Elia reporte temporairement la signature des contrats HVDC de l’Île Princesse Elisabeth afin d’examiner plusieurs options avec les autorités dans le contexte changeant du marché

• Une décision unilatérale d’Elia Transmission Belgium (ETB) sans poursuite du dialogue politique serait inopportune dans le contexte actuellement très tendu du marché HVDC.
• Ce 4 février 2025, le Conseil d’Administration d’Elia Transmission Belgium a décidé de reporter temporairement la signature des contrats HVDC.
• Le scénario de référence demeure positif. Dans le contexte de marché actuel, les alternatives présentent aussi des avantages mais sont incertaines et nécessitent un plan d’action avec des adaptations réglementaires.
• Le report de la signature des contrats HVDC entraînera un retard, qui est estimé à environ trois ans pour la réalisation générale du projet, mais offrira plus de temps aux autorités belges pour arrêter un choix faisant consensus.

BRUXELLES | En raison de la hausse des prix de l’infrastructure haute tension en courant continu (HVDC), Elia Transmission Belgium (Elia) reporte temporairement la signature des derniers contrats pour l’Île Princesse Elisabeth. Le report de la signature des contrats n’est pas sans conséquence mais offrira davantage de temps pour comparer le projet actuel et les alternatives dans le contexte changeant du marché. Ces alternatives sont aussi envisageables mais nécessitent un plan d’action commun avec l’ensemble des parties impliquées étant donné qu'il existe actuellement des incertitudes, tant en termes de politique que de réglementation. Étant donné que l’île énergétique revêt une importance stratégique capitale et joue un rôle essentiel dans l'approvisionnement électrique de la Belgique pour les décennies à venir, Elia souhaite, à travers ce report, continuer à envisager toutes les options. Les autorités compétentes auront désormais davantage de temps pour poser un choix définitif et éventuellement prendre des mesures annexes. 

La construction de l’île et les contrats AC restent d’actualité 

L’Île Princesse Elisabeth est l’un des principaux projets du Plan de Développement fédéral pour le réseau à haute tension belge qui a été approuvé en 2023 par le gouvernement fédéral. Elia réalise ce projet au sein d'un cadre légal mais n’est pas indifférente aux préoccupations grandissantes liées au coût en augmentation de la technologie HVDC. Néanmoins, la construction de l’île artificielle (fondations) et les contrats déjà signés pour les équipements en courant alternatif (HVAC) restent d’actualité. Ainsi, deux des trois futurs parcs éoliens offshore (700 MW + 1.400 MW) pourront déjà être réalisés. Ce sont donc déjà 60% de la nouvelle zone éolienne Princesse Elisabeth qui seront concrétisés. 

L’incertitude porte uniquement sur les contrats HVDC

Pour pouvoir raccorder le troisième parc éolien (1.400 MW), Elia négocie actuellement l’achat de deux convertisseurs HVDC (un sur l’île et un sur la côte belge). Outre le raccordement de ce parc éolien, ceux-ci doivent également permettre le développement d'une interconnexion hybride avec le Royaume-Uni (projet Nautilus). 

L’appel d’offres international lancé par Elia pour ces composants en courant continu a révélé un contexte très tendu dans la chaîne d’approvisionnement, entraînant des hausses de prix considérables. Bien que les conditions tarifaires du fournisseur concerné soient comparables à celles applicables à d’autres gestionnaires de réseau européens, elles sont, malgré nos efforts, bien plus élevées que nos projections initiales. 

Cette hausse significative des prix, qui s’applique spécifiquement au volet HVDC, résulte d’une pénurie combinée à l’augmentation des coûts des matériaux et à l’inflation. L’ampleur de la problématique n’est pas la même que pour d’autres projets d’investissement en cours chez Elia. Afin de pouvoir réaliser les contrats HVDC dans le délai prévu (d’ici 2032), le fournisseur choisi nous imposait d’octroyer le contrat proposé d’ici la mi-février 2025. 

Étant donné qu’Elia, en tant que gestionnaire de réseau, exécute une politique définie par les autorités, il nous paraît inopportun, dans les circonstances de marché exceptionnelles que nous connaissons aujourd'hui, de prendre une décision unilatérale sans davantage de soutien politique. Pour continuer à envisager toutes les options, Elia a analysé différentes alternatives au cours des dernières semaines en comparant les avantages et les inconvénients, tout en tenant compte d’une série d’incertitudes. Il s’agit d’analyses complexes nécessitant une solide expertise, qui font actuellement l’objet de discussions en toute sérénité avec l’ensemble des parties prenantes. 

Choisir entre le scénario de référence et les autres alternatives (incertaines)

Malgré les hausses de coûts constatées, le scénario de référence (combinaison d’infrastructure AC et DC, ainsi qu'une interconnexion hybride avec le Royaume-Uni) représente toujours une option financièrement raisonnable étant donné qu’elle revêt une valeur actuelle nette (VAN) positive. Cela signifie que sur la durée totale du projet, il y a un ratio positif entre les bénéfices (= baisse attendue des prix de l’électricité) et les coûts (= augmentation des coûts de réseau). Le report de quelques années de la composante DC de l’Île Princesse Elisabeth ne modifie pas ce ratio positif, à condition que les conditions de marché ne se détériorent pas davantage. Dans l’état d’avancement actuel du projet, les risques liés à l’implémentation de la solution de référence sont largement identifiés, ainsi que des actions pour en maîtriser les impacts.

Nos analyses montrent qu'il est également possible, dans les circonstances de marché actuelles, de développer d’autres solutions qui s'inscrivent dans le concept de hub énergétique et ont également une valeur actuelle nette positive. Il s’agit d’alternatives déjà envisagées par le passé mais qui représentaient, dans les conditions de marché de l'époque, une option moins favorable à divers égards.  

Une alternative exige un plan d’action

Bien que ces alternatives auront (à court terme) un impact plus limité sur les futurs tarifs de transport, elles sont également soumises à l’évolution à la hausse des coûts des équipements électriques constatée sur les marchés, mais aussi à plus  d’incertitudes et comportent également des conséquences directes. Cela retarderait par exemple les objectifs initiaux de la Belgique pour le développement de sa propre production d’électricité décarbonée. Les scénarios alternatifs peuvent également influencer négativement la pression sur le prix de l’électricité et la sécurité d'approvisionnement.

Si le choix du gouvernement se porte sur l’une des alternatives proposées, cela nécessitera un plan d’action commun entre les autorités, le régulateur et Elia. Une concertation sera également requise avec le régulateur (Ofgem) et le gestionnaire du réseau de transport britannique (pour le projet Nautilus). Étant donné que ces alternatives s’écartent du scénario de référence, une adaptation de l’arrêté ministériel relatif à la conception du réseau en mer et une révision du Plan de Développement fédéral seront également nécessaires.

Report de décision

Puisqu’il faut du temps pour choisir entre le scénario de référence et les alternatives, Elia ne procèdera pour le moment pas à la signature des contrats HVDC pour l’île énergétique belge. Les autorités disposent ainsi de davantage de temps pour examiner les différentes options et prendre des mesures annexes.

Etant donné qu’Elia n’octroiera pas en février 2025 le contrat HVDC négocié, la réalisation des convertisseurs HVDC n’aura pas lieu dans le timing initialement prévu. Il appartiendra au gouvernement de confirmer ou de revoir le concept de référence. Il s’agit en effet d’un choix stratégique pour l’approvisionnement électrique de la Belgique dans les décennies à venir. Si le concept de référence est privilégié, la réalisation des convertisseurs HVDC fera l’objet d’un report à déterminer avec les équipementiers. Le délai de réalisation en général du projet est estimé à environ trois ans.

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Pour information

Le gouvernement fédéral belge a décidé en 2021 de plus que doubler la capacité éolienne offshore. En plus des 2,3 GW déjà opérationnels (zones orange sur la carte), une capacité éolienne offshore de 3,5 GW s’ajoutera d’ici 2032 (zones non colorées sur la carte). Celle-ci sera développée dans la nouvelle zone éolienne Princesse Elisabeth, composée de trois concessions (parcs éoliens) qui seront octroyées à des promoteurs éoliens via un appel d’offres.

Étant donné que le potentiel d'éolien offshore belge est limité, notre pays envisage aussi de collaborer avec d’autres pays européens comme le Royaume-Uni et les pays bordant la partie septentrionale de la mer du Nord. Leur potentiel d’éolien offshore est en effet beaucoup plus important et les conditions de vent y sont généralement différentes : quand il n’y a pas de vent ici, de l’électricité bon marché peut être importée d’autres régions. C’est ce qui rend intéressantes les interconnexions longue distance. Les interconnexions supplémentaires renforcent notre sécurité d'approvisionnement et permettent d’accéder à des prix de l’énergie avantageux, renforçant ainsi la compétitivité de notre industrie énergivore.

Pourquoi un concept d’île avec une combinaison d’AC et de DC ?

Pour pouvoir combiner l’exploitation d'une capacité de 3,5 GW d’éolien offshore et le besoin croissant d’interconnexions supplémentaires, Elia a mis au point un concept innovant offrant les meilleures options tant d’un point de vue technique qu’économique.
Au lieu de construire différentes plateformes éoliennes offshore, nous avons opté pour une île artificielle, l’Île Princesse Elisabeth, en vue d'y regrouper l’ensemble des infrastructures haute tension. La combinaison des composants en courant alternatif (AC) et en courant continu (DC) permet de créer d’autres fonctionnalités. Étant donné que notre objectif est aussi de raccorder l’île à la production d’électricité durable étrangère (via des interconnexions hybrides), nous en ferons un hub énergétique. C’est le premier élément d'un réseau intégré à l’échelle européenne. 

Qu’est-ce qu’une interconnexion hybride ?

Les interconnexions hybrides sont intéressantes car elles présentent une double fonction. Il s'agit d'une liaison électrique entre deux pays, qui est également reliée à un parc éolien offshore (à grande échelle). Lorsqu'il y a suffisamment de vent, le câble de transport est utilisé pour acheminer la production éolienne vers la terre ferme.

Dans le cas contraire, ce même câble permet d'importer de l’électricité depuis un autre pays. Les interconnexions hybrides sont donc plus efficaces. Là où une liaison radiale classique (entre un parc éolien offshore et la terre ferme) est utilisée 40 à 50% du temps (en effet, le vent ne souffle pas toujours), le taux d’utilisation d'une interconnexion hybride représente quant à lui 65 à 85% (en fonction du type d'éolienne, des conditions de vent, etc.).  

L’intégration d’un convertisseur HVDC sur l’île crée la possibilité, dès 2032, de raccorder une interconnexion hybride avec le Royaume-Uni (projet Nautilus), et ce, sans que cela ne nécessite la construction d’une nouvelle station de conversion ou la pose de câbles supplémentaires entre l’île et le territoire belge. Lors d’une phase ultérieure (à partir de 2036), une deuxième interconnexion pourra même être établie avec l’un des pays bordant la partie septentrionale de la mer du Nord, et ce, via l’infrastructure HVDC. 

Rassembler la technologie AC et DC au même endroit permet par ailleurs de garantir aux promoteurs éoliens une plus grande sécurité quant à l’acheminement de leur production. Au total, sept câbles à haute tension partiront de l’île vers la terre ferme (six AC et un DC). Si l’un de ces câbles tombe en panne, les autres peuvent (en partie) prendre le relais. L’incident de câble de janvier 2024 avec le parc éolien Rentel a clairement démontré les avantages d’un réseau à haute tension maillé.