L'extension de la centrale de Coo

• Session : 2016-2017
• Année : 2017
• N° : 103 (2016-2017) 1

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• Question écrite du 01/02/2017

  • de STOFFELS Edmund
  • à LACROIX Christophe, Ministre du Budget, de la Fonction publique, de la Simplification administrative et de l'Energie
  
  Engie Electrabel, producteur et fournisseur d’électricité en Belgique, prévoit un investissement de 600 millions d'euros qui permettrait d’augmenter de 50% les capacités du site en stockage d’énergie, stockage de plus en plus nécessaire avec les énergies renouvelables.
  
  L’ancien ministre de l’Énergie travaillait en commun avec le cabinet de la ministre Marghem sur ce dossier.
  
  Avant que ce projet ne puisse être réalisé, il y a encore des conditions à rencontrer.
  En effet d’après Engie Electrabel, la priorité est d’avoir une vue sur les besoins en flexibilité et sur le cadre tarifaire dans lequel ils peuvent être développés. Il faut que la Creg se prononce sur un cadre tarifaire concernant les installations de stockage.
  
  À part le stockage d’énergie dans les barrages (on passe du vecteur électron au vecteur énergie cinétique), que développe la Région wallonne comme projets et comme technologies pour stocker l’énergie ?
  
  N’y a-t-il pas lieu de négocier avec l’industrie des investissements dans le stockage via le « power to gaz » (moyennant l’électrolyse) ?
  
  La Région wallonne est-elle suffisamment proactive dans le domaine ?
  
  Quelle est la capacité de stockage (par vecteur énergétique) dont dispose la Région wallonne actuellement ?
  
  Quelles sont les perspectives de stockage que la Région wallonne souhaite atteindre d’ici 2020 ?

• Réponse du 21/02/2017

  • de LACROIX Christophe
  
  Comme l’honorable membre le rappelle, mon prédécesseur a effectivement rencontré une délégation d’Engie à Coo afin de se faire présenter son projet d’extension de la station de stockage de pompage turbinage.
  
  Actuellement, les deux installations existantes disposent d’une puissance cumulée de plus de 1 gigawatt avec une capacité quotidienne de stockage de 5 gigawattheures et annuelle de 1,5 térawattheure. À terme, si le projet de troisième bassin devait être réalisé, la capacité actuelle de Coo serait accrue de 50 % tant en puissance qu’en capacité avec un investissement estimé par Engie de 600 millions d’euros.
  
  Pour rappel, historiquement les unités de Coo ont été développées en vue de flexibiliser les réacteurs de Tihange en servant tantôt de délestage au surplus énergétique de Tihange, tantôt en appoint en cas de plus forte demande. Elles viennent, de ce fait, en support au réseau de haute tension auquel la centrale de Coo est directement raccordée.
  
  La sortie programmée du nucléaire à partir de 2022 et l’accroissement de la production électrique par des unités de renouvelables impose une réflexion sur la flexibilité énergétique dont le stockage est un élément capital. À ce titre, il convient d’étudier toutes les possibilités techniques existantes tant en matière de capacité, que de flexibilité réelle, d’impact sur le système énergétique ou de coût.
  
  Même s’il est vrai que lors de l’adoption de la loi spéciale de réformes institutionnelles en 1980, la seule technologie mature existante à l’époque était bel et bien celle du pompage-turbinage, la réalité actuelle impose de s’attarder sur les options apparues depuis et qui ont, elles aussi, atteint la maturité technologique comme les batteries. À titre de comparaison, l’investissement pressenti pour la réalisation de Coo 3 ne serait pas plus avantageux qu’une capacité de stockage équivalente par batteries.
  
  Je me permets de rappeler que la transition énergétique, telle que nous la vivons actuellement avec une part croissante de photovoltaïque et d’éolien fortement disséminé, impactera de manière croissante les réseaux de basse et de moyenne tension et qu’il semblerait donc légitime de pouvoir réfléchir à des solutions plus souples qui puissent également assurer la flexibilité à ce niveau.
  
  Je tiens à signaler que même si Engie dispose des emprises nécessaires à la réalisation de Coo 3, la réalisation du bassin et de l’ingénierie nécessaire à la centrale feront l’objet d’une procédure probablement assez longue au niveau des services de l’environnement. En tenant compte du temps nécessaire à la réalisation des travaux, on peut supposer que l’unité de Coo 3 ne pourra pas être opérationnelle avant 2025 et que d’autres solutions devront immanquablement être trouvées dans l’intervalle.
  
  Actuellement, à ma connaissance, si on fait abstraction de la centrale de pompage-turbinage de la Plate-Taille dont la puissance est d’un peu plus de 120 mégawatts et dont il est question de doubler la capacité à terme, aucun projet d’ampleur n’a encore émergé. Comme je l’ai rappelé à certains collègues de l’honorable membre, aucun cadre incitatif n’existe à ce jour pour soutenir ces services stratégiques dans le cadre de la transition énergétique qui s’est amorcée. Je tiens cependant à souligner le potentiel de stockage, qui devrait pouvoir être évalué grâce à la recherche SMARTWATER, devrait trouver une conclusion dans le courant de l’année. Cette recherche vise à généraliser les solutions de pompage-turbinage dans les sites carriers et miniers désaffectés et devrait proposer une quantification du potentiel de stockage y lié.
  
  Comme le rappelle Monsieur STOFFELS, les techniques liées au Power-to-Gas restent une solution d’intérêt. Cependant, elles souffrent toujours de leur manque de maturité technologique même si les évolutions en la matière sont réelles ces dernières années. Les raisons de cette situation sont à mettre sur les investissements nécessaires à leur mise en œuvre et les rendements de restitution moindres que d’autres technologies matures. Je reste néanmoins convaincu qu’à terme, le power-to-gas et le power-to-hydrogen seront deux solutions de stockage qu’il conviendra de pouvoir mettre en œuvre de manière plus systématique.