Pic de consommation d électricité Etat des lieux dans le cadre de la sortie du nucléaire à l horizon mai 2011

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1 Pic de consommation d électricité Etat des lieux dans le cadre de la sortie du nucléaire à l horizon mai 2011

2 Pic de consommation d électricité Etat des lieux dans le cadre de la sortie du nucléaire à l horizon 2015 Contexte La question de la capacité de production d électricité pour assurer la demande de pointe se pose dans tout marché libéralisé avec ou sans nucléaire. Des incitants sont nécessaires. Si notre analyse sur le volume annuel de production des capacités de remplacement des trois plus anciens réacteurs nucléaires ne trouve pas ou peu de détracteurs, la question de la capacité à gérer le pic de consommation d électricité el les mesures règlementaires à adopter sont exposées çidessous. 1. Evolution de la capacité de production nette installée en Belgique MW installés Unités de production d'électricité Autoproducteurs Total mi 2011 Projeté fin 2015 Année Unités de production d'électricité Autoproducteurs Total

3 mi Projeté Sources : FEBEG (jusque 2008), Elia (2011), calculs internes pour 2015 sur base du rapport REPAP d EDORA L évolution des capacités de production en Belgique montre que l impact le plus important sur la capacité installée n est pas la loi de sortie du nucléaire mais bien la libéralisation des marchés car la baisse d investissement est surtout perceptible entre 2000 et 2005, lors de la première phase de libéralisation du marché de l électricité. Enfin, l évolution projetée fin 2015 (voir plus bas), même compte tenu de la fermeture des trois plus anciens réacteurs, illustre une capacité installée en hausse. 2. Le pic de consommation d électricité en Belgique Sur base des données fournies par le gestionnaire du réseau de transport (GRT), ELIA, qui est chargé de réguler l équilibre du réseau électrique de haute tension en Belgique, les pics de consommation ont été les suivants : Date et heure du pic de consommation Puissance nécessaire er décembre entre et MW janvier entre et MW janvier entre et MW décembre vers 18h MW février vers 18h MW décembre entre et MW janvier entre et ,8 MW Source: ELIA Aujourd hui, la capacité de production installée en Belgique est de ,1 1 MW. Si on applique un coefficient (très conservateur) de disponibilité de l éolien lors des pointes de consommation (10% - chiffre retenu par la Elia), on parvient à ,7 MW. Il n y a donc aucun problème lorsque toutes les unités fonctionnent. Cependant, des problèmes divers peuvent survenir (entretiens, accidents, incidents comme par exemple un incendie dans un bâtiment annexe à Doel 4 en décembre 2010 et dès lors un réacteur de 1039 MW qui devient de suite indisponible). La marge de réserve 2 retenue par le SPF Economie dans 1 Le parc de production pris en compte par Elia inclut aussi une unité au Grand-duché du Luxembourg ( Esch sur Alzette, 376 MW), qui fait partie de la zone de réglage d Elia. Si stricto sensu, elle appartient au parc luxembourgeois, GDF Suez qui exploite cette unité est lié par un contrat de fourniture avec Elia. Par ailleurs, le parc de production d Elia n intègre qu une partie seulement du parc éolien raccordée au réseau. Les autres parcs éoliens sont raccordés au réseau moyenne tension des GRD. Toutefois, Elia prend en compte le total des capacités installées pour le calcul des réserves, ce que nous avons donc fait. 2 Cette marge de réserve, dénommée en anglais «system reserve margin», correspond au rapport entre la capacité totale nette installée et la demande brute de pointe. Elle découle de la marge nécessaire pour

4 son étude sur les perspectives en électricité est de 21% (11% d indisponibilité sur base des chiffres , 5% pour les contraintes de services d Elia, 5% de marge pour imprévus 4 ). Sur base des chiffres de pics de consommation qui précèdent, en 2010, ,5 MW (soit MW + 21%) étaient nécessaires pour assurer le quart d heure de pointe extrême avec une marge de sécurité de 21%. En 2007, ,4 MW (soit MW + 21%) étaient nécessaires pour assurer la pointe la plus importante de ces dernières années. Il n y a donc, aujourd hui déjà, en théorie, pas assez de capacité de production pour répondre à la pointe extrême de consommation avec une marge de réserve de 21%. Si on applique les hypothèses les plus pessimistes (en prenant donc en compte l utilisation de toute la marge, soit 21% et sur base de la capacité installée en mai 2011), en 2010, 0,03% du temps 5 (2009 jamais) de l année furent susceptibles de nécessiter de l importation lors de pics de pointe. Ces réflexions sont entièrement théoriques : la nécessité de s approvisionner en électricité au meilleur prix implique parfois d importer plutôt que de produire sur son propre territoire mais aussi d exporter à certaines périodes pour délester le réseau. En 2009, la Belgique a été exportatrice nette et en 2010, ce fut le cas jusqu en décembre et l arrêt de production de Doel 4 (le solde final pour 2010 étant très légèrement en faveur des importations). 3. Les pics de consommation dans les pays voisins Sur bases des données fournies par ENTSO-E, il est possible de comparer les demandes de pointe dans les pays frontaliers de la Belgique. En 2010, la comparaison des mois les plus froids (c est-àdire ceux qui connaissent la plus importante demande de pointe en Belgique) montre que l ensemble de la zone ne connaît pas sa pointe respective en même temps même s il peut arriver que deux pays voisins connaissent leur pointe de consommation au même moment. Janvier 2010 Févier 2010 Novembre 2010 Décembre 2010 Belgique jan 19h fev 19h nov 18h dec 18h France jan 19h fev 19h nov 19h dec 19h Pays-Bas jan 18h fev 18h nov 18h dec 18h Allemagne jan 19h fev 19h nov 18h dec 18h Cette non concordance des demandes de pointe permet des importations et exportations entre pays voisins pour assurer les demandes de pointe au meilleur prix et réduire les coûts d investissement dans des unités de pointe appelées à très peu fonctionner sur base annuelle. Plus généralement, il y a intégration progressive des réseaux d électricité au niveau ouesteuropéen ; à terme, c est plutôt à cette échelle que la question de la suffisance des capacités de production pour couvrir la pointe se posera, et non plus à une échelle nationale. 4. Les capacités de production d électricité en Belgique en 2015 Nous avons pris plusieurs hypothèses pour projeter le parc de production d électricité belge en Nous avons ajouté au parc de production des unités TGV (total de 1740 MW), des éoliennes (total de 1686 MW) ainsi que d autres unités renouvelables et de cogénération tout en prenant en compte les changements d affectation de certaines unités existantes. En parallèle, nous avons retiré diverses compenser l indisponibilité moyenne des centrales durant l hiver, d une une marge attribuée aux «services système» d Elia et d une marge pour faire face aux fluctuations aléatoires de la charge (par exemple, liées à des vagues de froid) et de la production (par exemple, dues à une indisponibilité de la production supérieure à la moyenne). 4 5 Soit 13 quarts d heure.

5 unités du parc 6 de par leur vétusté (total 1340 MW 7 ) ainsi que les trois plus anciens réacteurs nucléaires (1828 MW) Nous arrivons donc à un total de ,1 MW installés. Si on applique un facteur de disponibilité de 10% aux éoliennes, qu on retire de cette liste la puissance installée en photovoltaïque ainsi que la géothermie, ce chiffre devient ,3 MW 8. Cette projection nous conduit à une capacité de production à partie de sources d énergies renouvelables de près de 30% du parc de production pour une production estimée approchant les 8% de la demande annuelle (pour une consommation annuelle projetée de 95 TWh). Pour rappel, la Belgique s est engagée à produire 13% de sa consommation finale en énergie à partir de sources d énergie renouvelable en Enfin, si ce scénario renouvelables paraît volontariste, rappelons la décision des 4 Ministres de l énergie de mars 2011, décision qui vise à étudier un scénario d une Belgique approvisionnée à 100% par les énergies renouvelables en La liste des capacités projetée figure en annexe. possède la centrale hydraulique de Coo qui lui permet de faire face à des pannes en délivrant instantanément une puissance de 1000 MW pendant 5 heures. Cette centrale est donc essentielle à. 5. Pic de consommation et capacité de production projetée en 2015 On peut raisonnablement considérer une capacité de production projetée en 2015 de ,1 MW dans un scénario basé sur des hypothèses conservatrices. Compte tenu de la marge de réserve (21%) et de l indisponibilité partielle des unités renouvelables, cela porte la capacité nette disponible à ,8 MW).. Pour évaluer la demande de pointe, une première méthode consiste à appliquer un coefficient d augmentation de la demande de pointe, correspondant à l augmentation générale de la consommation d électricité annuelle. Pour ce faire, nous avons donc effectué nos calculs sur base de la demande de pointe de l année 2010 augmentée de 0,8% annuel 9. Nous obtenons alors MW. On peut estimer que dans le pire des scénarios (c est-à-dire que l ensemble de la marge de réserve est indisponible et que les sources d énergie renouvelables sont à leur plus bas), seuls 1,8% de l année (soit 155 heures) nécessiteraient des importations. Ce scénario est pessimiste à plusieurs titres, entre autres : - il implique qu aucune procédure n est mise en place pour permettre au GRT de faire des appels d offre pour capacités en pointe (voir plus bas), - il ne prend pas en compte la mise en service de nouvelles unités de production par des investisseurs privés, dont on peut raisonnablement penser que l intérêt à les construire sera plus important si la sortie du nucléaire est confirmée. - il ne prend pas en compte les possibilités offertes par un renforcement une meilleure gestion des réseaux d électricité (dits réseaux intelligents 10 ). - il implique de ne prendre aucune nouvelle mesure pour réduire la consommation d électricité (par exemple, sortie du chauffage électrique, amélioration de l isolation et du chauffage du bâti et donc 6 Déclassements considérés comme certains et probables par le Gemix. Les déclassements considérés comme possibles par le Gemix n ont pas été pris en compte, de la même manière que nous n avons pas pris en compte les possibles nouvelles unités de production, notamment les nombreux projets de centrales TGV annoncés et dont la concrétisation n a pas encore réellement débuté, mais qui pourraient voir le jour avant 2015 ou peu après, pour une puissance totale de plus de MW. 7 Ce total est issu de calculs tenant compte également des unités remplacées et augmentées sur des sites existants. 8 Ce chiffre est basée sur une évolution du parc de production raccordé au réseau d Elia, tel que renseigné en mai Ces facteurs d augmentation sont issus du WP 102 du Bureau du Plan d octobre Notons que le Bureau du Plan estime que la prolongation du nucléaire entraîne un facteur d augmentation plus élevé! 10 Voir l initiative wallonne REDI (Réseaux électriques durables et intelligents).

6 réduction de l utilisation de chaufferettes électriques, mesures d incitation à la réduction de consommation industrielle, ). Cependant, certaines mesures d isolation des bâtiments rendront aussi plus fréquent le recours aux pompes à chaleur, ce qui augmentera la consommation d électricité Situation actuelle de la réglementation pour concilier l organisation de marché et la nécessité d avoir des capacités disponibles pour les pics de consommation La mise en place d une procédure d appel d offres L article 5 de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité prévoit que le ministre de l Energie puisse recourir à une procédure d'appel d'offres pour l'établissement de nouvelles installations de production d'électricité lorsque la sécurité d'approvisionnement n'est pas suffisamment assurée par : 1 la capacité de production en construction; ou 2 les mesures d'efficacité énergétique; ou 3 la gestion de la demande. Légalement donc, le ministre de l Energie a déjà toutes les cartes en main pour pallier l insuffisance de production en électricité de la Belgique. L étude sur les perspectives d approvisionnement en électricité , réalisée par le SPF Economie et le Bureau Fédéral du Plan, recommande par ailleurs explicitement la prise rapide d un arrêté royal sur base de l article 5 de la loi électricité (p.189 de l étude). Les Ministres successifs de l énergie ne l ont jamais fait, parce que cela ne cadrait pas avec la stratégie de prolongement des centrales nucléaires. Information de fermeture Les articles 38 à 40 du règlement technique prévoient que l utilisateur du réseau de transport doit «informer» le Gestionnaire du Réseau de Transport, 12 mois avant la fermeture d une unité de production d électricité. Le projet de loi de mise en œuvre en Belgique du «troisième paquet Energie» prévoit que le Ministre doit être informé 18 mois avant la fermeture d une installation. Cela ne changera pas grand-chose par rapport au règlement technique parce qu il ne s agit seulement que d une information. 7. Propositions de solutions réglementaires pour concilier l organisation de marché et la nécessité d avoir des capacités disponibles pour les pics de consommation Mise en place d une procédure d autorisation de fermeture temporaire ou définitive La loi de 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité devrait selon nous, et comme proposé par la CREG, être complétée, dans le cadre de la transposition du «3 e paquet Energie», par un article stipulant que : La mise à l arrêt définitive ou temporaire d une installation de production d électricité est soumise à l'octroi préalable d'une autorisation délivrée par le ministre sur proposition de la CREG. 11 En 2015, les voitures électriques ne représenteront pas (encore?) une consommation ni une demande de pointe significative. Il y a, aujourd hui en Belgique, 80 véhicules électriques, et les Pays-Bas ont un plan de développement du véhicule électrique qui vise véhicules en 2040.

7 Les critères d'octroi de l autorisation de mise à l arrêt devraient notamment porter sur la sécurité d approvisionnement et l équilibrage du réseau. En effet, une décision de fermeture est prise en fonction de critères économiques et stratégiques propres au producteur. Ceux-ci peuvent différer des priorités du réseau ou du pays. La possibilité pour Elia de s engager dans certaines activités de production Egalement dans le cadre de la transposition du «3e paquet Energie», l article 19 de la loi de 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité devrait selon nous et comme proposé par la CREG être modifié pour stipuler que le gestionnaire de réseau de transport (Elia) puisse s engager dans certaines activités de production afin de produire lui-même ses réserves pour l équilibre de son réseau (en cas de pic de consommation notamment) et pour compenser les pertes sur celui-ci. Il faut en effet bien distinguer deux types de production d'électricité. D une part, la production en vue de la vente qui doit rester interdite aux gestionnaires de réseaux car elle serait de nature à créer des conflits d'intérêt et une concurrence déloyale. D autre part, la production pour les besoins propres des réseaux. Permettre ce dernier type de production revient à optimiser le processus d'achat tant de l'énergie que de services auxiliaires. Si Elia achète (ou loue) un équipement de production, contracte un service de maintenance et d'exploitation de cet outil, cela entraînera par ailleurs une baisse des tarifs liée au fait que le gestionnaire de réseau paiera dans ce cas uniquement les coûts réels des opérations (comme l exploitation des machines) et non pas le prix de vente sur le marché belge de l'électricité 12. Pour permettre des économies d'échelles et optimiser l'ensemble des tarifs, il est utile que ces moyens de production soient le cas échéant autorisés, par la mise en œuvre de synergies, à diminuer les coûts d'autres gestionnaires de réseaux régulés (GRD électricité) 13. Dans le système actuel, Elia dispose de réserves additionnelles de 1500 MW (auprès d ELB). Elia dispose en outre d une réserve secondaire de 137 MW et d une réserve tertiaire de 400 MW mais également d une réserve ultime de 97 MW 14 plus la possibilité de débrancher des clients industriels pour 250 MW 15. Tout ceci coûte 150 millions d euros par an. La mise en place d une procédure d appel d offre pour le GRT Considérant les points précédents, une procédure d appel d offres devrait selon nous être prévue dans la loi électricité de 1999 pour permettre à Elia de faire l acquisition (achat ou solution leasing) d un site de production d électricité déjà existant ou à construire. Cette nouvelle disposition devrait se baser sur l article 5 de la loi électricité de 1999, et prévoir notamment un régime d incitations. Par exemple, la construction à la côte d une ou deux TGV de pour balancer les parcs éolien devrait être envisagée. Ce projet serait sous la forme d un joint venture entre Elia et Fluxys. Chacun des acteurs pourrait équilibrer son réseau respectif. 12 Prix de vente qui comporte la marge bénéficiaire du producteur. 13 In «Etude CREG de novembre 2010 relative aux modifications à apporter à la loi du 29 avril 1999 relative à l organisation du marché de l électricité en vue d améliorer le fonctionnement et le suivi du marché de l électricité et conformément à la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE». 14 Cette réserve ultime sert à faire face à une gigantesque panne dans un des pays du réseau européen. 15 Ceci n a pas d impact sur les capacités prises en compte dans nos calculs.

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9 Annexe 1 : Liste des capacités de production mai 2011 Propriétaire Unité connectée au réseau Type d'unité Combustible Puissance technique nominale Amercoeur 1 R TGV CCGT NG 420 NG DEGUSSA CCGT NG 85 NG DROGENBOS TGV CCGT NG 460 NG Fuel for publication ESCH-SUR- ALZETTE STEG CCGT NG 376,4 NG HERDERSBRUG STEG RUIEN 5 REPOWERING CCGT NG CCGT NG 460 NG 43 NG SAINT-GHISLAIN STEG CCGT NG 350 NG SOLVAY Jemeppe WKK CCGT NG 94 NG Zandvliet Power CCGT NG 395 NG EON Energy Trading SE LANGERLO 3 REPOWERING CCGT NG 43 NG EON Energy Trading SE LANGERLO 4 REPOWERING CCGT NG 43 NG EON Energy Trading SE VILVOORDE TGV CCGT NG 385 NG RWE Supply & Trading Netherlands Biostoom Oostende CCGT WR 19,4 Other RWE Supply & Trading Netherlands INESCO WKK CCGT NG 132,9 NG SPE ANGLEUR TGV3 CCGT NG 110 NG SPE HAM-GENT WKK CCGT NG 52 NG SPE RINGVAART STEG CCGT NG 357 NG SPE SERAING TGV CCGT NG 460 NG

10 T-Power T-power Beringen CCGT NG 422 NG AWIRS 4 CL WP 95 Other AWIRS 5 CL NG 294 NG KALLO 1 CL NG 261 NG Knippegroen CL NG/BF 305 Other RODENHUIZE 2 CL NG/BF 85 Other RODENHUIZE 3 CL NG/BF 85 Other RODENHUIZE 4 CL WP 268 Other RUIEN 3 CL CP 130 CP RUIEN 4 CL CP 122 CP RUIEN 5 CL CP 290 CP RUIEN 6 CL NG 294 NG EON Energy Trading SE LANGERLO 1 CL CP 235 CP EON Energy Trading SE LANGERLO 2 CL CP 235 CP Hulpdiesel DROGENBOS 51 D GO 2,5 LF Hulpdiesel DROGENBOS 52 D GO 2,5 LF SPE HARELBEKE DIESELS D FA 83 LF DROGENBOS TAG GT NG 78 NG MOL GT GT NG 30 NG SPE ANGLEUR TG 41 GT NG 64 NG SPE ANGLEUR TG 42 GT NG 64 NG SPE HAM31 GT NG 52 NG SPE HAM32 GT NG 52 NG SPE MONSIN TG2 GT GO 70 LF COO I T HU WA 474 WA COO II T HU WA 690 WA HU BEVERCE HU WA 9,2 WA HU BUTGENBACH HU WA 1,8 WA HU HEID-DE- GOREUX HU WA 8,1 WA

11 HU LA VIERRE HU WA 1,9 WA PLATE TAILLE T HU WA 144 WA SPE HU AMPSIN- NEUVILLE HU WA 9,9 WA SPE HU ANDENNE HU WA 9 WA SPE HU FLORIFFOUX HU WA 0,8 WA SPE HU GRAND- MALADES HU WA 5 WA SPE HU IVOZ-RAMET HU WA 10 WA SPE HU LIXHE HU WA 20 WA SPE HU MONSIN HU WA 19,7 WA INDAVER IS WR 20 Other ISVAG IS WR 10,5 Other SIOMAB IS WR 45 Other SLECO IS WR 39 Other Electrawinds Distributie Greenpower Oostende IS WR 20 Other Lampiris Intradel Herstal IS WR 48,5 Other DOEL 1 NU NU 433 NU DOEL 2 NU NU 433 NU DOEL 3 NU NU 1006 NU DOEL 4 NU NU 1038 NU TIHANGE 1N NU NU 481 NU TIHANGE 1S NU NU 481 NU TIHANGE 2 NU NU 1008 NU TIHANGE 3 NU NU 1045,8 NU TJ AALTER BEKAERT TJ LV 18 LF TJ BEERSE TJ LV 32 LF TJ BUDA- MACHELEN TJ LV 18 LF TJ CIERREUX TJ LV 17 LF TJ DEUX-ACREN TJ LV 18 LF TJ NOORDSCHOTE TJ LV 18 LF TJ TURON TJ LV 17 LF TJ VOLTA-IXELLES TJ LV 18 LF

12 TJ ZEDELGEM TJ LV 18 LF TJ ZEEBRUGGE TJ LV 18 LF TJ ZELZATE TJ LV 18 LF BALTA ST.-BAAFS- VIJVE WKK NG 5,9 NG BAYER WKK WKK NG 43 NG BP Chembel Geel WKK NG 43 NG CS Charleroi (Providence) PP WKK BF 44 Other EXXONMOBIL WKK NG 140 NG FINA 1 WKK NG 43 NG FINA 2 WKK NG 43 NG FINA 3 WKK NG 43 NG LANGERBRUGGE 20 LANGERBRUGGE 30 LANGERBRUGGE STORA WKK NG 22 NG WKK NG 37 NG WKK WR 50 Other Lanxess Rubber WKK NG 51 NG MONSANTO WKK NG 43 NG PHENOLCHEMIE WKK NG 22,8 NG SAPPI WKK NG 43 NG SPANOLUX WKK NG 3,8 NG Syral Aalst WKK NG 48 NG VPK OUDEGEM WKK NG 14,5 NG ZEEBRUGGE WKK WKK NG 40 NG Electrawinds Distributie Electrawinds biomassa Oostende WKK WR 17,9 Other SPE IZEGEM WKK NG 22 NG SPE Taminco (Gent) WKK NG 6,3 NG WKK Eolien FLANDRE 249 Eolien WALLONIE 442

13 Eolien Offshore 195 TOTAL général 17339,1 Total sans éolien 16453,1 Total avec éolien à 10% 16541,7

14 Annexe 2 : Liste des capacités de production projetées fin 2015 Propriétaire Unité connectée au réseau Type d'unité Combustible Puissance technique nominale Marchienne CCGT NG 420 SPE Visé CCGT NG 900 Tessenderlo CCGT NG 420 Amercoeur 1 R TGV CCGT NG 420 NG DEGUSSA CCGT NG 85 NG DROGENBOS TGV CCGT NG 460 NG ESCH-SUR-ALZETTE STEG CCGT NG 376,4 NG HERDERSBRUG STEG CCGT NG 460 NG RUIEN 5 REPOWERING CCGT NG 43 NG SAINT-GHISLAIN STEG CCGT NG 350 NG SOLVAY Jemeppe WKK CCGT NG 94 NG Zandvliet Power CCGT NG 395 NG EON Energy Trading SE EON Energy Trading SE EON Energy Trading SE RWE Supply & Trading Netherlands LANGERLO 3 REPOWERING CCGT NG 43 NG LANGERLO 4 REPOWERING CCGT NG 43 NG VILVOORDE TGV CCGT NG 385 NG Fuel for publication Biostoom Oostende CCGT WR 19,4 Other RWE Supply & Trading Netherlands INESCO WKK CCGT NG 132,9 NG SPE ANGLEUR TGV3 CCGT NG 110 NG SPE HAM-GENT WKK CCGT NG 52 NG SPE RINGVAART STEG CCGT NG 357 NG SPE SERAING TGV CCGT NG 460 NG T-Power T-power Beringen CCGT NG 422 NG AWIRS 4 CL WP 95 Other Knippegroen CL NG/BF 305 Other RODENHUIZE 4-maxgreen CL WP 180 Other RODENHUIZE 4-back-up 267 RUIEN 4 CL CP 122 CP RUIEN 5 CL CP 290 CP EON Energy Trading SE EON Energy Trading SE LANGERLO 1 CL CP 235 CP LANGERLO 2 CL CP 235 CP Hulpdiesel DROGENBOS 51 D GO 2,5 LF

15 Hulpdiesel DROGENBOS 52 D GO 2,5 LF SPE HARELBEKE DIESELS D FA 83 LF DROGENBOS TAG GT NG 78 NG MOL GT GT NG 30 NG SPE ANGLEUR TG 41 GT NG 64 NG SPE ANGLEUR TG 42 GT NG 64 NG SPE HAM31 GT NG 52 NG SPE HAM32 GT NG 52 NG SPE MONSIN TG2 GT GO 70 LF COO I T HU WA 474 WA COO II T HU WA 690 WA HU BEVERCE HU WA 9,2 WA HU BUTGENBACH HU WA 1,8 WA HU HEID-DE-GOREUX HU WA 8,1 WA HU LA VIERRE HU WA 1,9 WA PLATE TAILLE T HU WA 144 WA SPE HU AMPSIN-NEUVILLE HU WA 9,9 WA SPE HU ANDENNE HU WA 9 WA SPE HU FLORIFFOUX HU WA 0,8 WA SPE HU GRAND-MALADES HU WA 5 WA SPE HU IVOZ-RAMET HU WA 10 WA SPE HU LIXHE HU WA 20 WA SPE HU MONSIN HU WA 19,7 WA INDAVER IS WR 20 Other ISVAG IS WR 10,5 Other SIOMAB IS WR 45 Other SLECO IS WR 39 Other Electrawinds Distributie Greenpower Oostende IS WR 20 Other Lampiris Intradel Herstal IS WR 48,5 Other DOEL 3 NU NU 1006 NU DOEL 4 NU NU 1038 NU TIHANGE 2 NU NU 1008 NU TIHANGE 3 NU NU 1045,8 NU TJ AALTER BEKAERT TJ LV 18 LF TJ BEERSE TJ LV 32 LF TJ BUDA-MACHELEN TJ LV 18 LF TJ CIERREUX TJ LV 17 LF TJ DEUX-ACREN TJ LV 18 LF TJ NOORDSCHOTE TJ LV 18 LF TJ TURON TJ LV 17 LF TJ VOLTA-IXELLES TJ LV 18 LF TJ ZEDELGEM TJ LV 18 LF TJ ZEEBRUGGE TJ LV 18 LF TJ ZELZATE TJ LV 18 LF BALTA ST.-BAAFS-VIJVE WKK NG 5,9 NG

16 BAYER WKK WKK NG 43 NG BP Chembel Geel WKK NG 43 NG CS Charleroi (Providence) PP WKK BF 44 Other EXXONMOBIL WKK NG 140 NG FINA 1 WKK NG 43 NG FINA 2 WKK NG 43 NG FINA 3 WKK NG 43 NG LANGERBRUGGE 20 WKK NG 22 NG LANGERBRUGGE 30 WKK NG 37 NG LANGERBRUGGE STORA WKK WR 50 Other Lanxess Rubber WKK NG 51 NG MONSANTO WKK NG 43 NG PHENOLCHEMIE WKK NG 22,8 NG SAPPI WKK NG 43 NG SPANOLUX WKK NG 3,8 NG Syral Aalst WKK NG 48 NG VPK OUDEGEM WKK NG 14,5 NG ZEEBRUGGE WKK WKK NG 40 NG Electrawinds Distributie Electrawinds biomassa Oostende WKK WR 17,9 Other SPE IZEGEM WKK NG 22 NG SPE Taminco (Gent) WKK WKK NG 6,3 NG Eolien onshore Flandre + Wallonie WT WI 1707 WI Eolien offshore WT WI 865 WI Cogénération biomasse et gaz Flandre + Wallonie BIO+NG BIO+NG 326 BIO+NG Belgique 716 Photovoltaïque Hydroélectricité Belgique 14 Géothermie 20 Total général 19043,1 Total sans éolien ni PV ni géothermie 15735,1 Total avec éolien à 10% et sans photovoltaïque et géothermie 15992,3

17 Annexe 3 : Alternatives aux trois plus anciens réacteurs nucléaires RÉACTEURS NUCLÉAIRES DEVANT FERMER D'ICI 2015 Puissance Production électrique en 2010 (GWh) Doel 1 & 2, Tihange (Source : Base de données PRIS, AIEA) CAPACITÉ SUPPLÉMENTAIRE DE PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ EN CONSTRUCTION ET/OU DEVANT ENTRER EN SERVICE D'ICI 2015 TGV Puissance Production électrique (GWh) Base/pointe/must run Remarques Marchienne Base Visé Base Tessenderlo Base TOTAL Les travaux ont débu centrale devrait être fonctionnelle en 201 Selon la SPE, la cen être opérationnelle e En construction. Se Tessenderlo Chemie sera terminée mi-20 Incinération déchets Puissance Production électrique (GWh) Thumaide (four n 7)? 230 Must run? Base? Chantier en cours TOTAL? 230 Eolien offshore Puissance Production électrique (GWh) Chiffres EDORA TOTAL Must run Fin 2010: 195 MW in Eolien onshore Puissance Production électrique (GWh) Chiffres EDORA TOTAL Must run Fin 2010, 691 MW in Photovoltaïque Puissance Production électrique (GWh) Chiffres EDORA TOTAL Must run Hypothèse basse Cogénération biomasse et gaz Puissance Production électrique (GWh) TOTAL Hypothèse basse Hydro Puissance Production électrique (GWh) TOTAL Must run Chiffres EDORA Géothermie Puissance Production électrique (GWh) Chiffres EDORA

18 TOTAL Uniquement valorisa électricité TOTAL ALTERNATIVES Différence en faveur des alternatives