Arrêts planifiés et non planifiés des unités de production (Outages)

42. Le règlement (UE) n°543/2013³² stipule en son article 15 les obligations de publication relatives à l’indisponibilité des générateurs³³ et unités de productions par les GRT et, le cas échéant, par les fournisseurs de données. Ces informations concernent les unités d’au moins 100 MW.

Depuis le début de l’année 2015, la plateforme de transparence européenne Entso-E rassemble, notamment, ces informations. Pour les données belges en possession d’Elia, ces mêmes données sont disponibles sur le site du GRT³⁴.

43. La CREG a calculé - à partir des données communiquées³⁵ par Elia - un taux de disponibilité théorique de toutes les unités raccordées au réseau Elia, obtenu en divisant la durée durant laquelle l’unité est opérationnelle par la durée totale maximale théorique. Ce taux pourrait donc théoriquement varier entre 0 et 100%, mais ces extrêmes sont rarement atteints.

Plusieurs causes peuvent expliquer la variation de la disponibilité d’une unité de production et notamment :

 son âge et sa flexibilité ;

 les aspects liés à la sécurité ;

 la durée de vie légale des centrales (unités nucléaires) ;

 son entretien périodique ;

 ses défaillances ;

 son type de production : production de base ou de pointe, intermittente et / ou prioritaire;

32Règlement (UE) n°543/2013 de la Commission du 14 juin 2013 concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l’électricité et modifiant l’annexe I du règlement (CE) n°

714/2009 du Parlement européen et du Conseil.

33 Parmi les indisponibilités, il est possible de distinguer les indisponibilités planifiées (unavailable planned) et celles qui ne le sont pas (forced outage).

34 http://www.elia.be/fr/grid-data/production/arrets-non-planifies : les tableaux y reprennent le nom de l’unité, le combustible, la puissance avant et après l’arrêt ainsi que la date et l'heure du début de l’indisponibilité, à l’exception des unités de production Langerlo 1 & 2 reprisent sur Entso-E (https://transparency.entsoe.eu/).

35 CIPU nomination (source : Elia).

 l'absence de demande d'électricité.

44. La Figure 12 ci-après reprend les disponibilités des unités de production, selon le combustible utilisé, pour la période allant de 2007 à 2015 :

 l’évolution la plus spectaculaire de la disponibilité théorique est celle des centrales nucléaires qui sont passées de 91,7% en 2007 à un peu moins de 50,0% en 2015 ;

 à l’autre extrême, l’éolien connaît la disponibilité théorique la plus élevée en atteignant 100% en 2015. Ce constat doit se comprendre sous l’angle des parcs et non sous celui de chaque éolienne prise individuellement, car ces dernières données ne sont pas encore à la disposition de la CREG.

Figure 12: Disponibilité (%) des centrales de production d’électricité par type de combustible, de 2007 à 2015 Sources : CREG et Elia

45. Dans le tableau ci-après, la CREG a déterminé, pour chaque année et par type de combustible, le rapport de l’énergie produite par la production maximale théorique – soit la puissance maximale des unités multipliée par le nombre d’heures par année – afin de le comparer au ratio de l’énergie produite par la production maximale disponible. Ainsi pour l’année 2015, l’ensemble du parc nucléaire a produit en moyenne 47,8% de la production théorique totale et les unités disponibles ont fonctionné à concurrence de 95,7% de leur

77% 74%

78%

88%

77%

87%

92% 86% 88% 90% 90%

76%

80%

63%

50%

70% 70%

95%

78%

84% 83%

96%

100% 100%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Charbon Gaz naturel Nucléaire Autres Autres renouvelables Centrales de pompage Eolien

puissance maximale. Ces résultats sont corroborés par la figure ci-dessus qui reprend une disponibilité de ces centrales de 50,0% (47,8% / 95,7%) (voir Tableau 9).

Les unités au charbon disponibles ont fonctionné à 73,2% de leur puissance maximale, soit le plus haut niveau de ces 9 dernières années, et celles du gaz naturel à un peu moins de 42,7%, en augmentation par rapport à 2012-2014 mais nettement en deçà des années précédentes.

Quant aux unités éoliennes, elles ont tourné, en 2015, à leur niveau le plus élevé pour la période sous revue.

Tableau 9: Parts relatives (%) de l’énergie produite (E) par rapport à la production maximale théorique (PmaxT) et à la production maximale disponible (PmaxA)

Sources : Elia, CREG

46. La problématique nucléaire a profondément marqué le paysage électrique belge depuis 2012. Avec la figure ci-après, il est plus aisé d’appréhender globalement l’importance des indisponibilités de ces centrales. De 2007 à 2011, les indisponibilités totales ont varié entre 8,3% (2007) et 13,9% (2008) dont les arrêts non-planifiés (forced outages) ont fluctué entre 1,5% (2011) et 3,5% (2008). Depuis 2012, la situation s’est détériorée sensiblement, puisque les indisponibilités ont fluctué entre 20,3% (2013) et 50,0% (2015) et les arrêts non-planifiés ont même atteint 29,5% (2014). L’importante variation des arrêts non-planifiés ces deux dernières années, s’explique par le fait qu’en 2014, sur la base des données que la CREG a reçues, les arrêts de Doel 3 et de Tihange 2 ont été considérés comme des forced outages alors qu’en 2015, ils ont été comptabilisés comme des arrêts planifiés, compte tenu de la durée de leur indisponibilité sur deux exercices.

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

E/PmaxT Charbon 51,9% 47,2% 47,0% 44,1% 40,2% 51,7% 50,8% 49,1% 57,4%

E/PmaxA Charbon 59,3% 61,4% 56,3% 55,1% 46,4% 57,8% 68,6% 55,3% 73,2%

E/PmaxT Gaz 50,6% 44,8% 53,3% 54,3% 38,9% 36,2% 30,9% 32,8% 37,2%

E/PmaxA Gaz 57,7% 55,0% 61,7% 61,3% 50,6% 42,3% 36,5% 36,5% 42,7%

E/PmaxT Nucléaire 88,3% 83,3% 86,6% 88,1% 88,5% 73,9% 78,3% 61,8% 47,8%

E/PmaxA Nucléaire 96,3% 96,8% 97,9% 97,9% 97,8% 97,7% 98,3% 98,4% 95,7%

E/PmaxT Other 17,8% 17,3% 15,1% 20,3% 21,7% 33,5% 40,2% 41,8% 44,9%

E/PmaxA Other 19,6% 19,2% 18,1% 28,9% 30,9% 38,8% 40,5% 45,8% 47,8%

E/PmaxT Other ENR 51,4% 54,3% 50,6% 55,5% 54,0% 56,4% 59,5% 55,3% 62,6%

E/PmaxA Other ENR 54,1% 55,3% 53,0% 57,1% 57,7% 67,8% 73,5% 70,6% 75,5%

E/PmaxT Pompage 10,6% 11,1% 11,8% 11,1% 10,1% 10,6% 10,9% 9,7% 9,0%

E/PmaxA Pompage 12,6% 13,2% 14,4% 12,6% 12,6% 12,2% 12,1% 10,3% 9,4%

E/PmaxT Eolien 17,8% 12,0% 18,3% 20,6% 36,0% 24,5% 26,8% 32,3% 39,8%

E/PmaxA Eolien 17,8% 12,0% 18,7% 23,3% 36,1% 25,1% 27,1% 32,3% 39,8%

Figure 13: disponibilité de la puissance des centrales nucléaires (%) en distinguant les indisponibilités planifiées (planned unvailable) et les arrêts non planifiés (forced outages) de 2007 à 2015

Sources : CREG et Elia

47. La figure « radar » ci-après résume, sous un autre angle, la problématique nucléaire pendant la période connue la plus troublée du parc nucléaire belge. La figure reprend par centrale nucléaire le nombre cumulé de jours d’interruption planifiée (PU) ou non (FO) ³⁶. En 2015, trois centrales ont été à l’arrêt pendant la quasi-totalité de l’année, ce qui n’avait jamais été observé antérieurement. Depuis 2012, les arrêts ont progressivement augmenté – 2013 exceptée - pour atteindre un maximum en 2015.

36 PU = planned unavailability en FO = forced outage 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 PMax Disponible PMax Indisponibilité planifiée PMax Arrêt non planifié

Figure 14: nombre de jours cumulés d’interruption des unités nucléaires de production électrique entre 2012 et 2015

Sources : CREG et Elia

32

126 61

162 279

315

358

97

345 0

50 100 150 200 250 300 350 DOEL 1 (433 MW)

DOEL 2 (433 MW)

DOEL 3 (1.006 MW)

DOEL 4 (1,038 MW)

Tihange 1S (481 MW) Tihange 1N (481 MW)

TIHANGE 2 (1.008 MW)

TIHANGE 3 (1.046 MW)

2012 2013 2014 2015