Sortir du nucléaire en Belgique : emploi, prix, sécurité d approvisionnement, les mensonges du secteur ne résistent pas aux faits

Sortir du nucléaire en Belgique : emploi, prix, sécurité d approvisionnement, les mensonges du secteur ne résistent pas aux faits Introduction Un sondage Ipsos réalisé pour le compte de Greenpeace en novembre 2011 révélait que 66 pourcent des Belges estiment que la fermeture des trois plus vieux réacteurs nucléaires (Doel 1 & 2, Tihange 1) d ici 2015 comme prévu dans la loi de 2003 est une bonne chose, alors qu ils n étaient que 37 % lors d un précédent sondage en 2009. Le Gouvernement Di Rupo a par ailleurs décidé d élaborer dans les 6 mois de son installation un plan d équipement en nouvelles capacités de production d électricité et de préciser alors la date de fermeture effective des centrales nucléaires. En 2007, la CREG a réalisé une étude (n 715 du 17 septembre 2007) relative à la souscapacité de production d électricité en Belgique. Cette étude montrait un déficit d unités de production pour assurer la demande de pointe. Une mise à jour de cette étude a été réalisée le 16 juin 2011(étude 1074). Or, la sortie progressive du nucléaire implique de résoudre deux problèmes : 1) disposer de capacités de production pour répondre à la demande annuelle d électricité et 2) disposer de suffisamment d unités de production pour assurer la demande de pointe. Maintenant que nous avons traversé une vague de froid sans connaître la moindre coupure, et même en exportant de l électricité comme rappelé plus bas, le temps est venu de faire le point. La présente note vise à apporter les éclairages nécessaires et les réponses que les écologistes apportent sur ces questions d approvisionnement, mais également d emploi et de prix. 1

1. L approvisionnement en électricité sur la période 2010-2020 1.1. Evolution du parc de production belge jusque 2011 Total (MW) 25.000 20.000 MW installés 15.000 10.000 5.000 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2010 mi 2011 Projeté fin 2015 Figure 1. Evolution du parc de production électrique belge. Sources : FEBEG (jusque 2008) et CREG (étude 1113). Unités de production Année d'électricité Autoproducteurs Total (MW) 1990 13.400 750 14.150 1991 13.335 762 14.097 1992 13.284 754 14.038 1993 13.325 728 14.053 1994 14.233 666 14.899 1995 14.250 666 14.916 1996 14.226 625 14.851 1997 14.066 627 14.693 1998 14.773 622 15.395 1999 14.924 645 15.569 2000 15.230 442 15.672 2001 15.112 416 15.528 2002 15.137 409 15.546 2003 15.201 408 15.609 2004 15.231 403 15.634 2005 15.602 494 16.096 2006 15.762 498 16.260 2

2007 15.807 573 16.380 2008 15.786 974 16.760 2010 18.284 mi 2011 19.627 Tableau 1. Unités de production d électricité. Sources : FEBEG & CREG. Il ressort de l inventaire (données CREG, étude 1113 du 13 octobre 2011) que la capacité installée fin 2010 s élevait à quelques 18.284 MW et que mi-2011, cette capacité atteignait 19.627 MW, c'est-à-dire 1.343 MW en plus, soit 2 TGV de 420 MW (Tessenderlo et Marcinelle) et un grand nombre d installations PV et éolien onshore, compensés par quelques mises hors service. La répartition du parc belge mi 2011 est la suivante : Type unité/combustible RBC Flandre Wallonie Offshore Total Cogénération fossile 25 1178 342 1545 Centrale thermique classique 212 198 410 Hydraulique 1 110 111 Nucléaire 2910 3016 5926 Autres (incinérateur, etc.) 63 3132 614 3809 Pompage turbinage 1308 1308 Photovoltaïque 6 977 87 1070 Centrale à cycle combiné (TGV) 2745 1775 4520 Eolien offshore 197 197 Eolien onshore 264 468 731 Total 94 11419 7917 197 19627 Tableau 2. Répartition du parc de production belge à la mi 2011. Source : CREG. Notons que le parc belge est ancien : 3

Capacité (MW) 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1827 0 0 2288 2069 1494 1160 0 964 0 4099 0 0 136 340 0 <10 10 à 15 15 à 20 20 à 25 25 à 30 30 à 35 35 à 40 40 à 45 45 à 50 Age des unités production début 2011(années) Autres Centrales nucléaires Figure 2. Age des unités en production. Source : CREG, étude 1074. La production de ce parc est théoriquement la suivante (tableau 3). Puissance installée Type unité/combustible (MW) Production (TWh) Cogénération fossile 1545 8,50 Centrale thermique classique 410 0,82 Hydraulique 111 0,97 Nucléaire 5926 44,45 Autres (incinérateur, etc.) 3809 7,62 Pompage turbinage 1308 2,62 Photovoltaïque 1070 0,91 Centrale à cycle combiné (TGV) 4520 24,86 Eolien offshore 197 0,52 Eolien onshore 731 1,61 Total min 19627 92,86 Total max 19627 101,90 Tableau 3. Production théorique attendue du parc belge en 2011. Heures de fonctionnement sur base des hypothèses CREG. La différence entre l estimation minimale et maximale réside dans le nombre d heures de fonctionnement de toutes les TGV : 5500 dans le cas minimum, 7500 dans le cas maximum, c est-à-dire dans le cas où les TGV sont exploités pour fournir la production de base. 1 1 Heures de fonctionnement ; Cogénération : 5500 heures ; centrales thermiques classiques : 2000 heures ; Hydraulique : 8760 heures ; Nucléaire : 7500 heures ; Pompage turbinage : 2000 heures ; Photovoltaïque : 850 heures ; Centrales TGV : 7500 heures ; Eolien offshore : 2600 heures ; Eolien onshore : 2200 heures ; Autres : 2000 heures. 4

1.2. Evolution future du parc de production L étude 1074 (juin 2011) et l étude 1113 (octobre 2011) de la CREG font le constat qu en Belgique, il est quasi impossible de dresser une liste absolument exhaustive et consolidée des capacités de production. Par ailleurs les mises hors service ne sont pas communiquées au régulateur qui ne peut dès lors les prendre en compte dans ses hypothèses chiffrées. Il est toutefois possible de dresser une liste suffisamment solide L évolution projetée fin 2015, même compte tenu de la fermeture des trois plus anciens réacteurs, illustre une capacité installée en hausse : mi 2011 Projeté fin 2015 19.627 MW 21.550 MW Type unité/combustible (MW) RBC Flandre Wallonie Offshore Total Cogénération fossile 25 1275 342 1642 Centrale thermique classique 212 198 410 Hydraulique 1 110 111 Nucléaire 2044 2096 4140 Autres (incinérateur, etc.) 64 3170 634 3868 Pompage turbinage 1308 1308 Photovoltaïque 6 1577 687 2270 Centrale à cycle combiné (TGV) 2745 2225 4970 Eolien offshore 932 932 Eolien onshore 451 1448 1899 Total 94 11419 7917 197 21550 Tableau 4. Projections du parc de production belge fin 2015 (soit après la fermeture des trois plus anciens réacteurs nucléaires) sur base de l étude 1113 de la CREG. Hypothèses : mise en service programmées figurant dans l annexe B de l étude 1113 de la CREG (soit entre autres 735 MW offshore et 187 MW éolien onshore en Région flamande) mais aussi réalisation de la TGV de Manage-Seneffe (450 MW)) et deux années de développement éolien en Région wallonne (soit, pour atteindre les objectifs fixés par le Gouvernement wallon, 980 MW entre 2012 et 2015). Puissance installée Production Type unité/combustible (MW) (TWh) Cogénération fossile 1642 9,03 Centrale thermique classique 410 0,82 Hydraulique 111 0,97 5

Nucléaire 4140 31,05 Autres (incinérateur, etc.) 3868 7,74 Pompage turbinage 1308 2,62 Photovoltaïque 2270 1,93 Centrale à cycle combiné (TGV) 4970 27,34 Eolien offshore 932 2,45 Eolien onshore 1899 4,18 Total 21550 98,06 Tableau 5. Production estimée en 2015 sur base des hypothèses du tableau 4 avec les TGV fonctionnant en base. 1.3. L évolution de la consommation Entre 2000 et 2007 (dernière année de plus grosse consommation), l augmentation a été de 7%, soit annuellement 0,95%. Le taux de croissance annuel entre 2000-2010 a lui été de 0,37%. Simulation de la demande La CREG a utilisé dans son étude le scénario haut du projet de plan de développement 2011-2020 d Elia, soit une augmentation de 20% d ici 2020 (ou de 1,8% annuellement) de la consommation, sans mesures URE. Notons que le scénario bas du projet de plan de développement 2011-2020 d Elia table sur une augmentation de la consommation d électricité de 0,4% par an. Nous avons utilisé l estimation de l étude Perspectives énergétiques pour la Belgique à l horizon 2030 du Bureau du Plan (novembre 2011) soit une augmentation de 0,7% par an. TWh 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Taux annuel Hypothèse Elia haute (électricité appelée) 87 88,3 89,8 91,5 93,3 95 96,8 98,7 100,6 102,5 104,4 1,80% Hypothèse Elia basse (électricité appelée) 87,00 87,35 87,70 88,00 88,35 88,71 89,00 89,36 89,71 90,00 90,36 0,40% Hypothèse Bureau du Plan, novembre 2011 (électricité appelée) 87,00 87,61 88,22 88,00 88,62 89,24 89,00 89,62 90,25 90,00 90,63 0,70% Tableau 6. Hypothèses de croissance de la consommation d électricité entre 2011 et 2020. Sources : Elia et Bureau du Plan. Les capacités de production disponibles en Belgique sont donc capables de fournir l ensemble de la demande exprimée en Belgique puisque la production attendue en 2015 est estimée à 98 TWh. Le recours à des importations ne répond dès lors qu à des 6

impératifs économiques, des unités aux coûts de revient moins élevés et des capacités de transport étant disponibles 2. Reste la question de la pointe de consommation. 1.4. 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 2011 11 janvier entre 18.00 et 18.15 13.208 MW 2010 1er décembre entre 17.45 et 18.00 13.845 MW 2009 8 janvier entre 18.00 et 18.15 13.531 MW 2008 16 janvier entre 17.45 et 18.00 13 435 MW 2007 17 décembre vers 18h 14 040 MW 2006 2 février vers 18h30 13 702 MW 2005 15 décembre entre 17.45 et 18.00 13 303 MW 2004 27 janvier entre 17.45 et 18.00 12 446,8 MW Tableau 7. Les pics de consommation d électricité en Belgique entre 2004 et 2010. Source: ELIA En ce qui concerne 2012, le pic de consommation a été atteint, jusqu ici, le 7/02/12 entre 18h45 et 19h. avec 13 363 MW. La CREG remarque que la gestion de la pointe est difficile dans un marché libéralisé comme le nôtre. Par ailleurs, les multiples interconnexions élargissent le problème de la pointe à une échelle qui est au-delà de notre pays. Nous avons employé dans nos précédentes analyses une marge de réserve de 21%, comme dans l étude prospective électricité, sans prendre en compte la capacité installée en photovoltaïque et en ayant pris en compte dans les calculs uniquement 10 % de la capacité installée en énergie éolienne. La CREG emploie le LOLE (Loss Of Load Expectation) qui est un critère de fiabilité en matière de fonctionnement du réseau électrique. L'expression de cette grandeur sous forme d'une probabilité plutôt que d'un nombre d'heures par an est appelée le LOLP (Loss of Load Probability) 3. 2 Dans l étude récente du Bureau du Plan «Nouvelles perspectives énergétiques pour la Belgique à l horizon 2030» (http://www.plan.be/admin/uploaded/201111170832500.vp_energie2011_web_fr.pdf),l importation nette d électricité est indentique dans tous les scénarios, parce que considérée comme une variable exogène 3 Critères de fiabilité SRM = System Reserve Margin: cette réserve correspond au rapport entre la capacité totale nette installée (dont on déduit 90% de la capacité des RES intermittentes) et la demande brute de pointe et est utilisée comme critère de fiabilité dans le modèle PRIMES. Ainsi, ce rapport a été fixé à 21% pour la Belgique (et les pays limitrophes) dans l'étude EPE 2008. Cela signifie que pour préserver la fiabilité du système, la capacité installée doit dépasser de 21% la demande de pointe. 7

Aujourd hui, la capacité de production installée en Belgique est de 19.627 MW. Si on applique un coefficient (très conservateur) de disponibilité de l éolien lors des pointes de consommation (10% - chiffre retenu par Elia) et d indisponibilité totale du photovoltaïque, on parvient à 17.721 MW. Il n y a donc aucun problème lorsque toutes les unités fonctionnent (voir tableau 5). 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 4 retenue par le SPF Economie dans son étude sur les perspectives en électricité 2008-2017 est de 21% (11% d indisponibilité sur base des chiffres 2005-2007, 5% pour les contraintes de services d Elia, 5% de marge pour imprévus). Sur base des chiffres de pics de consommation qui précèdent, en 2011, 15.981 MW qui étaient nécessaires pour assurer le quart d heure de pointe extrême avec une marge de sécurité de 21% (soit 13 208 MW * 1,21). Pas de problème puisque 15 981 MW restent inférieurs à 17 721 MW. Si on prend les chiffres correspondants au pic de consommation de 7 février dernier, 16 170 MW étaient nécessaires ( 13 363 * 1,21). Pic de consommation et capacité de production projetée en 2015 On peut raisonnablement considérer une capacité de production projetée en 2015 de 21 550 MW. En extrapolant la demande de pointe en 2015 sur base des pointes de l année 2011 avec une augmentation annuelle de 0,7 % et sur base d une marge de réserve de 21% (et également de capacités éoliennes disponibles à seulement 10% et le photovoltaïque totalement indisponible), le risque de manque de capacité, et donc la nécessité d importer du courant, est possible durant 13 heures soit 0,15% de l année. Ce scénario est pessimiste à plusieurs titres, entre autres : - il suppose que, lors de ce pic, 21 % des centrales classiques sont indisponibles, ainsi que 90 % des éoliennes. - il implique qu aucune procédure n est mise en place pour permettre au GRT de faire des appels d offre pour capacités en pointe (cfr. section 2), - il ne prend pas en compte les possibilités offertes par un renforcement une meilleure gestion des réseaux d électricité (dits réseaux intelligents). - 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 réduction de l utilisation de chaufferettes électriques, mesures d incitation à la réduction de consommation industrielle, ) Critère de fiabilité LOLE = la valeur choisie pour le LOLE détermine le niveau de risque de défaillance accepté en ce qui concerne la couverture de la demande d'électricité et, par conséquent, le niveau de sécurité d'approvisionnement en électricité souhaité. 4 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 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). 8

En outre, en extrapolant le pic en 2015 sur base cette fois du pic observé en février 2012 (13 363 MW), le risque de manque de capacité, et donc la nécessité d importer du courant, est possible durant 7 heures ¾ soit 0,09 % de l année. 1.5. Importations et exportations d électricité Importatrice d électricité entre 1994 et 1996 et ensuite entre 2000 et 2008, la Belgique est redevenue exportatrice nette d électricité en 2009 (1.800 GWh). En 2010, le solde final de la balance importations/exportations est très légèrement en faveur des importations (1,1 TWh). Pour 2011, le solde est une importation nette de 2,6 TWh, soit 3% de la consommation. Concernant plus particulièrement les flux d importations et d exportations, ceux-ci répondent davantage à la nécessité d offrir les meilleurs prix pour l électricité. En effet, plutôt que de faire fonctionner une unité à coût de revient très cher chez nous, il est plus intéressant économiquement d importer de l électricité de la part d une unité disponible au-delà de la frontière pour diminuer les coûts de vente de l électricité. Les flux d importations et d exportations représentent ainsi pas loin de 25% du volume total d électricité consommé en Belgique. Notons que dans chaque scénario développé dans l étude Perspectives énergétiques pour la Belgique à l horizon 2030 du Bureau du Plan (novembre 2011) comporte un volume d importations de plusieurs TWh. Consommation (électricité appelée)= production + importations exportations autoconsommation - pompage 2007: 90,1 TWh imports: 6,6 TWh 2008: 91,4 TWh imports: 10,5 TWh 2009: 86,0 TWh exports: 1,8 TWh 2010: 87,2 TWh imports: 1,1 TWh 2011: 85,9 TWh imports: 2,6 TWh Tableau 8. Consommation et importations/exportations. Source : Synergrid. Le fait que les importations sont motivées par la recherche des meilleurs prix est illustré par les flux d exportations de la Belgique vers la France durant la période de grand froid de début février 2012. Comme le montre la figure 3, depuis le début de la vague de froid, la Belgique est nettement exportatrice d électricité vers la France, qui peine à alimenter le parc de chauffage électrique qu elle a développé et soutenu en arguant de la puissance de son arsenal de centrales nucléaires. Force est de constater que les Français se chauffent grâce aux unités belges et allemandes 5. En effet, la centrale nucléaire de Tihange 1 est exploitée par Electrabel mais la moitié de sa production appartient à EDF qui s en sert par grands froids exclusivement pour le marché français (c est le cas depuis le 7 février Source : ELIA). Tout ceci est confirmé par le patron de GDF-Suez (maison mère d Electrabel) qui déclarait le 9 février : «[Gérard Mestrallet] a 5 Voir :. http://taz.de/energiewende-im-praxistest/!87007/ Malgré la faible présence du vent, malgré le fait que 8 centrales nucléaires allemandes ont été fermées depuis l hiver dernier et malgré les exportations massives vers la France, l Allemagne n a pas dû activer ses centrales thermiques de réserve. 9

précisé que l'hexagone importait actuellement son électricité d'angleterre, d'allemagne mais aussi de Belgique, où l'un des réacteurs nucléaires de GDF Suez "est mobilisé pour l'exportation d'électricité vers la France" 6. Figure 3. Flux physiques d interconnexion entre Belgique et France. Les valeurs positives représentent une exportation nette de la Belgique vers la France. Remarquons la période de froid de début février : la Belgique exporte vers la France, malgré le fait qu une partie de la production de Tihange 1 est dédié depuis le 7 février à l exportation uniquement et ne rentre plus en compte dans le parc belge. Source : ELIA. Enfin, notons que les Français se chauffent avec restrictions, comme l illustre le programme Ecowatt (Bretagne 7 et Provence 8 ) qui incite les Français de ces régions à 6 Interview donné à la radio BFM Business, repris par AFP. 7 http://www.ecowatt-bretagne.fr/ 8 http://www.ecowatt-provence-azur.fr/ 10

diminuer leur consommation pour éviter tout risque de perte totale d alimentation électrique : un comble quand on se chauffe à l électricité. 2. Les propositions écologistes pour garantir l approvisionnement en électricité et la gestion du pic de consommation Dans le marché libéralisé belge, bien que la gestion de l approvisionnement de pointe soit du ressort du gestionnaire de réseau de transport, force est de constater que ce sont les producteurs d électricité qui décident en fonction des prix sur le marché belge et sur les marchés voisins de faire tourner ou non certaines unités de pointe. Par ailleurs, dans un tel marché libéralisé, rien n incite les producteurs d électricité à investir dans des unités de pointe qui ne produiront que quelques jours voire quelques heures par an et qui, par ailleurs pour des raisons économiques, peuvent être remplacées par une production supplémentaire d unités situées dans des pays voisins. 2.1 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 aurait du, 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. 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. 2.2. La possibilité pour GRT (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. Cette disposition n a pas été prévue dans le projet de loi de transposition voté en séance publique de la Chambre le 15 décembre 2011, mais devrait, selon nous, être introduite ultérieurement. 11

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 9. 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) 10. 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 11 plus la possibilité de débrancher des clients industriels pour 250 MW 12. Tout ceci coûte 150 millions d euros par an. 2.3. 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 centrales TGV pour balancer les parcs éoliens 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. 2.4. La gestion de la demande La sortie du chauffage électrique en Belgique permettrait d économiser environ 3 TWh 13, ce qui compense une augmentation de la consommation d électricité suite à 9 Prix de vente qui comporte la marge bénéficiaire du producteur. 10 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». 11 Cette réserve ultime sert à faire face à une gigantesque panne dans un des pays du réseau européen. 12 Ceci n a pas d impact sur les capacités prises en compte dans nos calculs. 13 Grégoire Wallenborn, Catherine Rousseau, Héléne Aupaix, Karine Thollier, Pascal Simus (2006) «Détermination de profils de ménages pour une utilisation plus rationnelle de l énergie».; BELSPO, Août 2006 12

l introduction des pompes à chaleur, estimée à 1,5 TWh à l horizon 2020 14. Cette diminution de consommation aura aussi un effet similaire sur la demande de pointe. Par ailleurs, même si cela date un peu et à défaut d analyses plus récentes, le bureau E-STER estimait en 2005 15 que la Belgique pouvait épargner à très court terme 9,5 TWh en prenant diverses mesures d efficacité énergétique. 3. Emploi Il ne fait aucun doute, à nos yeux, qu une politique énergétique axée sur la sortie progressive du nucléaire aura un effet global positif pour l emploi vu les perspectives qu apportent la construction d unités nouvelles de production d électricité, ainsi que les mesures d économies d énergie qu accompagnent ce choix. Toutefois, ceci ne résout pas la question de l emploi des travailleurs qui dépendent, directement ou indirectement, du fonctionnement des centrales de Doel 1, Doel 2 et Tihange 1. Pour ce qui concerne Tihange 1, il faut compter environ 170 personnes y compris une partie du personnel commun pour l administration et la maintenance alors que la totalité du site de la centrale (c'est-à-dire les trois tranches) occupe 930 travailleurs. Nous faisons l hypothèse que les chiffres pour Doel sont semblables, ce qui aboutit à 340 emplois directs au total. La sortie du nucléaire devra donc être impérativement accompagnée d une politique d accompagnement social. Un plan d accompagnement social comprend généralement : le préavis classique obligatoire, le complément au préavis classique, l outplacement, des indemnités de formation, des dispositions relatives à la prépension. De nombreuses variables influencent le cout d un plan social. Impossible donc de déterminer le coût d un tel plan pour les centrales qui fermeront en 2015. Quelques comparaisons peuvent toutefois être utiles, même si les chiffres ci-dessous doivent être interprétés avec prudence (on ignore quel package a été offert et si tous les aspects des couts sont bien pris en compte) : Brinks : 18 millions pour 398 travailleurs ( soit 45.226 /travailleur) 14 Daniel COMBLIN (2011). L Avenir énergétique - La Belgique peut à la fois Sortir du nucléaire et Réduire l effet de serre, Avril 2011. 15 E-STER (2005) Potential of short-term energy efficiency and energy saving measures in Belgium. 13

Opel Anvers : 400 millions pour 2600 travailleurs (153.846/travailleur) Sabena : 390 millions pour 5100 travailleurs (76.470/travailleur) Transposé aux centrales de Doel 1, Doel 2 et Tihange 1, le coût serait de 15 millions à 52 millions d euros. Ceci est à mettre en relation avec la hauteur de la rente nucléaire (1,7 milliards par an selon la CREG) d une part, et le montant des provisions de démantèlement gérées par Synatom d autre part (plus de 6 milliards d euros fin 2010). La loi parle d ailleurs des «provisions pour les coûts de mise à l'arrêt du réacteur de la centrale nucléaire et de déchargement du combustible nucléaire, du démantèlement de l'installation nucléaire, d'assainissement du site et de gestion des déchets radioactifs qui en résultent» Par conséquent, les activités de démantèlement de centrales pourront être menées par une partie des travailleurs du site, après une formation adéquate financée par le plan d accompagnement social. 4. Prix 4.1. Analyse globale La question de l évolution du prix de l électricité dans les années qui viennent en relation avec la sortie progressive du nucléaire est cruciale. Mais elle ne peut être traitée indépendamment de la menace que ce type d énergie fait peser sur notre activité économique. Un «Fukushima» en Belgique serait évidemment catastrophique pour notre pays, y compris pour son développement économique. Par ailleurs l Allemagne, deuxième pays exportateur au monde après la Chine, a conclu que la sortie du nucléaire ne grèverait pas la compétitivité de ses produits sur le marché mondial. Si on compare le nombre d emplois dans les industries intensives en électricité en France (75 % d électricité d origine nucléaire) et en Allemagne (20% d électricité d origine nucléaire et sortie complète programmée en 2022), selon la base de données STAN de l OCDE, en 2007 (dernière année disponible) il y avait : 2,1 fois plus d emplois en Allemagne qu en France dans la production de papier 3,7 fois plus d emplois en Allemagne qu en France dans la chimie hors pharmacie 2,5 fois plus d emplois en Allemagne qu en France dans l acier 3,9 fois plus d emplois en Allemagne qu en France dans les métaux non-ferreux dont l aluminium 14

Par conséquent, il y a plus d emploi dans les industries intensives en énergie en Allemagne qu en France. L Allemagne a donc conclu que le prix de l énergie n augmenterait pas en cas de sortie du nucléaire. 4.2 Mise en concurrence et prix pour les particuliers Aujourd hui, une société domine le marché belge et influence fortement les prix aux particuliers. Pourtant, les différentes offres actuelles - telles que le comparateur de prix mis au point en partenariat avec l Union des Classes Moyennes (http://www.monenergie.be/) les présente - varient de 692,34 à 959,10 par an, soit une différence très substantielle de 267 (22 /mois), pas précisément à l avantage de l acteur dominant. Donc, bien choisir son fournisseur fera plus que compenser l éventuelle augmentation du prix à politique inchangée et peut d ores et déjà constituer une opération économique extrêmement rentable pour l ensemble des consommateurs. Cette mise en concurrence au niveau des fournisseurs sera également accentuée au niveau des producteurs par la sortie progressive du nucléaire. 4.3. Economies d énergie et facture d énergie pour les particuliers La politique pourrait être fortement améliorée en prélevant 1,2 milliard d sur les superbénéfices des producteurs d électricité, comme le préconise le régulateur officiel. Les 650 millions additionnels par rapport au choix du gouvernement actuel permettraient l isolation de 375.000 habitations par an, générant une économie de 700 par habitation et par an sur base des hypothèses de calcul qui suivent : Subsidiation de travaux de 70% en moyenne (50% taux normal et 90% pour ménages précaires) aboutit donc à 650 millions x 1/0,7 = 900 millions d euros de travaux Isolation de 30 millions de m² (à 30 euros/m² avec la TVA à 6%), 80 m2 de toiture par habitation 12 MWh économisés annuellement par toit isolé 12 MWh, cela représente pour le GAZ une économie annuelle de 700 à 1000 (dépend du fournisseur et de la région) 12 MWh, cela représente pour le MAZOUT une économie annuelle de 1000 (dépend du fournisseur) 12 MWh, cela représente pour l ELECTRICITE une économie annuelle de 2000 à 2400 (dépend du fournisseur) 5. Conclusion Les faits que nous présentons ici montrent que: 15

malgré l incertitude qui plane depuis quelques années sur le maintien ou l abrogation de la loi de sortie du nucléaire, même en prévoyant une augmentation de la consommation électrique de 0,7 % par an suite à la sortie de crise,la production électrique supplémentaire des nouvelles capacités de production est de nature à compenser la fermeture des trois plus vieux réacteurs nucléaires combinée à une hausse de la demande en électricité, a fortiori tenant compte des hypothèses prudentes retenues pour estimer ces capacités. La sécurité d approvisionnement est donc garantie dans notre pays lorsque Doel 1, Tihange 1 et Doel 2 fermeront, respectivement en février, octobre et décembre 2015. Nous estimons que la fermeture des trois plus anciennes centrales est de nature à faire baisser les prix de la partie non régulée du prix de l électricité via une concurrence accrue entre producteurs. Celle-ci doit se faire conjointement avec le renforcement des interconnexions pour ouvrir le marché belge et améliorer notre sécurité d approvisionnement. Olivier Deleuze Député Ecolo 16

Annexe 1. Définitions préalables issues du règlement européen 1099/2008 concernant les statistiques de l énergie. Production brute d électricité: c est la somme des énergies électriques produites (y compris l accumulation par pompage) par l ensemble des groupes générateurs concernés, mesurée aux bornes de sortie des génératrices principales. Production nette d électricité: elle est égale à la production brute d électricité diminuée de l énergie électrique absorbée par les équipements auxiliaires et des pertes dans les transformateurs principaux. Énergie fournie : somme des énergies électriques nettes produites par toutes les centrales du pays, diminuée des quantités absorbées simultanément par les pompes à chaleur, les chaudières électriques à vapeur, le pompage et diminuée ou augmentée des quantités d énergie électrique exportées vers l étranger ou importées de l étranger. Consommation du secteur énergie : la consommation propre des centrales, l énergie absorbée par le pompage, la consommation des pompes à chaleur et la consommation des chaudières électriques sont exclues. Source : Manuel sur les statistiques de l énergie (AIE, Eurostat) Les définitions de l Etude Prospective Electricité 17

Pertes = déperditions physiques d électricité, dans les réseaux électriques principalement par effet Joule (voir glossaire de l EPE) Production brute = production d électricité d une centrale, en ce compris la part couvrant ses propres besoins (voir glossaire de l EPE) Production nette = production d électricité d une centrale, décompte fait de la part couvrant ses propres besoins. C est la production effectivement injectée sur le réseau. (voir glossaire de l EPE) Demande en électricité = Approvisionnement du réseau = Energie appelée sur le réseau = quantité d énergie électrique produite par les centrales ainsi que la quantité d énergie électrique absorbée pour le pompage et augmentée (ou diminuée) de la quantité d énergie électrique importée de l étranger (ou exportées vers l étranger). L énergie appelée sur le réseau correspond à la consommation totale observée augmentées des pertes en ligne (sur les réseaux de transport et de distribution). (cf. p. 115 note de bas de page) Consommation finale d électricité = énergie appelée moins les pertes sur les réseaux et moins la consommation de la branche énergie. (cf. p. 116 note de bas de page) 2009 ELECTRICITE (GWh) A Production brute totale 1 (=) 91 225 Consommation propre des centrales 2 (-) 3 702 Production nette totale 3 (=) 87 523 Importations 4 (+) 9 486 Exportations 5 (-) 11 321 Consommation des pompes à chaleur 6 (-) Consommation des chaudières électriques 7 (-) Energie absorbée par le pompage 8 (-) 1 882 Energie utilisée pour la production d électricité 9 (-) Approvisionnement du réseau 10 (=) 83 806 Pertes de distribution 11 (-) 4 065 Consommation totale (calculée) 12 (=) 79 741 18

Différence Statistique 13 79 Consommation totale (observée) 14 79 662 Secteur Energie 15 2 407 Total Secteur Industrie 16 32 676 Secteur Transports 17 1 762 dont: Transport ferroviaire 18 1 651 Transport par conduites 19 111 Non-specifiés 20 Secteur Résidentiel 21 20 210 Secteur Commerce et Services publics 22 21 476 Agriculture/Sylviculture 23 1 023 Pêche 24 5 Non spécifiés ci-dessus 25 103 19