d’Land : Monsieur Hagspiel, quel est votre rôle en tant que commissaire du gouvernement chargé de l’énergie ?
Simeon Hagspiel : Elle est définie dans la loi sur le marché de l’électricité et dans la loi sur le marché du gaz. Je suis notamment chargé de veiller à la sécurité d’approvisionnement en électricité et en gaz. À cette fin, je recueille des informations sur les acteurs et les évolutions, je les analyse et je rédige tous les deux ans des rapports qui sont également publiés. Je conseille également les responsables politiques sur des questions énergétiques générales et leur apporte notamment mon expertise technique.
Vous avez donc sans doute une idée assez précise du futur système d’approvisionnement énergétique luxembourgeois. Existe-t-il une stratégie et un plan de mise en œuvre à cet égard, si l’on veut par exemple atteindre la neutralité climatique d’ici 2050 ? Ou s’agit-il avant tout d’une question relevant de l’UE, étant donné que les marchés de l’électricité et du gaz sont « intégrés » au sein du marché unique et que c’est l’UE qui fixe également les grands objectifs en matière de politique climatique ?
Plusieurs facteurs entrent ici en jeu. La compétence politique est partagée entre l’UE et les États membres. Parallèlement, les marchés de l’électricité et du gaz sont libéralisés, tant au niveau de la production que de la consommation. On ne décide pas, selon un modèle d’économie planifiée, où et quand telle ou telle centrale électrique sera construite, en se basant sur le fait qu’une certaine quantité d’électricité sera bientôt consommée à cet endroit. Les forces du marché entrent en jeu, mais dans un certain cadre et selon certaines règles.
Mais n’y a-t-il pas une énorme mutation structurelle en cours ? À mesure que de plus en plus d’électricité éolienne et solaire alimente les réseaux, l’approvisionnement devient de plus en plus décentralisé. Par rapport à autrefois, quand il n’y avait que de grandes centrales électriques. Je pense que cela impose des exigences considérables aux réseaux. Ne faut-il pas anticiper cela ?
Si, et c’est d’ailleurs le cas. Au Luxembourg, les gestionnaires de réseau élaborent des plans de développement et les actualisent régulièrement. Les besoins en matière d’extension sont en effet considérables : au cours des dix prochaines années, on estime que les investissements annuels nécessaires pour les seuls réseaux électriques se chiffreront en centaines de millions. Les infrastructures constituant des monopoles naturels, ce secteur n’est pas libéralisé ; ce sont donc les autorités de régulation – au Luxembourg, l’ILR – qui veillent à ce que tout se passe correctement.
Et en matière d’approvisionnement, observe-t-on sur les marchés les évolutions souhaitées, vers la décarbonisation par exemple ?
C’est en effet une question intéressante : dans quelle mesure un système futur sera-t-il défini par des décisions politiques et réglementaires, et dans quelle mesure le marché trouvera-t-il des solutions ? En fin de compte, c’est toujours l’interaction entre la politique, le cadre réglementaire et les investissements privés qui garantit le développement du système. La forme que prendra ce système n’est pas aussi claire. Ce qui importe, ce sont les objectifs politiques qui définissent une orientation générale. L’atteinte de la neutralité climatique d’ici 2050, tant pour l’UE que pour le Luxembourg, est l’un de ces objectifs. Pour y parvenir, des étapes intermédiaires sont prévues. L’étape jusqu’en 2030 est déjà contraignante tant pour l’UE que pour le Luxembourg. Celle portant sur la période allant jusqu’en 2040 est en cours de préparation. Ces objectifs fixent les lignes directrices auxquelles le marché se réfère.
Quel est votre point de vue sur la crise énergétique de 2022/23 ? Non seulement, après l’invasion russe en Ukraine, l’UE a voulu devenir le plus rapidement possible aussi indépendante que possible du gaz russe, À cela se sont ajoutés des problèmes de maintenance dans les centrales nucléaires françaises, ce qui a entraîné une baisse des livraisons d’électricité en provenance de France. En raison d’une longue période de sécheresse, la production d’électricité d’origine hydroélectrique a également diminué. Les prix étaient donc élevés, voire extrêmement élevés dans certains cas.
Une source d’énergie importante pour l’UE avait disparu, ce qui a bien sûr eu des répercussions. L’extrême volatilité des prix en était le reflet. Mais il n’y a eu à aucun moment de coupures, ni d’électricité ni de gaz. C’est pourquoi je pense que nous – tant l’UE que le Luxembourg – avons bien géré la crise. Il n’en reste pas moins que ce fut une période difficile, dont les répercussions se font encore sentir aujourd’hui. Sur les plans technique, économique et politique, cela a représenté un défi de taille : trouver à court terme de nouvelles sources d’énergie, réorienter les flux énergétiques, utiliser les capacités de stockage de manière stratégique et réduire la demande. À cet égard, c’est surtout le marché qui a contribué à trouver des solutions et à organiser la répartition de l’électricité et du gaz de manière à éviter les pénuries à un endroit et les excédents à un autre. Si j’applique ce constat à la transition énergétique, qui s’accompagne elle aussi de changements profonds, le marché y jouera également un rôle de coordination essentiel. Une approche administrative de planification centralisée ne permettrait pas de gérer la multitude d’acteurs, anciens et nouveaux : grands et petits producteurs, fournisseurs d’énergie, infrastructures limitées, consommateurs finaux avec leurs besoins, le tout associé au fait que l’électricité solaire et éolienne n’est pas disponible en continu. Le marché prend tout cela en compte.
Quel rôle jouent les bourses de l’énergie dans ce contexte ? Dans le secteur du gaz, il existe plusieurs « hubs » dédiés aux échanges. Le Luxembourg fait partie d’un marché « hub » avec la Belgique. Pour l’électricité, on parle de « zones d’enchères ». Le Luxembourg se trouve dans une zone avec l’Allemagne.
Les bourses constituent le principe de base du marché de gros de l’électricité et du gaz. Les transactions s’y effectuent aussi bien à long terme, plusieurs mois ou années à l’avance, qu’à court terme, d’un jour à l’autre ou au cours d’une même journée. Au sein d’une zone d’enchères d’électricité ou dans la zone d’un hub gazier, le prix boursier est le même. Dans la zone d’électricité Allemagne-Luxembourg, peu importe qu’un kilowattheure ait été produit dans l’Ösling ou à Berlin. Bien sûr, un fournisseur d’électricité peut également s’approvisionner dans une autre zone. Mais cela peut alors entraîner des goulots d’étranglement au niveau des infrastructures, ce qui implique des coûts supplémentaires. C’est ainsi que le marché concilie l’offre et la demande ainsi que les contraintes liées aux infrastructures limitées.
Parlons du Luxembourg : le Plan national énergie-climat (Pnec) prévoit que la demande en gaz, qui s’élève actuellement à 6 400 gigawattheures à 1 700 gigawattheures d’ici 2040, pour ensuite couvrir principalement les besoins de chauffage des ménages. La consommation d’électricité passerait d’environ 6 000 gigawattheures aujourd’hui à 8 000 en 2030, puis à 10 000 en 2040. Pourquoi une telle augmentation ?
D’une part, parce que le Pnec repose sur des estimations concernant l’évolution économique et démographique du pays. La croissance s’accompagne d’une augmentation de la demande en électricité. D’autre part, les objectifs politiques jouent un rôle : réduction des émissions de CO₂ ; développement des énergies renouvelables ; amélioration de l’efficacité énergétique. Si l’on examine les technologies disponibles, on constate que l’électrification présente de nombreux avantages. La mobilité et le chauffage représentent une part importante de la consommation énergétique luxembourgeoise. À ces fins, l’électricité est deux à cinq fois plus efficace que les alternatives fossiles, qui entraînent d’importantes pertes thermiques. Une voiture à moteur thermique n’a qu’un rendement d’environ 30 %, contre près de 90 % pour une voiture électrique. Les pompes à chaleur se situent à peu près dans le même ordre de grandeur. L’électricité est en outre relativement facile à décarboner, car nous disposons de solutions pour y parvenir, comme l’éolien et le photovoltaïque, par exemple.
Selon le Pnec, la part des énergies renouvelables dans la consommation totale d’énergie devrait atteindre 37 % d’ici 2030. Si l’on considère uniquement la consommation d’électricité, cette part devrait s’élever à environ 40 %. Si la consommation d’électricité atteint 8 000 gigawattheures en 2030, 40 % de ce chiffre correspondraient à 3 200 gigawattheures. En 2023, un peu plus de 1 200 gigawattheures provenaient de la production verte nationale. En l’espace de sept ans, il faudrait donc presque tripler ce chiffre. D’où viendra cette énergie ?
Grâce aux nombreuses installations éoliennes, photovoltaïques et de biomasse que nous mettons en place à l’échelle nationale. Nous ne partons pas de zéro. Nous avons déjà accompli beaucoup de choses et la volonté de poursuivre dans cette voie est forte. En outre, une partie de l’objectif fixé pour la part des énergies renouvelables dans la consommation totale d’énergie (37 %) pourra être couverte grâce à des coopérations européennes. Le Luxembourg a par exemple conclu un accord de coopération avec le Danemark : l’électricité achetée à ce pays est comptabilisée comme production nationale.
Le Luxembourg verrait en tout cas apparaître de nombreux nouveaux producteurs, plutôt de petite taille. En 2023, l’ILR recensait plus de 13 600 « centrales » solaires. En 2020, on en comptait encore 8 300. Si ce chiffre continue d’augmenter, comment gérer une telle situation ? Il y aurait probablement aussi des auto-producteurs, ainsi que des communautés d’auto-producteurs qui partagent l’électricité entre eux. À cela s’ajoute le fait que l’énergie éolienne et solaire ne sont pas toujours disponibles.
C’est une question légitime. Il s’agit d’un système qui devient de plus en plus décentralisé. Pour le gérer, il est essentiel de disposer de données et d’une certaine intelligence au sein du système. À cela s’ajoute ce que nous avons déjà évoqué : le cadre réglementaire doit être défini de manière à ce que chaque installation fonctionne, d’une part, dans l’intérêt de son exploitant, mais aussi, d’autre part, dans l’intérêt du système dans son ensemble. Cette capacité est souvent qualifiée de « flexibilité ». Ce terme soulève la question suivante : qui prélève quelle quantité d’énergie du système, à quel moment ?
L’objectif serait donc de réguler la consommation ? On dirait alors au client : « Si vous ne prélevez pas d’électricité sur le réseau aux heures de pointe, mais en dehors de celles-ci, vous bénéficierez d’un meilleur tarif » ?
On pourrait par exemple optimiser cette interaction, car les prix incitent à participer. Cette évolution n’est pas une utopie, mais bien une réalité en plein essor : les fournisseurs luxembourgeois proposent depuis peu des tarifs dynamiques. Cela est possible car le Luxembourg a très tôt pris la décision d’installer des compteurs intelligents, qui fournissent les données nécessaires sur la production et la consommation. De plus, une plateforme de données est en cours de développement afin de rendre ces données encore plus accessibles et sécurisées pour les consommateurs. Cela permettra de proposer des produits qui transforment les défis de la transition énergétique en opportunités, tant pour les particuliers que pour les fournisseurs d’énergie.
On entendait déjà dire régulièrement, il y a plusieurs années, que les réseaux électriques pourraient devenir si « intelligents » que les voitures électriques, par exemple, pourraient servir de batteries.
Ce genre de solution peut faire partie de la réponse. Les systèmes de stockage jouent généralement un rôle important. De plus en plus de personnes ajoutent un petit système de stockage à leur installation photovoltaïque afin d’optimiser celle-ci. Les pompes à chaleur présentent une certaine inertie thermique dont on peut tirer parti. Les entreprises, en particulier celles qui supportent des coûts énergétiques élevés, sont aujourd’hui bien plus intéressées qu’auparavant par la recherche de moyens permettant de bénéficier de tarifs préférentiels. Le cadre réglementaire pour les solutions « intelligentes » a été mis en place ; il faut désormais que le secteur fasse preuve de sa capacité d’innovation pour mettre en œuvre ces solutions.
Le réseau électrique luxembourgeois dispose-t-il déjà de grands dispositifs de stockage servant de réserve ?
La centrale hydroélectrique à accumulation par pompage de Vianden !
Mais cela fait partie du réseau allemand. Ou bien cela n’a-t-il pas d’importance, compte tenu des liens étroits qui unissent les réseaux des deux pays et de la zone d’enchères commune ?
Au fond, cela n’a pas d’importance. Le Luxembourg tire un grand profit de Vianden. Notamment pour sa sécurité d’approvisionnement, afin de pouvoir garantir la stabilité en cas de crise ou de remettre le système en marche. Les systèmes de stockage en général ne constituent pas une nouveauté révolutionnaire. À l’avenir, on en aura toutefois davantage besoin, par exemple sous la forme de batteries domestiques, de grands systèmes de stockage pour les quartiers résidentiels ou encore de voitures électriques. Bien sûr, les systèmes de stockage ont un coût. Il ne serait pas judicieux d’installer de telles batteries aux quatre coins du pays, mais cela présente certainement un intérêt à des endroits stratégiques du réseau. Une autre approche consisterait à mettre en place des installations d’électrolyse de l’hydrogène. Stocké dans des réservoirs, celui-ci servirait de moyen de stockage. D’autre part, il remplacerait progressivement le gaz.
En Allemagne, le ministre de l’Économie a récemment présenté des propositions visant à mettre en place un « mécanisme de capacité » : les centrales au gaz devraient prendre le relais en cas de pénurie d’électricité verte. Mais comme cela ne devrait être nécessaire que quelques jours par an, les exploitants de ces centrales seraient indemnisés par le Trésor public afin qu’il ne devienne pas déficitaire de laisser les installations à l’arrêt la majeure partie de l’année. En lisant cela, j’ai d’une part été stupéfait que l’on parte du principe qu’il ne s’agirait que de quelques jours par an…
Dans le meilleur des cas, c’est effectivement le cas, car le système serait stabilisé par un ensemble de solutions : des dispositifs de stockage, une gestion intelligente de la production et de la consommation, un réseau performant, mais aussi des centrales électriques réglables. Dans notre pays, on peut par exemple envisager des centrales à biomasse ou géothermiques pour ce type d’installations. Il sera très important de disposer d’un portefeuille complet de solutions de ce type. Miser sur des technologies isolées serait, à mon avis, une grave négligence.
Ce qui m’a également surpris dans cette proposition de mécanisme de capacité, c’est l’aspect économique : une production limitée à quelques jours, le reste du temps, l’activité est à l’arrêt. Et pour cela, on reçoit de l’argent de l’État.
Mais c’est précisément parce que cette électricité ne serait utilisée que rarement qu’elle aurait une valeur extraordinaire et serait vendue à un prix élevé sur le marché. Il en va de même pour l’électricité produite par la centrale de pompage-turbinage de Vianden. L’idée d’une contribution financière supplémentaire de l’État tient au fait que, dans le nouveau système, de telles garanties sont certes nécessaires, mais qu’elles ne se présenteront que très rarement. Elles sont donc difficiles à justifier d’un point de vue économique.
Le Luxembourg en tirerait-il profit, compte tenu de ses liens étroits avec l’Allemagne ?
D’un point de vue technique, en tout cas, car les systèmes sont étroitement liés. Sur le plan organisationnel, la question se pose de savoir comment cette interaction sera organisée dans le détail. La collaboration est très étroite au sein de la zone d’enchères commune, mais aussi dans le cadre de la coopération gouvernementale entre les deux pays. En matière de sécurité d’approvisionnement, l’Allemagne dispose d’ores et déjà de capacités de réserve qui vont dans ce sens et qui peuvent être mobilisées en cas de crise. Le Luxembourg participe à ce mécanisme.
Quels investissements dans les infrastructures faut-il réaliser au Luxembourg et, surtout, dans quels domaines ?
Les réseaux présentent un besoin d’investissement évident, qui est analysé et chiffré dans le rapport sur la sécurité d’approvisionnement. La consommation d’électricité au Luxembourg a déjà connu une forte croissance par le passé. C’est pourquoi des investissements ont été régulièrement réalisés dans les infrastructures. Celles-ci sont aujourd’hui en bon état et ne présentent aucun risque. Les besoins d’investissement découlent principalement des perspectives d’avenir, en raison de l’augmentation de la consommation. Cela concerne aussi bien les réseaux de transport (notamment le raccordement à 380 kilovolts avec l’Allemagne) que les réseaux de distribution, en particulier au niveau des postes de transformation. L’outil permettant une planification efficace et l’implication du public a été mis en place en juin 2023 grâce à une modification de la loi sur le marché de l’électricité. Celle-ci oblige les gestionnaires de réseau à établir tous les deux ans un plan de développement et à le soumettre à consultation.
Le Pnec prévoit une baisse de la consommation de gaz. D’ici 2050, celle-ci devrait être nulle. À partir de quand pourra-t-on utiliser les réseaux de gaz pour l’hydrogène ?
Nous n’avons pas de réponses définitives à cette question aujourd’hui. Il est tout à fait clair qu’il existe un intérêt à mettre en place une économie de l’hydrogène, notamment comme alternative au gaz, afin de parvenir à la décarbonisation. Cependant, la sortie progressive du gaz et l’introduction progressive de l’hydrogène ne sont pas des processus simples, notamment en ce qui concerne le calendrier. La sécurité d’approvisionnement des clients actuels du gaz est essentielle ; on ne peut pas désactiver les réseaux de gaz du jour au lendemain. L’une des tâches des prochaines années consistera à détailler concrètement cette transition. Et ce, jusqu’au niveau de quartiers résidentiels et de conduites de gaz spécifiques, afin de déterminer comment la transition peut être mise en œuvre, puis comment la mise hors service peut être effectuée à un moment donné. L’ILR a déjà établi, pour la nouvelle période de régulation, que les infrastructures gazières pourront être amorties plus rapidement par les gestionnaires de réseau et que l’intérêt économique sera orienté vers des investissements uniquement dans la maintenance, et non plus dans l’extension du réseau.
Ne plus utiliser de gaz signifierait bien sûr qu’il faudrait trouver des solutions alternatives pour le chauffage là où le gaz est utilisé.
Tout à fait. Nous parlerons alors de pompes à chaleur, d’isolation thermique des logements et de réseaux de chauffage. Le ministère travaille actuellement à l’élaboration d’une stratégie à long terme ; c’est un véritable défi.
Revenons au niveau européen : avec ses centrales nucléaires, qui sont de grandes centrales électriques, la France ne semble pas suivre la tendance à la décentralisation. Est-ce un problème dans le contexte de l’UE, ou est-ce sans importance tant que la France reste dans le marché intégré ?
Il est extrêmement important que la France reste dans le marché commun de l’électricité. Pour le reste de l’UE, mais aussi pour la France elle-même. Le marché intégré est bénéfique pour tout le monde. Mais la politique énergétique relève toujours de la compétence des États membres, comme le stipulent clairement les traités de l’UE. Je pense qu’en ce qui concerne la France, la situation n’est pas toujours aussi claire qu’on le laisse parfois entendre. J’y ai passé mes vacances récemment et j’y ai vu de nombreuses éoliennes et installations solaires. D’après les statistiques, ces technologies produisent aujourd’hui 15 % de l’électricité, et la France est également relativement en avance en matière de flexibilité. La stratégie énergétique de la France est certes différente, mais là aussi, beaucoup de choses doivent changer pour que l’approvisionnement énergétique futur soit sûr, durable et abordable. À mon avis, la transition énergétique fondée sur une approche décentralisée jouera également un rôle de premier plan en France.
À propos de la personne
Simeon Hagspiel a suivi des études d’ingénieur en génie mécanique à l’ETH Zurich, avec une spécialisation en génie énergétique. Il a rédigé son mémoire de master en collaboration avec l’opérateur de réseau suisse. Il a obtenu un doctorat en économie à l’université de Cologne, axé sur les systèmes énergétiques et l’économie de l’énergie. Il a ensuite travaillé comme consultant. Il a par la suite exercé ses fonctions à Bruxelles pour l’Association des gestionnaires de réseaux électriques européens (NCE). En 2019, il est arrivé au Luxembourg pour rejoindre l’ancien ministère de l’Énergie et de l’Aménagement du territoire (le gouvernement CSV-DP a intégré la Direction générale de l’énergie au ministère de l’Économie en 2023). Depuis 2020, M. Hagspiel occupe le poste de commissaire du gouvernement chargé de l’énergie.
