Énergie en Belgique

Le secteur de l'énergie en Belgique a constitué l'un des moteurs du développement économique au  avec l'expansion des charbonnages qui ont contribué à l'industrialisation précoce du pays. Cependant, la Belgique est aujourd'hui totalement dépendante de l'étranger pour ses besoins en pétrole, en gaz naturel et en charbon, qui représentent 70,4 % de sa consommation d'énergie primaire en 2019 (respectivement 37,4 %, 27,4 % et 5,6 %).

La consommation d'énergie primaire de la Belgique atteignait  en 2018, niveau 2,5 fois supérieur à la moyenne mondiale, dépassant de 27 % celui de la France, mais inférieur de 32 % à celui des États-Unis. La consommation finale d'énergie se répartissait en 2018 surtout entre l'industrie (26,9 % plus 18,9 % d'usages non énergétiques, dans la chimie pour l'essentiel), les transports intérieurs (21,6 %), le secteur résidentiel (19,5 %) et le tertiaire (11,1 %).

Les émissions de  liées à l'énergie de la Belgique s'élevaient en 2018 à  par habitant, niveau supérieur de 81 % à la moyenne mondiale et de 77 % à celui de la France mais inférieur de 5 % à celui de l'Allemagne.

L'électricité représentait seulement 17,2 % de la consommation finale d'énergie en 2018. La production d'électricité provenait en 2021 à 52,4 % du nucléaire, à 24,8 % du gaz, à 11,6 % de l'éolien, à 5,1 % du solaire, à 2,2 % du biogaz et à 3,8 % d'autres sources. Après une série de problèmes techniques rencontrés par les réacteurs nucléaires de 2014 à 2018, la situation est revenue à la normale en 2019. La Belgique était en 2022 au  européen derrière les Pays-Bas et l'Allemagne pour sa puissance photovoltaïque installée par habitant.

Comme dans les autres pays européens, le secteur a connu une vaste réorganisation au cours de la décennie 2000, avec la libéralisation des marchés de l'électricité et du gaz naturel et a provoqué un réalignement des acteurs de l'industrie, en raison d'introductions en bourse, de prises de contrôle et de fusions d'entreprises. Ces transactions ont renforcé le contrôle des grandes entreprises européennes, comme Engie, EDF et ENI, sur l'approvisionnement en électricité et en gaz de la Belgique. Cette libéralisation s'est effectuée dans un contexte d'une réglementation fragmentée entre l'état fédéral belge et les trois régions, qui se partagent la tâche de superviser le secteur.

Le secteur de l'énergie doit aussi faire face aux grands enjeux énergétiques du début du , comme l'efficacité énergétique, les changements climatiques et la transition énergétique. Depuis le vote en 2003 d'une loi qui proscrit la construction de nouvelles centrales nucléaires et qui impose la fermeture des centrales existantes après 40 ans d'exploitation, la question de l'avenir de l'industrie nucléaire belge et la pertinence d'une fermeture des centrales en exploitation restent en débat ; en 2015, une nouvelle loi a prolongé de dix ans la durée de vie des réacteurs de Doel 1 et 2, mais en 2017 les ministres de l'énergie ont décidé la sortie du nucléaire en 2025. Le 19 mars 2022, le Premier ministre fédéral Alexander De Croo annonce la prolongation des deux réacteurs les plus récents de la centrale de Tihange jusqu'en 2035, dans le contexte de l'incertitude de l'approvisionnement en énergie fossile relative au conflit en Ukraine.

Vue d'ensemble

Historique 

Au moment de la révolution de 1830, le royaume était un exportateur net d'énergie. L'exploitation de la houille — un mot d'origine wallonne — dans la région de Liège date du Moyen Âge, mais l'invention de la machine à vapeur et les débuts de l'industrialisation de l'Europe dans les premières décennies du  stimulent le développement des charbonnages. En 1830, la Belgique produisait 6 millions de tonnes — sur une production mondiale se situant entre 20 et 30 millions de tonnes. Les machines à vapeur qui commençaient à être installées dans le reste du continent dépendaient de la houille belge.

Bien que la production belge ne suffise déjà plus à répondre la demande dès 1840, le pays offrait des avantages : s'y concentrait au même endroit l'extraction du charbon, la métallurgie et la fabrication de machines-outils. Dans ce contexte, la Belgique et la Suisse constituaient des figures de proue d'un monde industrialisé naissant, au même titre que la Grande-Bretagne, les États-Unis, l'Allemagne et dans une moindre mesure, la France.

Les années 1950 marquent un point tournant pour le charbon belge. L'Europe occidentale de l'après-guerre souffre d'abord de pénuries d'énergie. Mais le charbon américain et l'augmentation de la consommation du pétrole et du gaz naturel transforment la pénurie en surplus dans les six pays membres de la communauté européenne du charbon et de l'acier, à laquelle participe la Belgique. À la fois structurelle et conjoncturelle, la crise de la fin des années 1950 portera un dur coup aux charbonnages wallons, en raison du vieillissement des installations. Les puits les moins rentables sont fermés et l'État belge subventionne la production afin de faire baisser les prix.

Politique énergétique 

Il n'existe pas une seule, mais bien plusieurs politiques énergétiques en Belgique. Les trois régions sont responsables d'éléments substantiels de la politique sur leurs territoires respectifs, mais le gouvernement fédéral conserve sa prérogative dans certains dossiers stratégiques, dont le déclassement éventuel des centrales nucléaires et la supervision du transport de l'énergie. En 2005, un panel d'experts de l'Agence internationale de l'énergie (AIE) affirmait qu'il était difficile en Belgique « d'atteindre des objectifs nationaux en matière de politiques » ce qui, ajoute l'organisme, « peut réduire l'efficience et l'efficacité du système énergétique belge dans son ensemble. »

De manière générale toutefois, la politique énergétique de la Belgique et des régions wallonne, flamande et Bruxelles-Capitale s'articule autour de quatre priorités principales depuis les années 1970 : la sécurité et la diversification des sources d'approvisionnement, l'efficacité énergétique, le maintien de la transparence et de la compétitivité des tarifs et la protection de l'environnement.

Le partage des responsabilités entre les paliers de gouvernement accorde un rôle central aux régions en matière de réglementation du marché de l'électricité et du gaz depuis la Loi spéciale de réformes institutionnelles du 8 août 1980. Les autorités de contrôle, la CWaPE en Région wallonne, la VREG en Région flamande et la BRUGEL dans la Région de Bruxelles-Capitale définissent les règles de fonctionnement du marché libéralisé de l'énergie et sa mise en application. Les régions ont également juridiction en matière d'énergie renouvelable, de transport d'électricité à moyenne et basse tension ( et moins) programmes d'efficacité énergétique et de la recherche et du développement non-nucléaire.

De son côté, le gouvernement central régule les prix, réglemente les infrastructures de transport à haute tension et de production et garde la responsabilité de la politique nucléaire civile. La Commission de régulation de l'électricité et du gaz (CREG) joue un rôle général de surveillance et de contrôle de l'application des lois et des règlements.

Les gestionnaires des réseaux de distribution possèdent le monopole légal du réseau de distribution électrique. Ces entreprises sont souvent administrées par des intercommunales, entreprises du service public sont responsables du développement et de l'exploitation quotidienne des réseaux locaux de gaz et d'électricité ou des sociétés mixtes qui regroupent les communes et Electrabel ou Luminus, les opérateurs historiques. Les premières sont connues sous l'appellation intercommunales pures et les secondes, intercommunales mixtes. En 2005, les intercommunales étaient au nombre de 17 en Région flamande — dont 6 pures et 9 mixtes —, 14 en Région wallonne  — dont 9 pures, 3 mixtes et une autre entité — et une seule, Sibelga, dans la Région de Bruxelles-Capitale. Depuis 2008, huit gestionnaires de réseaux mixtes en région wallonne se sont regroupés au sein de l'Opérateur des réseaux gaz et électricité (ORES). L'entreprise dessert 200 communes et relève les compteurs de 1,5 million de clients. L'ORES compte 2000 employés.

Bien que l'Union européenne ne possède pas de politique commune en matière d'énergie, elle a néanmoins légiféré à plusieurs reprises  afin de libéraliser le commerce de l'électricité et du gaz naturel dans les États membres. Comme les autres pays membres, la Belgique a mis en place une série de réformes libéralisant la production, le transport et la distribution de l'électricité et du gaz naturel.

Émissions de gaz à effet de serre 
Les émissions de  liées à l'énergie de la Belgique étaient en 2018 de , soit  par habitant, niveau supérieur de 81 % à la moyenne mondiale : , de 30 % à la moyenne de l'Union européenne : , et de 77 % à celui de la France : , mais inférieur de 5 % à celui de l'Allemagne :  et de 47 % à celui des États-Unis : .

L'AIE fournit également les émissions de 2019 : , en recul de 0,7 % par rapport à 2018 ; par habitant : .

Les émissions de  par habitant de la Belgique dépassent la moyenne européenne dans tous les secteurs, surtout dans l'industrie et les transports.

Énergie primaire

Production d'énergie primaire

Pétrole 

Ne disposant d'aucune source indigène de pétrole, hors territoire Antarctique, la Belgique doit s'approvisionner sur les marchés mondiaux. Au cours des dernières décennies, le pays a diversifié ses sources d'approvisionnement. En 2004, ses principaux fournisseurs étaient la Russie, l'Arabie, l'Iran et la Norvège. La situation actuelle est fort différente de celle qui existait durant les années 1970, alors que la Belgique importait 87 % de son pétrole brut des pays membres de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP). La dépendance à l'égard de ces pays a chuté à 34 % en 2001 et à 31 % en 2004.

Le secteur du raffinage de pétrole est concentré à Anvers, où sont situées les quatre raffineries de pétrole du pays. Elles sont exploitées par Total, ExxonMobil, Belgian Refining Corporation (BRC) et Petroplus. La capacité de raffinage de ces installations s'établissait à  barils par jour en 2005. Petroplus a fait l'acquisition de la raffinerie de BRC, d'une capacité maximale de  en mai 2006.

Le nombre de stations-service en Belgique a diminué de manière importante en une petite décennie passant de  en 1997 à  en 2005. Cette réduction importante s'explique par les problèmes de pollution des sols et par le trop grand nombre de détaillants. La moitié du gazole vendu en Belgique est livré directement aux entreprises propriétaires de flottes de véhicules. Quelque 800 entreprises sont actives dans le secteur de la distribution des produits pétroliers, notamment dans le secteur de la vente de fioul.

Gaz naturel 

La Belgique est une grande utilisatrice de gaz naturel avec une demande de 16,25 milliards de m en 2003, soit 4,2 % de la consommation des pays de l'UE-15. Elle occupe une position stratégique de carrefour continental entre les pays producteurs — Pays-Bas, Royaume-Uni et Norvège — et les pays consommateurs situés au sud et à l'est. La ville de Zeebruges est la plaque tournante du transport du gaz naturel en Belgique avec son port méthanier, ses installations de traitement du gaz naturel liquéfié, qui reçoit notamment des livraisons d'Algérie, et des interconnexions avec les principaux gazoducs d'Europe occidentale.

Les origines de l'industrie du gaz naturel en Belgique remontent à 1905 avec le début des opérations de Gazelec suivie, en 1929, de la formation de la société Distrigaz, qui a longtemps exercé une position dominante dans l'industrie. La position dominante de cette entreprise dans le secteur gazier belge a été l'une des premières cibles de la libéralisation des marchés énergétiques.

Le gouvernement a agi rapidement afin de dégrouper les activités de transport et de distribution à la suite de l'adoption de la première directive de l'Union européenne sur le gaz naturel en 1999, en forçant la scission entre les activités de distribution et celles de transport par gazoduc. Une nouvelle entreprise, Fluxys, a été mise en place pour gérer le réseau de transport de  et les installations de stockage et de GNL, afin d'assurer un accès non-discriminatoire aux infrastructures de transport. Après la fusion entre les groupes GDF et Suez en 2007, l'Union européenne a forcé le groupe fusionné à se départir de ses intérêts dans Distrigaz, qui ont été cédés au groupe italien ENI pour la somme de .

Uranium 
Les besoins en uranium des centrales nucléaires belges se sont élevés à  en 2015 et  en 2016, entièrement importés.

Consommation d'énergie primaire 
La consommation d'énergie primaire de la Belgique atteignait  en 2018, soit , niveau 2,5 fois supérieur à la moyenne mondiale :  et dépassant de 27 % celui de la France : , mais inférieur de 32 % à celui des États-Unis : .

Consommation finale d'énergie 
La consommation finale d'énergie s'élevait à  en 2017, dont 76,7 % par utilisation directe des combustibles fossiles (pétrole 47,7 %, gaz naturel 25,8 %,charbon 3,3 %), 4,9 % par utilisation de la biomasse et de déchets, 17,3 % sous forme d'électricité et 1,0 % de chaleur (réseaux de chaleur) ; sa répartition par secteur a évolué comme suit :

Électricité

Évolution de l'industrie 

L'industrie électrique belge, construite au départ sous la forme d'une organisation communale, donc décentralisée, a passé par plusieurs vagues de concentration successives à compter de 1976 avant de passer sous le contrôle de la compagnie de Suez dans les années 1990.

La phase de consolidation qui devait mener au contrôle par Suez du secteur électrique belge a débuté en 1976, par la création de trois grands acteurs du secteur, Ebes, Unerg et Intercom, contrôlée par un groupe, Electrobel. Jusqu'au début des années 1980, la Société générale de Belgique contrôlait la Société de Traction et d'Électricité (devenue Tractionel) et était associée avec d'autres groupes, dont le groupe Bruxelles Lambert, au sein d'Electrobel.

Electrobel et Tractionel fusionnent en 1986 pour donner naissance à Tractebel. Après l'intervention de Suez comme « chevalier blanc » de la Société générale de Belgique en réponse à l'attaque de l'italien Carlo De Benedetti en 1988, Tractebel fusionne Ebes, Unerg et Intercom, trois entreprises qu'elle contrôle déjà au sein d'Electrabel.

Au terme de la fusion de 1990, Suez contrôlait donc, par l'intermédiaire de Tractebel, la presque totalité de la production, et par le biais des intercommunales mixtes, les deux tiers du marché de la distribution de l'électricité en Belgique. Les fusions successives étaient justifiées à l'époque par l'intérêt de se présenter comme l'interlocuteur privé belge unique, tout en étant d'une dimension suffisante par rapport à ses interlocuteurs européens.

Parallèlement à cette vague de concentration dans le secteur privé, les entreprises d'électricité publiques jouent aussi le jeu des regroupements. Constituée en 1978, la SPE (renommé Luminus en 2011) regroupe des communes et des villes : Dixmude, Flémalle, Gand, Grâce-Hollogne, Harelbeke, Merksplas et Seraing ainsi que des intercommunales : la Socolie à Liège, la VEM et WVEM en Flandre et Electrhainaut. Craignant qu'elle devienne le cheval de Troie d'un concurrent étranger, Electrabel signe une pax electrica avec la SPE au début des années 1990. En 2000, SPE-Luminus était la deuxième société d'électricité belge, avec 8,5 % de la production.

Production 

En 2018, la part de l'électricité dans la consommation finale d'énergie était de 17,2 %. La forte baisse de la production nucléaire (38,1 % de la production totale d'électricité) a amené le pays à importer 18,7 % de ses besoins d'électricité.

En 2019, la Belgique a produit l'essentiel de son électricité à partir du nucléaire : 46,6 % et des combustibles fossiles : 30,3 % ; mais elle développe les énergies renouvelables, qui atteignaient 22,7 %. La remontée de la production nucléaire a permis d'inverser le solde des échanges extérieurs d'électricité, redevenu exportateur (2 % de la production).

La production d'électricité en Belgique a baissé de 0,5 % par an en moyenne sur la décennie 2002-2012, après avoir connu une croissance soutenue au cours des 35 années 1974-2004, où la production a plus que doublé, progressant à un taux de 2,4 % par année en moyenne. L'ouverture de deux centrales nucléaires, d'une puissance installée de près de , à Doel et à Tihange entre 1974 et 1985 a installé l'énergie nucléaire au premier rang : elle fournit plus de la moitié de la demande nationale. Depuis la fin des années 1990, la construction de centrales au gaz naturel s'est accélérée. L'usage du gaz a déplacé le charbon comme deuxième source énergétique dans le secteur de la production de l'électricité.

À l'automne 2014, trois réacteurs nucléaires étant à l’arrêt en Belgique, un risque sérieux pesait sur la sécurité d’approvisionnement durant l'hiver 2014-2015. Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, Elia, avait chiffré très précisément le risque : entre 49 et 116 heures d’interruption selon la rigueur des températures hivernales, soit, potentiellement, quelques heures de délestage quotidien pendant plusieurs dizaines de jours pour une partie significative de la population belge. La cause de cette situation tendue était l'arrêt depuis le printemps 2014, pour cause de microfissures dans leur cuve, de deux des sept réacteurs nucléaires belges, Doel 3 et Tihange 2, exploités depuis trente-deux ans par Electrabel, filiale de GDF Suez, ainsi que la mise à l’arrêt, à l'été 2014, d’un troisième réacteur, Doel 4, à la suite d'un sabotage mystérieux. Sur  de capacité de production électrique (dont  de solaire et d’éolien),  étaient ainsi indisponibles, laissant craindre pour la première fois à cette échelle un risque de pénurie d’électricité pour l'hiver. Un plan de coupures tournantes avait été mis au point. Deux centrales au gaz qui avaient annoncé leur fermeture, celle de Vilvorde, propriété de l’allemand E.ON, et celle de Seraing, propriété de Luminus, ont été maintenues en service. Certaines communes belges ont signé un accord de paix avec Elia pour mettre fin aux procédures qui bloquaient des projets de modernisation du réseau, comme Bruges ou Maldegem, où devait se construire une ligne à  entre Zeebruges et Zomergem. Le choix d’une sortie progressive du nucléaire acté en 2012 est aussi remis en question. Les réacteurs Doel 1 ( net) et Doel 2 ( net), qui devaient fermer définitivement en 2015 après quarante années d’exploitation, pourraient ainsi bénéficier, si l’État et GDF Suez s’accordent sur leur rentabilité, d’une prolongation d’exploitation de dix ans.

Grâce à la clémence de la météo, la Belgique n'a pas eu à subir de délestage. Le pic de demande en électricité en Europe a été le plus faible des dix dernières années ; malgré cela, la Belgique a dû largement importer de l’électricité produite en France et aux Pays-Bas, quasiment en permanence durant tout l’hiver. Si la Belgique avait connu des conditions climatiques identiques à celles de l’hiver 2010-2011, il aurait fallu délester 25 jours en décembre 2014 et janvier 2015, soit près d’un jour sur deux. La situation ne devrait guère s’améliorer lors de l’hiver 2015-16, car le sort des réacteurs microfissurés de Doel 3 et Tihange 2 reste toujours incertain, alors que la prolongation de Doel 1 et 2 n’a toujours pas été actée officiellement. Pour ne rien arranger, douze centrales au gaz ont annoncé que, faute de rentabilité, elles fermeraient avant la fin de l’année.

Un accord a été trouvé entre l'état belge et Electrabel : le projet de loi prolongeant de dix ans la durée de vie des réacteurs de Doel 1 et 2 a été approuvée par le Parlement en juin 2015.

Selon le Forum nucléaire belge, la sortie du nucléaire en 2025 ferait passer la part des combustibles fossiles dans la production d'électricité de 37 % en 2018 à 59 % en 2030, augmentant donc les émissions de  ; la Belgique se trouverait alors à l'avant-dernière place des grands pays de l'Union européenne en matière de décarbonation de la production d'électricité, suivie par la Pologne.

Énergie nucléaire 

Les centrales nucléaires occupent une part importante de la production d'électricité en Belgique. Le pays compte 7 réacteurs, répartis en deux sites, à Tihange () en région wallonne et à Doel () en région flamande. Les réacteurs sont exploités par Electrabel (filiale à 100% d'Engie), qui détient une participation majoritaire sur 6 des 7 réacteurs, et Luminus détient un intérêt de 10,2 % dans deux réacteurs de Doel et deux à Tihange. Tihange 1 est détenu à parts égales entre Electrabel et Électricité de France.

Mis en service entre 1974 et 1985, les sept réacteurs, totalisant  de puissance installée nette, ont produit  d'électricité en 2019, soit 47,6 % de toute l'électricité produite dans le pays.

En janvier 2003, le Parlement fédéral a adopté une loi qui proscrit la construction de nouvelles centrales nucléaires et qui impose la fermeture des centrales existantes après 40 ans d'exploitation, soit entre 2015 et 2025. La loi prévoit toutefois la possibilité de maintenir les centrales en opération sur recommandation de la CREG, dans le cas où la fermeture des installations menacerait la sécurité des approvisionnements énergétiques du pays.

En octobre 2009, le groupe GEMIX a remis son rapport au ministre fédéral du Climat et de l'Énergie, Paul Magnette. Ce document tente de donner des pistes sur la répartition des sources d'énergie en 2020 et 2030. Le sujet des centrales nucléaires y est notamment abordé.

Le gouvernement belge décide le 18 décembre 2014 de prolonger de quarante à cinquante ans la durée de vie de deux réacteurs nucléaires, Doel 1 et Doel 2 ( chacun). En vertu du calendrier de sortie du nucléaire décidé en 2003, Doel 1 devait être arrêté en février 2015, et Doel 2 en décembre 2015 ; le gouvernement précédent avait déjà décidé la prolongation d'exploitation du réacteur Tihange 1 (), de quarante à cinquante ans, jusqu’en 2025. En juillet 2015, un accord est trouvé entre le gouvernement et Electrabel : la taxe payée par les exploitants de centrales nucléaires, dénommée « contribution nucléaire », est ramenée de  en 2014 à  en 2015 et  en 2016, afin de permettre à Electrabel de financer les  d'investissements nécessaires à la prolongation de dix ans de Doel 1 et 2 ; Electrabel doit de plus payer à partir de 2016 une redevance annuelle de .

Dans son rapport annuel 2016 sur la politique énergétique de la Belgique, l'AIE souligne les risques liés au projet de sortie du nucléaire d'ici 2025, qui compromettrait les efforts du pays pour assurer la sécurité électrique et l'approvisionnement en électricité bas carbone ; elle recommande d'étaler cette sortie en laissant les centrales fonctionner tant que le régulateur les considère sûres.

En octobre-novembre 2018, seul un des sept réacteurs nucléaires de la Belgique reste en fonctionnement, du fait de l’arrêt pour maintenance forcée de plusieurs réacteurs en raison d’anomalies dans la structure en béton des installations.

En octobre 2019, le président d’Electrabel, Johnny Thijs, déclare vouloir prolonger l’exploitation de trois réacteurs nucléaires (Tihange 1 et 3 et Doel 4) au-delà de 2025, cette prolongation nécessite un investissement de 1,3 milliard d’euros, mais évite le rejet de 8 millions de tonnes de  par an tout en sauvegardant une partie des emplois de la filière électronucléaire. Les écologistes belges souhaitant eux le remplacement du nucléaire (12g de /kwh) par de nouvelles centrales à gaz malgré leurs émissions de CO2 bien supérieures (500g de /kwh contre 12g de /kwh pour le nucléaire). La fermeture des centrales nucléaires belges pourrait entraîner une augmentation de 48 à 72 % des émissions de  liées à la production d'énergie d'ici 2030, selon le professeur d'économie Johan Albrecht (Université de Gand) ; et 50% selon le cabinet PWC, 

Le conseil des ministres approuve en juillet 2018 l’avant-projet de loi mettant en place un mécanisme de rémunération des capacités, outil essentiel pour disposer de suffisamment de capacités de production une fois les centrales nucléaires fermées en 2025. En effet, les centrales au gaz peinent à trouver une rentabilité, vu les faibles prix des marchés de l’électricité et le développement des renouvelables ; or ces centrales sont nécessaires pour répondre aux pics de demandes d’électricité, et la situation va encore s’aggraver avec la sortie du nucléaire. Le gestionnaire du réseau à haute tension Elia estimait en 2017 qu’au moins  de nouvelles capacités seraient nécessaires pour compenser l’arrêt de Doel et Tihange. Le coût du mécanisme de rémunération des capacités, évalué par PwC à 345 millions d’euros par an, sera répercuté sur la facture des consommateurs. En avril 2019, la proposition de loi-cadre sur le mécanisme de rémunération de capacité (CRM) a reçu un large appui à la Chambre ; ce texte vise à soutenir les centrales au gaz pour assurer la sortie du nucléaire en 2025. Les écologistes ont voté pour, avec le soutien de Greenpeace ; c’est la première fois qu’une association mondiale à vocation environnementale prône officiellement le recours aux énergies fossiles.

Le Centre d'étude de l'énergie nucléaire, à Mol, développe le projet Myrrha (Multi-purpose hYbrid Research Reactor for High-tech Applications), un réacteur de recherche doté d'un accélérateur de particules qui produit des protons, qui sont à la base de la réaction en chaîne du processus nucléaire ; ceci rend le réacteur « sous-critique », c'est-à-dire que celui-ci doit être constamment alimenté par une source externe, si bien que, lorsque l'accélérateur de particules s'éteint, la réaction nucléaire s'arrête ; ceci élimine tout risque d'emballement de la réaction. Ce réacteur sera refroidi par un mélange plomb-bismuth, liquide à 125 °C, qui présente l'avantage de ne pas ralentir les neutrons, leur permettant de « casser » les noyaux des atomes de transuraniens tels que plutonium, neptunium, américium et curium, ce qui transmuterait ces isotopes, radioactifs pendant plusieurs centaines de milliers d'années, en isotopes de durée de vie limitée à quelques siècles. Le projet Myrrha sera mené en plusieurs étapes s'achevant en 2033 ; le gouvernement fédéral s'est engagé à financer 40 % de cette nouvelle infrastructure ; d'autres pays partenaires sont recherchés pour boucler son financement : l'Allemagne, le Japon et le Royaume-Uni se sont montrés intéressés.

En octobre 2019, un sondage révèle une forte remontée des opinions favorables au nucléaire par rapport au sondage similaire de 2017 : 59 % estiment que l'énergie nucléaire présente plus d’avantages que d’inconvénients contre 49 % en 2017, 46 % sont favorables au maintien du nucléaire en Belgique pour la production d'électricité au-delà de 2025 contre 30 % en 2017, 69 % considèrent qu'il ne sera pas possible de fermer les centrales nucléaires d'ici à 2025 sans mettre en danger l'approvisionnement énergétique, 63 % pensent que de nouvelles centrales nucléaires plus modernes peuvent être construites pour remplacer à terme les anciennes, 77 % considèrent que remplacer les centrales nucléaires par des centrales à gaz émettant bien plus de  n'est pas une bonne chose.

Engie annonce en novembre 2020 l'arrêt de tous ses projets visant à prolonger la durée de vie de ses deux centrales de Doel et Tihange. Alors que la loi prévoit l'arrêt progressif des sept réacteurs belges, répartis dans les deux centrales, entre 2022 et 2025, le gouvernement de coalition dirigé par Alexander De Croo, au pouvoir depuis septembre, a confirmé cette sortie du nucléaire d'ici cinq ans, mais en précisant que les deux dernières unités, Tihange 3 et Doel 4, pourraient être prolongées si des incertitudes subsistaient sur la sécurité d'approvisionnement du pays. Le gouvernement ne prendra pas de décision sur ce point avant la fin de 2021. Or Engie estime qu'il faudra cinq années pleines pour préparer la fermeture des deux derniers réacteurs, ce qui requiert une décision de principe au plus tard fin 2020. La prolongation de l'exploitation des deux tranches coûterait entre 500 millions et un milliard d'euros d'investissements.

En octobre 2021, alors que les prix du gaz flambent et que les inondations meurtrières de l'été ont rappelé aux Belges qu'ils sont concernés par le réchauffement climatique, la sortie du nucléaire prévue pour 2025 est contestée par les libéraux, arguant qu'il est difficile d'expliquer à l'opinion qu'on veut réduire les émissions de gaz à effet de serre et en même temps construire de nouvelles centrales à gaz qui rejettent du  ; de nombreux responsables politiques réclament qu'on garde les réacteurs de Doel 4 et Tihange 3. Des autorités régionales compliquent l'obtention des permis de construire de certains projets gaziers, comme dans le Brabant flamand. Mais Engie estime que pour prolonger Doel 4 et Tihange 3 au-delà de 2025, il aurait fallu en prendre la décision dès la fin 2020 pour avoir le temps de faire les études d'impact, d'inscrire cette prolongation dans la loi et faire les travaux de consolidation nécessaires.

Le 23 décembre 2021, les partenaires de la coalition gouvernementale trouvent un accord sur l'arrêt programmé des sept réacteurs du pays à l'horizon 2025. Mais le président du Mouvement réformateur, Georges-Louis Bouchez, continue à affirmer que le  « plan B », qui prévoit de prolonger le fonctionnement de certains réacteurs, « n'est pas mort », contrairement à ce qu'affirme Engie, et le Premier ministre belge, Alexander De Croo, pose deux conditions à la sortie du nucléaire : « la sécurité d'approvisionnement et la maîtrise des prix » ; il a également annoncé un plan d'investissement de 100 millions d'euros sur quatre ans pour la recherche sur les petits réacteurs modulaires (SMR) , qu'il juge « plus sûrs ». En 2019, la Belgique a lancé le « Mécanisme de rémunération des capacités » (CRM), un système d'enchères pour permettre de trouver de nouvelles capacités énergétiques et compenser sur long terme l'arrêt des réacteurs. Mais ce programme se heurte aux oppositions politiques et la décision définitive ne sera prise qu'en mars, après la publication en janvier d'un rapport sur les alternatives au nucléaire. La construction de nouvelles centrales au gaz augmenterait largement les émissions de  du pays, ce qui a conduit la ministre flamande de l'Environnement, Zuhal Demir, dont le parti nationaliste N-VA milite contre l'abandon du nucléaire, à refuser un permis de construire.

À la suite de l'invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022, le gouvernement belge décide, le 18 mars 2022, de prolonger de dix ans l'exploitation de deux réacteurs d'Engie, Doel 4 et Tihange 3, qui devaient fermer en 2025, afin de , selon le Premier ministre Alexander De Croo. Engie annonce qu'une telle décision nécessite au moins cinq ans de travaux préparatoires techniques et réglementaires et évalue le coût de cette prolongation à près d'un milliard d'euros. Il est très probable qu'il faudra arrêter les réacteurs comme prévu en 2025, puis les redémarrer une fois les travaux réalisés et les autorisations obtenues, en 2027.

En avril 2022, l'Agence internationale de l'énergie publie son analyse quinquennale sur la politique énergétique belge. Elle constate que, malgré un développement important de énergie éolienne offshore (sixième rang mondial), les émissions de gaz à effet de serre de la Belgique ont à peine diminué ces dernières années ; sa dépendance aux combustibles fossiles augmentera au moins jusqu'en 2030. Bien que la part des énergies renouvelables ait doublé au cours de la dernière décennie, elles ne représentaient que 13 % de la demande énergétique totale en 2020. L'abandon progressif de l'énergie nucléaire entraînera une dépendance accrue à l'égard des combustibles fossiles et une augmentation des émissions. L'électrification est un aspect essentiel de toute transition énergétique, mais en Belgique, elle est freinée par des structures tarifaires qui augmentent considérablement le coût de l'électricité.

Le 22 juillet 2022, le gouvernement belge signe avec Electrabel, filiale d'Engie, un premier accord de principe posant les conditions d'une prolongation des deux unités nucléaires les plus récentes du pays jusqu'en 2035. L'exploitation des deux réacteurs sera confiée à une coentreprise détenue à parts égales par l'État belge et Electrabel. Les coûts futurs liés à la gestion des déchets nucléaires et du combustible usés seront plafonnés. Engie met en avant de caractère « non engageant » de la lettre d'intention signée avec l'État belge, qui indique se donner jusqu'à la fin 2022 pour aboutir à un accord définitif et le soumettre à la Commission européenne.

Le 23 septembre 2022, Engie met à l'arrêt définitif le réacteur numéro 3 de la centrale de Doel, âgé de 40 ans.

Le 9 janvier 2023, le gouvernement belge valide l'accord de principe négocié avec Engie, qui s'est engagé à lancer dès que possible les études environnementales et techniques pour la prolongation de Doel 4 et Tihange 3, avec l'objectif que les réacteurs soient opérationnels pour l'hiver 2026-2027. Engie a obtenu que le coût du passif nucléaire, et notamment du traitement des déchets, soit plafonné.

Le 29 juin 2023, Engie annonce avoir trouvé un terrain d'entente avec le gouvernement belge sur les conditions de la prolongation des réacteurs Doel 4 et Tihange 3. L'accord devra être validé fin juillet et signé au quatrième trimestre 2023, puis ratifié par le Parlement. Le point crucial de cet accord est la fixation à 15 milliards d'euros du montant imputable à Engie pour traiter les déchets nucléaires issus de l'exploitation des sept installations d'Electrabel. Cette somme devra être versée à l'État belge en deux fois : 80 % au « closing » de l'opération en 2024 et 20 % lors du redémarrage des réacteurs en 2026.

Énergies renouvelables 
En 2019, la Belgique a produit 22,7 % de son électricité à partir d'énergies renouvelables (EnR) : éolien (10,2 %), biomasse (4,4 %), solaire (4,2 %), déchets (2,6 %), hydraulique (1,3 %) ; le système de soutien aux EnR basé sur les certificats verts a été particulièrement efficace puisque la part des EnR est passée de 3,6 % en 2000 à 22,7 % en 2019 ; la production a été multipliée par sept en 19 ans.

Biomasse 
La biomasse était en tête des EnR belges avec 43,4 % de la production d'électricité renouvelable en 2012 ; son développement a été très dynamique au cours de la décennie 2002-2012 : +20,6 % par an en moyenne, mais en 2012 sa production s'est stabilisée à . La filière biomasse est principalement constituée de sa composante solide () qui dispose de nombreuses opportunités de croissance : la Belgique est pionnière pour la conversion des centrales à charbon à la co-combustion ou à la combustion 100 % biomasse ; le charbon est en général remplacé par des granulés de bois ; par exemple, la centrale de Rodenhuize a été intégralement convertie à la biomasse en septembre 2011. Les déchets municipaux contribuent pour , le biogaz pour  et la biomasse liquide pour .

Le pays possède d’importantes ressources en biocarburants, tant agricoles avec le colza et la betterave pour l’huile végétale pure, le biodiesel et le bioéthanol; que sylvicoles avec des forêts étendues sur le massif Ardennais pour la production d’éthanol cellulosique. Malheureusement l’important lobby pétrolier Anversois, essentiellement flamand, a réussi à interdire la commercialisation de l’E85, ce qui constitue de fait un obstacle majeur a l’extension des véhicules Flex-Fuel.

La production de biogaz est en croissance avec plusieurs installations tant privées que publiques. Les matières de bases sont les déchets organiques provenant des élevages, de l’agriculture et de l’industrie alimentaires. Les boues de station d’épuration constituent une autre source importante. Le biogaz est essentiellement transformé en chaleur et en électricité dans des unités de cogénération.

Le bois énergie se développe essentiellement sous la forme de traditionnels « feux ouvert », avec également des installations à pellets.

La thermolyse est développée pour des applications de cogénération à base de bois, notamment à Gedinne.

Éoliennes 

En 2021, les éoliennes belges ont produit , soit 11,9 % du mix électrique belge, contre  en 2020, en baisse de 6,4 %.

En 2020,  éoliennes sont opérationnelles en Belgique, pour une puissance installée de . La Belgique compte  éoliennes terrestres () : 580 en Flandres () et 458 en Wallonie (). Le pays dispose en outre de 339 éoliennes en mer réparties sur neuf zones, pour une puissance installée de .

La Belgique était en 2018 le  d’électricité éolienne d'Europe, avec , en recul de 1,4 % par rapport à 2017, loin derrière le leader allemand : .

Solaire

Potentiel solaire

Production 
La production photovoltaïque de la Belgique atteignait  en 2021, soit 5,6 % de la production d'électricité du pays, contre  en 2020, en progression de 9,9 %.

Selon EurObserv'ER, la Belgique a produit  en 2022, se classant au  des producteurs photovoltaïques de l'Union européenne (UE) avec 3,4 % de la production de l'UE, derrière l'Allemagne (29,6 %), l'Espagne (14,4 %), l'Italie (13,7 %), la France (10,0 %), les Pays-Bas (8,6 %) et la Pologne (3,9 %).

L'Agence internationale de l'énergie estime la pénétration théorique du solaire photovoltaïque belge à 8,7 % de la production totale d'électricité fin 2022 (moyenne mondiale : 6,2 % ; moyenne de l'UE : 8,7 %) ; cette estimation est basée sur la puissance installée au 31/12/2022, donc supérieure à la production réelle de l'année. La Belgique est au  mondial, loin derrière l'Espagne, au  avec 19,1 %, la Grèce (17,5 %) et les Pays-Bas (15,9 %) ; l'Allemagne (12,4 %) est au  et la France (4,6 %) au .

La Belgique se situait en 2019 au  européen des producteurs d'électricité photovoltaïque avec 3,2 % du total européen, loin derrière l'Allemagne (36,1 %), l'Italie (18,0 %), le Royaume-Uni (9,6 %), la France (8,6 %), l'Espagne (7,1 %) et les Pays-Bas (3,9 %).

En 2018, la production photovoltaïque a progressé de 8,4 % ; la Belgique se situait en 2018 au septième rang européen des producteurs d'électricité photovoltaïque avec 2,9 % du total européen, loin derrière l'Allemagne (37,7 %), l'Italie (18,5 %), le Royaume-Uni (10,6 %), la France (8,3 %) et l'Espagne (6,4 %), mais devant les Pays-Bas (2,6 %).

Puissance installée 
En 2022, la Belgique a installé , au  européen, loin derrière l'Allemagne (), la Pologne (), les Pays-Bas (), l'Espagne (), l'Italie () et la France (). La puissance installée du parc photovoltaïque belge atteint , en progression de 7,9 %, au  européen, loin derrière l'Allemagne (), l'Italie (), les Pays-Bas (), l'Espagne () et la France (). Sa puissance installée par habitant atteignait  fin 2022, supérieure de 28 % à la moyenne de l'Union européenne () et au  européen, derrière les Pays-Bas () et l'Allemagne ().

En 2021, selon l'AIE, la Belgique a installé , au  européen, loin derrière l'Allemagne (), l'Espagne (), la France (), les Pays-Bas ().

La puissance photovoltaïque installée par habitant atteignait  en 2019, supérieure de 55 % à la moyenne européenne (), au  européen derrière l'Allemagne () et les Pays-Bas (), et devant l'Italie () ; la France est au treizième rang avec .

En 2018, la Belgique a installé  (contre  en 2017), portant sa puissance installée à , au septième rang européen avec 3,7 % du parc européen, loin derrière l'Allemagne () et l'Italie () et juste derrière les Pays-Bas (), qui ont installé  en 2018.

En 2014, la Belgique avait installé seulement  en photovoltaïque contre  en 2013 ; sa puissance cumulée de  fin 2014 la classe au dixième rang mondial et au sixième rang européen ; la chute du marché est due au déclin des subventions et au projet de la région des Flandre d'imposer en 2015 une taxe de connexion au réseau visant à compenser les pertes causées au gestionnaire du réseau par le système de net metering (comptage net : électricité consommée moins électricité auto-produite).

La tradition de construction de maisons à toitures inclinées permet une pose aisée de capteurs photovoltaïques sur les versants sud-est à sud-ouest. Généralement le courant est injecté sur le réseau en compensation de consommations domestiques. Un système de certificats verts permet de favoriser ce type de productions.

Le solaire thermique basse température est relativement répandu en usage domestique.

Hydroélectricité 
La Belgique se classe au  européen par sa puissance installée hydroélectrique : , dont  de pompage-turbinage ; sa production hydroélectrique s'est élevée à  en 2019.

L’énergie hydro-électrique est très ancienne dans le pays avec plusieurs barrages de petite taille. Un potentiel important subsiste pour les micros centrales. De nouvelles stations de pompage-turbinage sont également envisageables à Gramont et en extension de la centrale de Coo-Trois-Ponts. Des installations plus petites d’appui éolien sont également envisagées.

Divers 
Les pompes à chaleurs commencent lentement à s’implanter ! Classiquement des tuyaux de collectes sont placés sous la pelouse. Les échangeurs air/air sont peu utilisés pour le chauffage malgré le différentiel thermique standard très faible entre extérieur et intérieur, normalement favorable. La première maison à pieux énergie est en construction dans le Hainaut.

La récupération de chaleur sur eau de douche n’est pas développée. Une seule société propose ce produit dans le pays.

La cogénération est très implantée mais se limite le plus souvent à la combustion de gaz fossile. Il existe cependant quelques installations à l’huile végétale.

La thermoélectricité n’est pas utilisée à l’exception de quelques poêles thermoélectriques.

La géothermie est principalement présente à Saint-Ghislain avec un réseau d’eau chaude à  étendu sur plusieurs kilomètres vers des logements, des bâtiments publics et des serres de culture. D'autres ressources existent mais restent inexploitées. Le chauffage urbain reste très marginal dans un pays pourtant fort urbanisé.

Par ailleurs, le pays possède un très grand potentiel énergétique sous la forme d’électricité osmotique dans l’embouchure de l’Escault et de l’Yser.

Transport 

Créée en 2001, la société Elia est responsable du transport de l'électricité à travers le pays et de l'équilibrage de l'offre et de la demande. L'entreprise exploite un réseau de lignes à haute et moyenne tension d'une longueur de , réparti comme suit :

  : 
  : 
  : 
  : 
  : 
  : 

La zone de réglage d'Elia — qui comprend toute la Belgique et le Luxembourg, à l'exception des régions de Momignies, de Chimay et le sud du grand-duché — a enregistré une pointe de consommation record de , le  entre 18h et 18h15. Les pointes synchrones mensuelles sur le réseau belge sont légèrement plus élevées en hiver qu'en été, chutant régulièrement sous la barre des  en juillet et août.

Consommation 

La consommation d'électricité du pays atteignait  par habitant en 2018, soit 2,4 fois la moyenne mondiale (/hab) et supérieure de 9 % à celle de la France (/hab), mais inférieure de 41 % à celle des États-Unis (/hab).

La répartition par secteur de la consommation finale d'électricité a évolué comme suit :

Tarifs 

Moyenne Luminus : 6,932 cents/kWh
Moyenne Electrabel : 7,696 cents/kWh 
Moyenne Essent : 8,884 cents/kWh

Moyennes des prix faites avec les prix donnés par www.mesfournisseurs.be

Distribution du gaz et de l'électricité

Organisation du marché de l'électricité et du gaz 

L'organisation du marché est basée sur le principe de séparation des différentes activités :
 La distribution prise en charge par le gestionnaire du réseau de distribution.
 La fourniture.
 La production.

L'électricité est un domaine partiellement régionalisé : le fédéral et les régions possèdent des compétences distinctes en la matière.
Dans le marché de l'électricité belge, il existe quatre acteurs : les producteurs, le transporteur (Elia en a le monopole), les distributeurs, et les marchands d'électricité. En outre, il faut y ajouter le régulateur fédéral et les régulateurs régionaux.
Les acteurs du gaz sont essentiellement les mêmes. Les principaux fournisseurs vendent les deux énergies alors que seul certains gros distributeurs n'assurent la distribution des deux (Sibelga et Interelectra). Fluxys détient le monopole du transport.

Historique de la libéralisation en Belgique 
 2002 : marché industriel en Région flamande.
 07/2003 : marché résidentiel en Région flamande.
 01/2007 : marché résidentiel en Région wallonne et en Région de Bruxelles-Capitale.

Les types d'acteurs 
 Les gestionnaires du réseau de distribution (GRD) : entretient et met à disposition les câbles et tuyaux amenant l'électricité et le gaz jusqu'à l'utilisateur final. Cette activité est régulée et non soumise à la concurrence.
 Les fournisseurs.
 Les responsables d'équilibre.
 Les régulateurs.
 Les producteurs.
 Les transporteurs.

Définition du standard 
L'organisation du marché implique l'échange important et continue d'information entre les acteurs. Les standards d'échange ainsi que les procédures sont définis par le UMIX (site du UMIX). Le UMIX est une entité collaborative à laquelle participent les fournisseurs et les gestionnaires de réseau.
Il publie le UMIG (Utility Market Implementation Guide) qui spécifie les règles relatives aux échanges d'information. Il définit :
 Le format utilisé dans les échanges électroniques (La norme EDIEL).
 La séquence des échanges d'information et les règles applicables dans les différentes procédures.

Les procédures 
Une procédure (ou scenario) est un événement intervenant de façon récurrente dans le cadre du fonctionnement normal du marché libéralisé. On distingue quatre types de scénarios.

Les scénarios de structuration 
Ils définissent les événements intervenant sur le point de fourniture chez le consommateur :

Les scénarios de metering 
Ils définissent le relevé et la transmission des relevés de consommations ainsi que les rectifications pouvant intervenir.
Associés aux nouvelles technologies de l'information et de la communication (NTIC), et par allusion au Smart grid, on parle aussi de smart metering pour désigner les « systèmes de mesure intelligents » intégrant éventuellement la mesure en temps réel.

La facturation du timbre 
La facturation du timbre ou droit d'acheminement (grid fee en anglais) est le coût d'usage du réseau que le gestionnaire facture au fournisseur.

L'allocation et la réconciliation 

 L'allocation 
 La réconciliation

Producteurs

Gestionnaires des réseaux de transport 
Elia : gestionnaire belge du réseau haute tension de transport d'électricité. Il en possède le monopole. Elia gère les lignes aériennes et les câbles souterrains dits de  jusque 70 ou . Pour les tensions plus basses, ce sont les distributeurs qui acheminent l'électricité.
Fluxys : gestionnaire belge du réseau de transport de gaz.

Gestionnaires des réseaux de distribution 

Les gestionnaires des réseaux de distribution (GRD) et les opérateurs du réseau gèrent le réseau d’électricité et/ou de gaz naturel en Belgique. Un seul gestionnaire de réseaux est actif pour un territoire bien défini. Un client ne peut donc pas choisir son gestionnaire de réseaux.

C'est pour cela que les gestionnaires de réseaux sont régulés/contrôles par des autorités telles que la CWaPE, Brugel ou la VREG.

Les GRD s'occupent : 

 De la construction, de l'entretien et de la gestion des réseaux d'électricité et/ou de gaz naturel 
 De la distribution d'énergie : ils acheminent l'électricité et/ou le gaz naturel vers les consommateurs via leurs réseaux 
 De certaines obligations de service public (dites OSP) comme l'utilisation rationnelle de l'énergie, l'extension des réseaux, certaines missions d'éclairage public, la gestion des clients précarisés, etc.

En Région wallonne, les intercommunales mixtes se sont regroupées le 6 février 2009 pour former ORES, l'Opérateur des RÉSeaux Gaz & Électricité.

Fournisseurs 
Liste des fournisseurs opérants en Belgique. Le tableau précise pour chaque région le type d'énergie fournie. Les fournisseurs dont le nom est en italique s'adressent spécifiquement à une clientèle non résidentielle ou industrielle.

Autres acteurs 
 Tractebel-Engineering entité du groupe Suez. Propose des services d'ingénierie dans le domaine de l'énergie.
 Synergrid  fédération des gestionnaires de réseaux électricité et gaz en Belgique.
 Belpex Bourse de l'électricité belge.
 Terminal gazier Zeebruges  Opérateur du terminal gazier du port de Zeebruges.
 FEBEG  Fédération belge des entreprises électriques et gazières.
 ARGB Association royale des Gaziers Belges.
 EDORA Fédération professionnelle pour la promotion d'énergie renouvelables.

Réseaux de chaleur 
La chaleur issue des centrales de cogénération et des centrales de chaleur pure (chaufferies) et distribuée par les réseaux de chaleur s'élevait à  en 2018, soit 0,98 % de la consommation finale d'énergie du pays, destinée pour 83 % à l'industrie, 4 % au secteur résidentiel, 12 % au tertiaire et 1 % à l'agriculture. Elle était produite en 2019 à partir de gaz naturel pour 60 %, de biomasse pour 2 %, de déchets pour 9 % et d'autres sources pour 29 %. La production a progressé de 232 % entre 1990 et 2019 et la consommation de chaleur de 83 %, surtout dans l'industrie : +79 % et le tertiaire : +230 % ; elle a par contre reculé de 13 % dans le résidentiel. La production de chaleur de la Belgique atteignait  en 2019, à comparer avec l'Allemagne : , la France :  et la Russie,  mondial : .

Bibliographie

Notes et références

Notes

Références 
  CO2 Emissions from Fuel Combustion 2020 : Highlights, Agence internationale de l'énergie,   .

 Autres références

Voir aussi

Articles connexes 
 Certificat vert
 Économie de la Belgique
 Electrabel
 Luminus
Belgonucléaire

Comparaisons de tarifs 
 Comparatif complet de tous les différents fournisseurs d'énergie en Belgique, pour des particuliers et entreprises
 Région de Bruxelles-Capitale
 Région wallonne
 Région flamande

Liens externes 
 Portail de l'Énergie en Région wallonne
 Statistiques énergétiques sur le site de l'Institut national de statistique

Économie en Belgique