informations contenues dans deux rapports publiés en 2016 par le gestionnaire du réseau de transport national Elia. Les rapports d’Elia étudient l’adéquation et les besoins en flexibilité du système électrique belge dans le futur ; ils déterminent si un bloc structurel est nécessaire ou non et, le cas échéant, précisent son volume. On définit le bloc structurel comme le volume de puissance nationale réglable nécessaire pour équilibrer à tout moment l’offre et la demande d’électricité selon les critères légaux actuels de sécurité d’approvisionnement. L’analyse coût-bénéfice se penche sur les effets de différentes compositions du bloc structurel sur plusieurs éléments du bien-être social. Elle répond à des préoccupations exprimées par un certain nombre de stakeholders après la publication des rapports d’Elia.
Cette étude analyse, par le biais d’une double méthodologie, l’impact de l’arrêt et du redémarrage de plusieurs réacteurs nucléaires sur les prix de gros de l’électricité sur la bourse belge de l’électricité. Dans la première approche, un modèle statistique stable est construit à partir de données de marché publiées et est ensuite exploité pour examiner les effets des variations de production nucléaire d’électricité sur les prix du marché. La quantification de ce phénomène (également appelé « le merit-order effect ») par le biais de méthodes économétriques a révélé une baisse de prix estimée à 10 €/MWh environ sur une année pour une augmentation de la capacité nucléaire de 2,5 GW. Ces résultats mettent en lumière le degré d’ouverture du marché belge et son corollaire, sa forte dépendance aux échanges transfrontaliers d’énergie. À côté de cette analyse empirique, l’outil d’optimisation Crystal Super Grid a permis d’estimer l’impact de la relance des réacteurs nucléaires sur plusieurs indicateurs du paysage électrique belge et européen. À titre d’exemples, on observe des effets positifs sur le niveau du bien-être général, la rente du consommateur et les émissions de CO2. Cette analyse confirme l’effet « merit-order » négatif sur les prix, qui est calculé à 3,8 €/MWh en moyenne sur une année. Toutefois, des pics horaires sont observés avec des valeurs pouvant atteindre 30 €/MWh. L’étude décrit ensuite les causes possibles de divergence de résultats entre les deux approches.
Nos constatations ont des implications importantes pour les politiques à mener. En effet, elles montrent la nécessité de tenir compte des pressions à la baisse exercées par une production nucléaire prolongée d’électricité sur les prix de gros de l’électricité au cas où l’on envisagerait de revoir (le calendrier de) la loi sur la sortie du nucléaire. Ces effets sont de nature à retarder la transition énergétique qui s’impose vers une économie à faible intensité en carbone.
Libéralisation, marché intérieur, interconnexions, réduction des émissions de gaz à effet de serre, développement des énergies renouvelables : ces objectifs sont-ils conciliables ? Et dans l’affirmative, le courant passera-t-il toujours ? Cette question constitue une préoccupation majeure de nombreux acteurs sur la scène électrique, dont le Secrétaire d’État à l’Énergie qui doit veiller à garantir la sécurité d’approvisionnement. Or, cette sécurité n’est pas des plus évidentes à assurer à une période où une part croissante de l’électricité est produite par des sources d’énergie variables et où les signaux d’investissement sont faussés. L’absence d’investissements dans une capacité de réserve et - dans le pire des cas - une capacité insuffisante de production peuvent entraîner des coûts très importants pour la société. Ce Working Paper analyse le coût d’un événement spécifique qui pourrait survenir en dépit de toutes les initiatives et mécanismes qui existent : une panne de courant nationale qui paralyse l’économie belge durant une heure.
Cette étude présente une analyse des effets des réformes de marché dans le secteur de l'électricité en Belgique. Cette analyse est basée sur les leçons qui peuvent être tirées, pour la Belgique, des expériences de plusieurs pays, à savoir la Grande-Bretagne, l'Espagne et l'Allemagne.
Bureau fédéral du Plan
