Caractéristiques d'utilisation et impact des panneaux solaires

42. La Figure 13 illustre l'évolution de la demande d'électricité moyenne par quart d’heure dans la zone de réglage Elia pour la période 2007-2016.

43. La période 2007-2014 a été agrégée dans la zone grisée du graphique en incluant le minimum et le maximum des moyennes de la demande d'électricité par quart d'heure dans la zone de réglage Elia. Les années 2015 et 2016 apparaissent par contre distinctement sur le graphique. Les années 2009, 2012, 2013 et surtout 2014 illustrent la réduction progressive de la demande d'électricité. Les caractéristiques de 2014 à 216 (qui sont assez semblables) confirment l’aplatissement progressif de la période diurne et, dans une moindre mesure, de la période nocturne. Le pic juste avant midi a disparu depuis 2013. La production issue des panneaux solaires contribue indéniablement à la disparition de cette pointe de mi-journée. D'autre part, la demande minimale de la journée en 2014 juste avant 4h pendant la période « hors pointe » la nuit de 7.496 MW est confirmée, tout comme en 2015 et 2016 avec un niveau relativement similaire (7.546 MW).

Figure 13 : Demande d'électricité moyenne par quart d'heure dans la zone de réglage Elia pour la période allant de 2007 à 2016 (MW).

Sources : Elia et CREG

44. La Figure 13 illustre non seulement que la demande d'électricité a baissé au milieu de la journée jusqu'en 2015 en comparaison avec les années précédentes, mais aussi que la réduction de la demande est moins marquée pendant les heures hors période de pointe. Même si 2016 affiche une faible reprise, la tendance de la variabilité de la demande d'électricité moyenne en journée semble rester en déclin.

Ces observations sont confirmées par la Figure 14, qui illustre la variabilité de la demande d'électricité

7,546

8,743 8,624

8,763 9,733

11,221

9,929

7,000 7,500 8,000 8,500 9,000 9,500 10,000 10,500 11,000 11,500

00:00 - 00:15 00:45 - 01:00 01:30 - 01:45 02:15 - 02:30 03:00 - 03:15 03:45 - 04:00 04:30 - 04:45 05:15 - 05:30 06:00 - 06:15 06:45 - 07:00 07:30 - 07:45 08:15 - 08:30 09:00 - 09:15 09:45 - 10:00 10:30 - 10:45 11:15 - 11:30 12:00 - 12:15 12:45 - 13:00 13:30 - 13:45 14:15 - 14:30 15:00 - 15:15 15:45 - 16:00 16:30 - 16:45 17:15 - 17:30 18:00 - 18:15 18:45 - 19:00 19:30 - 19:45 20:15 - 20:30 21:00 - 21:15 21:45 - 22:00 22:30 - 22:45 23:15 - 23:30 2015 2016 min. curve 2007-2014 max. curve 2007-2014

MW

moyenne en journée, mesurée à l'aide de type (« AV D-Stdev » - ligne bleue) ainsi que de l'écart-type de la différence dans la demande d'électricité entre deux jours consécutifs (« StdDev de J-J-1 » - ligne rouge). La Figure 14 illustre aussi sur l'axe de droite l'écart-type de la différence entre deux quarts d'heure consécutifs (« Stdev de QtoQ - axe de droite » - ligne orange). Cette dernière observation est à la baisse aussi, mais dans une moindre mesure jusqu'en 2012. À partir de 2013, la diminution est encore plus prononcée. Il en découle que la variabilité de la demande d'électricité baisse non seulement pendant un jour, mais aussi entre deux intervalles de quinze minutes consécutifs. En ce qui concerne la variabilité entre deux intervalles de quinze minutes consécutifs, la variabilité en 2016 a baissé pour atteindre le niveau le plus bas des 10 années étudiées.

Figure 14 : Variabilité annuelle de la demande d'électricité moyenne pendant un jour (« AV D-Stdev » - ligne bleue), la différence entre deux journées consécutives (« StdDev de J-J-1 » - ligne rouge) et, sur l'axe de droite, la différence entre deux intervalles de 15 minutes consécutifs (« Stdev de QtoQ » - ligne orange) (MW). Les ordonnées de gauche et de droite commencent respectivement à 600 MW et 110 MW.

Sources : Elia, CREG

45. Une diminution de la variabilité n'implique pas nécessairement une diminution du besoin de flexibilité. La variabilité n'est effectivement pas la même chose que la prévisibilité. Comme expliqué au chapitre six sur le balancing, jusqu'en 2012, le gestionnaire du réseau de transport devait consacrer plus de ressources chaque année afin de maintenir l'équilibre électrique, malgré la (légère) baisse de la variabilité dans la demande d'électricité, comme indiqué ci-dessus. D'autre part, on observe depuis 2013 une diminution des moyens nécessaires pour maintenir l'équilibre électrique.

Impact de la production solaire

46. La CREG dispose uniquement de données GRT depuis 2013. La Figure 15 illustre les caractéristiques diurnes des estimations minimales, moyennes et maximales de la production solaire pour la Belgique entre 2013 et 2016. Alors que l'évolution de la production minimale est négligeable, les caractéristiques diurnes moyennes et maximales ont fortement augmenté entre 2012 et 2013. En commençant en 2014, le niveau maximal du modèle de la production moyenne progresse toujours légèrement en 2015, mais il baisse en 2016 en comparaison avec 2015, indiquant une décélération de

949

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Av D-Stdev StdDev of D-D-1 StDev of QtoQ - right axis

MW MW

l'installation annuelle de nouveaux panneaux solaires. Pour l'année 2014, le niveau maximal du modèle de la production maximale est de 2.159 MW et 2.266 MW en 2015 pour atteindre un niveau record de 2.373 MW en 2016.

Figure 15 : Estimation de la production quart horaire moyenne, maximale et minimale par les panneaux solaires installés (MW) entre 2013 et 2016.

Sources : Elia et CREG

47. L'énergie solaire produite au total (Tableau 5) s'élève à 2,9 TWh en 2016, ce qui représente une légère diminution par rapport à 2015. L'énergie solaire produite annuellement a très peu évolué depuis 2013, ce qui est un signe de ralentissement dans les investissements dans ce secteur.

Tableau 5 : Électricité d'origine solaire produite en 2013-2016.

Source : CREG

48. En 2016, la puissance installée des panneaux solaires était de 2.953 MW en légère hausse par rapport à 2015 (2.818 MW au 1er janvier 2015). La Figure 16 illustre l'énergie solaire produite mensuellement en 2016. Sans surprise, ce sont les mois d’avril à septembre qui génèrent le plus d’électricité avec une pointe pour le mois de juillet.

1,973

En prenant en compte le nombre moyen d’heures d’ensoleillement à Uccle²² sur une période de 30 ans (de 1981 à 2010), l'énergie solaire produite en 2016 par rapport à une production maximale théorique calculée (puissance installée 2016 x nombre d’heures d’ensoleillement moyen mensuel 1981-2010) ne dépasse pas 74,5% de la production théorique maximale. Représenté par la courbe jaune/verte, ce ratio met en évidence l’évolution de l'efficacité des panneaux solaires (orientation, entretien, ancienneté, température, etc.) au cours de l’année 2016.

Figure 16 : Énergie solaire produite mensuellement en 2016 (MWh, axe de gauche) et courbe jaune/verte représentant l'efficacité de la production mensuelle (%, axe de droite) (production mensuelle en MWh/capacité installée en MW x les heures d'ensoleillement mensuelles moyennes en 1981-2010).

Sources : Elia et CREG

49. La Figure 17 illustre, sur la base des mêmes données, l'évolution de la production mensuelle maximale, moyenne et minimale à l'heure 13 du jour. Les heures présentant la production la plus élevée sont observées entre juillet et mai. La production maximale estimée a augmenté pour passer à 1.965 MW en juin 2013, 2.157 MW en mai 2014, 2.239 MW en juillet 2015 et 2.349 MW en mai 2016.

50. Le fait que la production moyenne la plus haute en 2016 soit inférieure à celle des deux années précédentes prouve que la croissance des investissements dans le secteur solaire observée entre 2011 et 2013 s'est brusquement arrêtée à partir de 2014.

Figure 17 : Évolution de la production mensuelle maximale, moyenne et minimale à la treizième heure du jour Sources : Elia, CREG

51. La variabilité de la production solaire devrait être perceptible en cas de plus grande variabilité de la demande sur le réseau Elia en milieu de journée. La Figure 18 illustre par année un profil journalier de la variabilité de la demande, mesurée à l'aide de l'écart-type de la demande moyenne par intervalle de quinze minutes.

La période 2007-2014 a été agrégée dans la zone grisée de la figure en combinant les valeurs minimales et maximales des profils journaliers de la variabilité de la demande. D'autre part, 2015 et 2016 apparaissent distinctement sur la figure.

Depuis 2012, la variabilité de la demande à la mi-journée a augmenté de 100 à 200 MW en comparaison avec les années précédentes, ce qui représente une augmentation de 10 à 20 %. Cette tendance s'est poursuivie en 2013. Cependant, la période 2014-2016 s’inscrit en rupture par rapport aux deux années précédentes. Outre ces observations, il est évident que la variabilité en journée a sensiblement baissé. En ce qui concerne la période nocturne, les trois dernières années ont enregistré un niveau de variabilité sensiblement plus bas en comparaison avec les autres années.

138

Figure 18 : Écart-type de la demande moyenne par quart d'heure sur le réseau dans la zone de réglage Elia (MW) entre 2007 et 2016. L'ordonnée commence à 500 MW.

Sources : Elia et CREG

52. Il convient de pondérer quelque peu la variabilité observée à la Figure 18. En effet, cette dernière reflète la variabilité de la demande d'électricité par quart horaire pour une année entière. Lorsque l'écart-type de la différence entre la demande d'électricité de deux intervalles de quinze minutes consécutifs est analysé, il apparaît que la variabilité a continué de baisser depuis 2014 en comparaison avec les années précédentes. C'est ce qui peut être déduit de la Figure 19²³. Ce graphique illustre que la variabilité de la différence entre deux intervalles de quinze minutes consécutifs diminue les trois dernières années pour pratiquement tous les profils journaliers, en comparaison avec les années précédentes. En 2016, la variabilité calculée était pour 31,3 % du temps la plus basse des 10 années étudiées (38,5 % en 2015 et 86,5 % en 2014)²⁴.

23 La période 2007 à 2014 est agrégée dans la zone grisée de la figure en prenant pour chaque année le minimum et le maximum des écarts-types de la différence entre la demande d'électricité entre deux quarts d’heure consécutifs (MW). Les années 2015 et 2016 apparaissent distinctement sur la figure.

24 Cumulées, ces deux dernières années représentent 55,2 % du temps.

757

627

1,156

643

766 790

710

997

595

705 1,080

1,551 1,564

1,078

500 700 900 1,100 1,300 1,500 1,700

2015 2016 min. curve 2007-2014 max. curve 2007-2014 MW

Figure 19 : Écart-type de la différence de la demande d'électricité entre deux quarts d’heure consécutifs (MW).

Sources : Elia et CREG

53. L'impact de l'installation de nouveaux panneaux solaires sur la production sera probablement légèrement plus grand en 2017, car les chiffres susmentionnés représentent une moyenne pour l'ensemble de l'année 2016. En 2013, des changements apportés aux règles relatives à l'octroi de subsides régionaux ont sensiblement ralenti le nombre d'installations de panneaux solaires dans le pays, ce qui explique probablement la décélération observée depuis 2014.

70

61

147

62 69 92

67

56 62

162

142

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

2015 2016 min. curve 2007-2014 max. curve 2007-2014 MW