Énergie éolienne en mer : Un avenir incertain ?
La flambée des coûts de l’île énergétique en mer du Nord et les doutes quant à l’infrastructure du réseau terrestre remettent-ils en cause les ambitions de la Belgique en matière d’énergie éolienne en mer ? (Wout Ectors)
Ces dernières décennies, les pays bordant la mer du Nord, et la Belgique en particulier, ont joué un rôle de pionnier dans l’éolien offshore. En témoignent les réalisations au large de nos côtes, mais aussi la conquête mondiale d’une série d’acteurs belges du secteur. Pourtant, les Pays-Bas détrônent désormais la Belgique en termes de capacité de production par habitant. La capacité installée s’élève à 2.262 MW depuis 2022. Si, pour l’année record 2023, cela représentait 8 TWh d’énergie verte, en 2024, le compteur s’est arrêté à 7 TWh en raison de conditions météorologiques défavorables. L’éolien offshore oscille autour des 10% de l’approvisionnement énergétique du pays.
« Il n’y a pas eu de nouveaux parcs éoliens en 2023 et 2024 », précise Bérénice Crabs, Secrétaire Général de Belgian Offshore Platform, pour expliquer la stagnation. « La zone orientale, composée de 399 éoliennes, est complète. » Aux côtés des fournisseurs, Bérénice Crabs attend avec impatience les prochaines étapes de ce projet offshore, également prioritaire pour le monde politique. « Tous les modèles et études sont unanimes : l’éolien en mer est une démarche sans regrets. »
Zone Princesse Elisabeth
La stagnation de la capacité est cependant temporaire. Fin 2024, l’appel d’offres a été lancé pour le premier lot d’une deuxième zone éolienne offshore, la zone Princesse Elisabeth. « Un processus intense de plusieurs mois s’ouvre pour de nombreux acteurs qui doivent élaborer une offre compétitive pour le 24 août », explique Bérénice Crabs. L’un des candidats est le groupe Otary qui a développé les parcs Rentel et SeaMade. Il joue un rôle prépondérant dans cette première zone avec une production de près de 800 MW. « Le dossier est à l’étude et nous avons la ferme intention de soumettre une offre », annonce le CEO Mathias Verkest. « En tant qu’entreprise belge, la mer du Nord est notre jardin. Nous y sommes le principal opérateur et comptons bien le rester. »
Le premier parc devrait produire environ 700 MW. Si la zone Princesse Elisabeth est parfaitement opérationnelle en 2030, la production atteindra 3.500 MW (3,5 GW), portant le total en mer du Nord à 5,7 GW et couvrant alors un quart des besoins énergétiques. « La Belgique reste donc sur la bonne voie », assure Bérénice Crabs.
Épée de Damoclès
Cependant, des incertitudes fondamentales persistent, notamment en ce qui concerne l’île Princesse Elisabeth, enjeu majeur de cette deuxième zone. Ce projet phare du gestionnaire de réseau Elia est un véritable hub énergétique multifonctionnel en mer qui jouera un rôle majeur dans l’approvisionnement en électricité de la Belgique, mais permettra également des connexions internationales avec d’autres parcs éoliens. Problème : le budget est passé de 2,2 milliards à 7,5 milliards d’euros.
En résumé, le troisième lot de la zone sera connecté au courant continu. Si la hausse des coûts des autres composants de l’île est restée limitée, la partie courant continu et transformateurs est devenue beaucoup plus onéreuse. « La poursuite de cette phase selon le plan est-elle encore responsable », s’interrogeait Peter Claes fin 2024. Le directeur général de Febeliec surveille la situation de près. « Au vu des discussions antérieures sur les tarifs de transmission et de la réduction déjà difficile à obtenir pour les clients industriels, l’incertitude est grande. » « Quel sera l’impact sur les tarifs d’injection ? », se demande la BOP. « Les développeurs doivent maintenant élaborer un business case, il est donc impératif que la CREG clarifie la situation. » Celle-ci attend les résultats d’une étude technique, tout comme le gestionnaire de réseau qui a décidé fin janvier de reporter la partie courant continu. « Nous étudions les différentes options avec les parties prenantes et confirmerons ou ajusterons ensuite les choix de conception », a déclaré Jean Fassiaux, le porte-parole d’Elia.
N’oublions pas non plus les projets Ventilus et Boucle du Hainaut. « Si l’infrastructure terrestre n’est pas achevée à temps, les parcs seront construits pour rien », déplore Peter Claes, évoquant une épée de Damoclès suspendue au-dessus de l’appel d’offres. Des doutes logiquement partagés par les candidats. « Dans une formule où l’offre la plus compétitive l’emporte, une visibilité sur tous les éléments et coûts pertinents, y compris le développement du réseau, est cruciale », souligne Mathias Verkest. Bérénice Crabs ne cache pas non plus son inquiétude. « Ces incertitudes sont néfastes dans un processus compétitif où la confiance des banques est essentielle. Le succès de l’appel d’offres est entre les mains d’Elia. » Le gestionnaire de réseau assure être toujours dans les délais.
8 GW
Si le cap des 5,7 GW est atteint, l’écart avec les 8 GW visés par le gouvernement pour 2040 restera énorme. L’étude de faisabilité d’une troisième zone dans cette optique a conclu à un avis défavorable que la BOP ne partage pas. « L’espace est hélas limité. Mais nous restons convaincus qu’il y a encore des opportunités en mer du Nord. » « Il y a toujours des possibilités », estime également Mathias Verkest. « La superficie n’est pas énorme, mais une zone supplémentaire a été identifiée. » Il ne faut cependant pas brûler les étapes. « La priorité est d’atteindre les 3,5 GW avant d’envisager d’autres développements. »
D’ici quelques décennies, le repowering, ou remplacement des anciennes éoliennes par des modèles plus performants, sera une priorité majeure. « Un cadre législatif sera probablement mis en place à cet égard au cours de la prochaine législature. » Le CEO d’Otary tempère toutefois les espoirs d’une capacité renforcée. « De plus grandes éoliennes nécessitent également plus d’espace entre elles. J’estime donc que la capacité sera similaire. Mais le marché est en constante évolution, qui sait dès lors ce qu’il sera possible de faire d’ici là ? »