Énergie en Belgique

Torchage du gaz dans une raffinerie d'Anvers.

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[14].

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[15]. La capacité de raffinage de ces installations s'établissait à 802 000 barils par jour en 2005[16]. Petroplus a fait l'acquisition de la raffinerie de BRC, d'une capacité maximale de 110 000 barils par jour en mai 2006[17].

Le nombre de stations-service en Belgique a diminué de manière importante en une petite décennie passant de 7 177 en 1997 à 3 663 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[16].

Une plaque « Gaz aux étages », typique des vieilles maisons de Bruxelles.

La Belgique est une grande utilisatrice de gaz naturel avec une demande de 16,25 milliards de m³ en 2003, soit 4,2 % de la consommation des pays de l'UE-15[18]. 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[19].

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[18]. La position dominante de cette entreprise dans le secteur gazier belge a été l'une des premières cibles de la libéralisation des marchés énergétiques[20].

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 3 800 km et les installations de stockage et de GNL[21], 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 2,7 milliards €[22].

Les besoins en uranium des centrales nucléaires belges se sont élevés à 620 tU en 2015 et 1 305 tU en 2016, entièrement importés[23].

La consommation d'énergie primaire de la Belgique atteignait 53,2 Mtep en 2018, soit 4,66 tep/habitant, niveau 2,5 fois supérieur à la moyenne mondiale : 1,88 tep/hab et dépassant de 27 % celui de la France : 3,66 tep/hab, mais inférieur de 32 % à celui des États-Unis : 6,81 tep/hab[2].

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[24].

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[24].

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[25].

La production d'électricité en Belgique est dominée par le nucléaire depuis le milieu des années 1980.

En 2018, la part de l'électricité dans la consommation finale d'énergie était de 17,2 %[1]. 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[26].

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)[26].

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 6 000 MW, à Doel et à Tihange entre 1974 et 1985[27] 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[28].

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 20 600 MW de capacité de production électrique (dont 4 400 MW de solaire et d’éolien), 3 200 MW 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 380 000 volts entre Zeebruges et Zomergem. Le choix d’une sortie progressive du nucléaire acté en 2012 est aussi remis en question. Les réacteurs Doel 1 (392 MW net) et Doel 2 (433 MW 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[29].

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[30].

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[31].

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 CO₂ ; 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[32].

La centrale nucléaire de Doel, sur le bord de l'Escaut.

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 (2 985 MW) en région wallonne et à Doel (2 839 MW) en région flamande. Les réacteurs sont exploités par Electrabel, qui détient une participation majoritaire sur six des 7 réacteurs, alors que Luminus détient un intérêt de 10,2 % dans deux réacteurs de Doel et deux à Tihange[33]^,[34]. Tihange 1 est détenu à parts égales entre l'électricien belge et Électricité de France[33].

Mis en service entre 1974 et 1985, les sept réacteurs, totalisant 5 942 MW de puissance installée nette, ont produit 41 TWh d'électricité en 2019, soit 47,6 % de toute l'électricité produite dans le pays[27].

Après plusieurs années de problèmes techniques à répétition rencontrés par les réacteurs d'Electrabel, la situation semble revenir à la normale : alors qu'un seul réacteur sur les sept que compte la Belgique fonctionnait début novembre 2018, cinq d'entre eux sont opérationnels en janvier 2019 et les sept devraient l'être en juin 2019. Les analystes du Crédit Suisse prévoient que le taux de charge du parc, tombé à 50 % en moyenne en 2018, remonte à 76 % en 2019 et à 83 % en 2020[35].

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, 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[36].

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, date théorique de la sortie du nucléaire belge ; cette prolongation nécessiterait un investissement de 1,3 milliard d’euros, mais éviterait le rejet de 8 millions de tonnes de CO₂ par an tout en sauvegardant une partie des emplois de la filière électronucléaire. Les écologistes belges souhaitent le remplacement du nucléaire (12g de CO₂/kwh) par de nouvelles centrales à gaz (500g de CO₂/kwh)[37].

En octobre 2009, le groupe GEMIX a remis son rapport[38] 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 a décidé le 18 décembre 2014 de prolonger de quarante à cinquante ans la durée de vie de deux réacteurs nucléaires, Doel 1 et Doel 2 (450 mégawatts chacun), près d’Anvers dans le nord du pays, exploités par Electrabel, filiale de GDF Suez. 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, près de Liège (1 000 MW), de quarante à cinquante ans, jusqu’en 2025[39]. En juillet 2015, un accord a été trouvé entre le gouvernement et Electrabel : la taxe payée par les exploitants de centrales nucléaires, dénommée « contribution nucléaire », sera ramenée de 407 M€ en 2014 à 200 M€ en 2015 et 130 M€ en 2016, afin de permettre à Electrabel de financer les 700 M€ d'investissements nécessaires à la prolongation de dix ans de Doel 1 et 2 ; Electrabel devra de plus payer à partir de 2016 une redevance annuelle de 20 M€[40].

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[41].

La fermeture des centrales nucléaires belges pourrait entraîner une augmentation de 48 à 72 % (selon les scénarios) des émissions de CO₂ liées à la production d'énergie d'ici 2030, selon le professeur d'économie Johan Albrecht (UGent - Université de Gand)[42].

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. D’ici au redémarrage de trois autres réacteurs en décembre, l’équilibre électrique restera assuré dans le pays si une vague de froid n’est pas rencontrée. Sinon, ses voisins ont pris des dispositions pour contribuer à son approvisionnement ; les gros consommateurs industriels pourront aussi être amenés à stopper leur consommation d'énergie aux heures de pointe du soir et du matin afin d’alléger la demande ; en cas de froid intense, un plan de délestage pourrait être activé. Dans tous les cas, la Belgique fera appel au maximum à ses centrales fossiles pour la production d’électricité. Cette situation présage les conséquences de la décision prise en 2017 par les quatre ministres belges de l’énergie qui ont défini un « pacte énergétique » incluant la sortie totale du nucléaire en 2025. La Belgique devra donc développer massivement des centrales à gaz d’ici 2025. Selon le cabinet PWC, la sortie du nucléaire pourrait entrainer une augmentation de 50 % des émissions de CO₂ liées à la production d’énergie d’ici 2030[43].

Le conseil des ministres a approuvé 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 3 600 MW 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[44]. 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[45], avec le soutien de Greenpeace ; c’est la première fois qu’une association mondiale à vocation environnementale prône officiellement le recours aux énergies fossiles[46].

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[47].

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 CO₂ n'est pas une bonne chose[48]^,[49].

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[50].

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[26].

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 4,7 TWh. La filière biomasse est principalement constituée de sa composante solide (3,1 TWh) 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 0,8 TWh, le biogaz pour 0,5 TWh et la biomasse liquide pour 0,22 TWh[51].

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.

Le projet éolien de Bure, dans la province de Luxembourg.

La Belgique était en 2017 le 13^e producteur d’électricité éolienne d'Europe et le 13^e pour la puissance installée ; elle se situait au 10^e rang européen pour la puissance installée par habitant. L'éolien produisait 6,4 % de l'électricité du pays en 2016 et couvrait 5,9 % de la consommation d'électricité belge en 2016-17. Le développement de l'éolien se fait en grande partie en mer : 31 % de la puissance installée fin 2017.

La production photovoltaïque de la Belgique atteignait 3 947 GWh (estimation) en 2019 contre 3 902 GWh en 2018, en progression de 1,2 %[26].

La Belgique se situe en 2019 au 7^e rang 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 %)[52].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, le photovoltaïque assurait 5,7 % de la consommation d'électricité du pays fin 2019 (moyenne mondiale : 3,0 % ; moyenne européenne : 4,9 %), au 10^e rang mondial (calcul théorique sur la base de la puissance installée en fin d'année)[53].

La puissance photovoltaïque installée par habitant atteignait 395,5 Wc en 2019, supérieure de 55 % à la moyenne européenne (254,5 Wc), au 3^e rang européen derrière l'Allemagne (590,4 Wc) et les Pays-Bas (400,6 Wc), et devant l'Italie (345,7 Wc) ; la France est au treizième rang avec 157,9 Wc[52].

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 %)[54].

La production solaire couvrait 3,63 % de la consommation d'électricité belge sur la période de mi-2017 à mi-2018, loin derrière l'Italie (7,3 %), la Grèce (7,1 %), l'Allemagne (6,9 %) et l'Espagne (4,75 %), mais devant les Pays-Bas (2,16 %) et la France (1,95 %)[55].

En 2018, la Belgique a installé 367,2 MWc (contre 284,6 MWc en 2017), portant sa puissance installée à 4 254,5 MWc, au septième rang européen avec 3,7 % du parc européen, loin derrière l'Allemagne (45 277 MWc) et l'Italie (20 107 MWc) et juste derrière les Pays-Bas (4 300 MWc), qui ont installé 1 397 MWc en 2018[54].

En 2014, la Belgique avait installé seulement 65 MWc en photovoltaïque contre 600 MWc en 2013 ; sa puissance cumulée de 3 074 MWc 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)[58].

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.

La Belgique se classe au 27^e rang européen par sa puissance installée hydroélectrique : 1 427 MW, dont 1 307 MW de pompage-turbinage ; sa production hydroélectrique s'est élevée à 1,12 TWh en 2019[59].

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.

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 83 °C 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.

Des lignes à haute tension croisent un terril dans le Hainaut.

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 8 412 km[60], réparti comme suit :

• 380 kV : 891 km
• 220 kV : 297 km
• 150 kV : 2 424 km
• 70 kV : 2 694 km
• 36 kV : 1 940 km
• 30 kV : 167 km

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 14 033 MW, le 17 décembre 2007 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 12 000 MW en juillet et août[61].

La consommation d'électricité du pays atteignait 7 756 kWh par habitant en 2018, soit 2,4 fois la moyenne mondiale (3 260 kWh/hab) et supérieure de 9 % à celle de la France (7 141 kWh/hab), mais inférieure de 41 % à celle des États-Unis (13 098 kWh/hab)[2].

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

• 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

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.

• 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 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.

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.

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.

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

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

• L'allocation
• La réconciliation

• 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 380 000 V jusque 70 ou 30 000 V. Pour les tensions plus basses, ce sont les distributeurs qui acheminent l'électricité.
• FLUXYS : gestionnaire belge du réseau de transport de gaz.

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.

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.

• 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.

• (en) CO2 Emissions from Fuel Combustion 2020 : Highlights, Agence internationale de l'énergie, 5 octobre 2020 [xls].

• Autres références

• Certificat vert
• Économie de la Belgique
• Electrabel
• Luminus
• Belgonucléaire

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

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

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