a) Le marché de l’énergie
1. Le marché de l’électricité n’évolue pas seul et de nombreux paramètres l’impactent de manière plus ou moins importante. Pour la période allant du 1er janvier 2007 jusqu’au 31 décembre 2015, le « monde de l’énergie » a considérablement évolué. La Figure 1 ci-dessous illustre, par exemple, les modifications, parfois considérables, des prix de trois énergies parmi les plus importantes.
Figure 1: Evolution des prix de l’électricité (€/MWh), du gaz (€/MWh) et du pétrole (€/baril) de 2007 à 2015 Sources: Belpex, ICE ENDEX et calculs CREG
35
Belpex DAM APX TTF DAM Brent 1 Month Ahead
€/MWh €/baril
b) Le marché électrique belge
2. La CREG a reçu presque toutes les données1 reprises dans cette étude du gestionnaire du réseau de transport (ci-après le GRT et/ou Elia) et de la bourse Belpex ; elle les a ensuite traitées, en y ajoutant parfois des informations complémentaires, mais en y indiquant chaque fois l’origine des données et des calculs réalisés au bas des tableaux et des figures.
3. La présente étude porte sur le fonctionnement et l’évolution des prix du marché de gros belge de l'électricité en 2015. Le marché de gros correspond au marché de l’électricité sur lequel sont négociés les achats et les ventes d’énergie avant d’être livrés aux clients ultimes que ce soit des particuliers ou des entreprises. Quoique faisant partie du marché de gros, le marché over-the-counter (OTC) n’a pas été examiné dans le cadre de la présente étude.
Le Tableau 1 et la Figure 2 ci-après illustrent globalement le marché belge de l’électricité.
c) Le bilan énergétique du marché électrique de 2007 à 2015
4. Le bilan énergétique du réseau Elia repris dans le Tableau 1 donne pour la période allant de 2007 à 2015, une synthèse (GWh), par année:
des flux physiques bruts2 des importations et des exportations par pays ;
de la charge sur le réseau Elia et de ses pertes ;
des injections dans le réseau Elia en Belgique par les centrales (pompage compris) y raccordées et les injections nettes à partir des réseaux de distribution et des productions locales (>30 kV) ;
du bilan à l’équilibre si ‘aux exportations – les importations’ sont ajoutés les
‘prélèvements – les injections nettes’.
Des différences statistiques semblent apparaître entre ce bilan énergétique et certains chiffres repris dans cette étude, notamment pour le motif que, selon le sujet traité, certaines données sont ou non agrégées à un moment donné, comme par exemple, la prise en compte ou non des centrales de pompage dans la donnée ou des pertes de réseau. La définition de la ‘charge du réseau Elia’ en bas de page du chapitre III « Echange d’électricité » en est un autre exemple. Dans toute la mesure du possible, les différences statistiques reprises sous un même vocable seront définies et/ou justifiées.
1 Les données communiquées sont les données disponibles au moment de la publication de l’étude.
Ces données peuvent varier des études antérieures pour le motif que ces données sont parfois des estimations, certaines données peuvent même faire l’objet de corrections des années plus tard.
2 Voir section V.4 Utilisation de la capacité d'interconnexion, V.4.1 Utilisation physique.
Tableau 1: Bilan énergétique du réseau Elia de 2007 à 2015 (GWh) Source : Elia
Importations (GWh)200720082009201020112012201320142015200720082009201020112012201320142015Exportations (GWh) France8.3327.3861.8323.1677.2217.4538.77711.2229.8142.3222.0396.6435.4092.3302.3412.4359671.437France Luxembourg2.0841.6291.8681.8461.5321.3867029944851.6311.5189101.1221.318879786185260Luxembourg Pays-Bas5.2668.1195.7877.3834.5158.0107.7659.57513.4175.0843.0053.7695.3137.0043.6924.3823.0371.022Pays-Bas Total15.68117.1339.48612.39513.26716.84917.24321.79123.7179.0376.56111.32211.84410.6526.9117.6034.1882.718Total 200720082009201020112012201320142015 -6.644-10.5721.835-552-2.615-9.937-9.641-17.602-20.999 6.64410.572-1.8355522.6159.9379.64117.60220.999 200720082009201020112012201320142015 Injections nettes (Production)200720082009201020112012201320142015200720082009201020112012201320142015Prélèvements (Consom.) Centrales74.90870.48076.19276.54570.74761.66162.05152.11047.03029.84829.19825.74029.17728.93928.59628.17528.07828.466Clients directs Productions locales 6.8426.6407.2149.0699.6479.9058.9418.1899.50357.04757.06055.10956.11153.26552.24851.84449.34948.763distribution Injections à partir de GRD771946796976547868509571.07386.89586.25880.85085.28882.20380.84480.01977.42677.229Total Total81.82677.31584.08586.31181.04772.35271.84261.25657.6061.5751.6291.4011.5751.4591.4461.4641.4321.375Pertes énergétiques Exportations (+) / Importations (-) nettes (GWh) Prélèvements - Injections nettes (GWh)
Pour la période étudiée, l’année 2015 se caractérise par :
des importations nettes records (20.999 GWh), en provenance surtout des Pays-Bas (59,0%) et de la France (39,9%) ;
des injections nettes sous la barre des 60 TWh (57.606 GWh) ;
des prélèvements électriques (77.229 GWh) au niveau le plus bas essentiellement sous le poids de la baisse de la distribution, les prélèvements électriques des clients directs raccordés au réseau Elia connaissant une hausse modérée par rapport aux deux années antérieures.
5. Tout comme en 2014, le bilan du marché de gros belge de l’électricité en 2015 ne peut être dressé sans mettre en toile de fond la problématique du parc nucléaire belge et les menaces de risques de délestages involontaires. Dans ce contexte, plusieurs mesures additionnelles furent prises en 2015 comme notamment la création d’une réserve stratégique3 complémentaire, l’amélioration du plan de délestage de 2014 pour éviter l’effondrement du réseau électrique pendant la période hivernale et, la prolongation des centrales de Doel 1 &
24.
d) Le marché électrique de gros en 2015
6. La Figure 2 synthétise, pour tous les jours ouvrables5 de l'année 2015, l'évolution des moyennes journalières (MW et C°) de :
la charge sur le réseau Elia (ligne bleue) ;
la capacité d’importation commerciale disponible (ligne rouge) additionnée à la capacité de production (ligne orange), représentent la capacité totale (ligne jaune) ;
les flux physiques nets d'importation (ligne grise) ;
la production d’électricité issue des centrales nucléaires (ligne mauve) ;
la température équivalente6 (ligne pointillée verte).
3 Voir paragraphe 32.
4 Le principe relatif à la prolongation des centrales de Doel 1 & 2 a été approuvé par une loi du 28 juin 2015 modifiant la loi du 31 janvier 2003 sur la sortie progressive de l’énergie nucléaire à des fins de production industrielle d’électricité afin de garantir la sécurité d’approvisionnement sur le plan énergétique (MB du 6 juillet 2015).
5 Les samedis, dimanches et jours fériés sont généralement caractérisés par une baisse de la consommation électrique. Afin d'améliorer la lisibilité du graphique, ces jours ne sont pas repris dans la Figure 2.
6 La température journalière équivalente s'obtient en additionnant 60 % de la température moyenne du jour J à 30 % de la température du jour J-1, et en additionnant ce résultat à 10 % de la température du jour J-2 (source : http://www.aardgas.be/professioneel/over-aardgas/nieuws-en-publicaties/graaddagen).
7. A l’inverse de l’année 2014, il appert que la capacité de production (ligne orange) en 2015 a été plus souvent insuffisante pour répondre seule à la consommation (ligne bleue), ce qui explique notamment le niveau record des importations (ligne grise). En 2015, la capacité disponible combinée de production et d’importation était suffisante, même pour le mois de septembre lorsque la demande était fort proche de l’offre. La période la plus critique pour la sécurité d’approvisionnement du pays se situe entre fin août et les trois premières semaines du mois de septembre 2015. Non seulement la production nucléaire était au plus bas (1.430 MW le 30 août) mais en outre la capacité d’importation (ligne rouge) s’est considérablement contractée.
Les capacités totales de production et d’importation disponibles combinées (courbe jaune) ont été suffisantes tout au long de l’année 2015, même pendant le mois de septembre pendant lequel l’offre (courbe jaune) et la demande (courbe bleue) se sont sensiblement rapprochées.
Toutefois la moyenne annuelle 2015 de la capacité totale (13.064 MW) a été considérablement inférieure à celle de l’année 2014 (14.512 MW).
Pendant cette période, la capacité d'importation commerciale disponible était inférieure aux flux physiques d'importation durant la période d’indisponibilité simultanée de cinq centrales nucléaires, seules Doel 2 et Tihange 3 étaient opérationnelles.
8. Plus particulièrement pour ce qui concerne le parc nucléaire belge, plusieurs évènements importants sont à mettre en exergue. Les arrêts de Doel 3 et Tihange 2 se sont prolongés jusque dans les derniers jours de l’année. Doel 1 a été arrêtée (15 février) puis a ensuite été redémarrée (30 décembre) comme Doel 2 (arrêt : 23 octobre et redémarrage : 25 décembre). Outre ces évènements connus de longue date, Tihange 1, Tihange 3 et Doel 4 ont connu une série d’incidents (et entretiens) qui ont nécessité des arrêts prolongés. La puissance maximale réelle de production (4.755 MW) du parc nucléaire a été atteinte en 2015 le 31 décembre, moment où toutes les centrales nucléaires étaient en activité, à l’exception de Doel 3.
Par rapport à 2014, la production électrique d’origine nucléaire en 2015 s’est encore contractée de 7,3 TWh pour atteindre une production annuelle de 24,8 TWh (45,9 TWh en 2011). La courbe mauve de la Figure 2 illustre l’évolution de la production nucléaire en 2015.
La moyenne annuelle de la puissance des centrales nucléaires s’est élevée à 2.834 MW en 2015 contre 3.664 MW en 2014.
En 2015, toutes les centrales nucléaires ont connu une activité inférieure à celle de 2014 à l’exception de Doel 4.
9. La décroissance de la production électrique générée par les centrales au gaz et au charbon s’est interrompue, probablement due à la faible disponibilité du parc nucléaire et à la capacité d’importation d’électricité parfois limitée.
10. Le 3ème parc domanial éolien en mer du Nord, Northwind, est devenu pleinement opérationnel en mai 2014. Pour l’ensemble des éoliennes raccordées au réseau Elia, la pointe horaire (814 MW) de production a été atteinte le 23 février 2015.
11. En 2015, l'électricité produite provenait en moyenne à 33 % des centrales nucléaires, à 24 % des centrales à gaz et à 27 % de l'étranger (importations). Les jours de consommation électrique élevée (par exemple, le 22 janvier 2015), la part relative de la production nucléaire et les importations diminuent tandis que la production des centrales à gaz augmente. L'effet inverse se produit durant les jours de consommation électrique faible (par exemple, le 2 août 2015).
12. La corrélation entre la production nucléaire et les importations (valeurs négatives) est devenue moins négative en ces deux dernières années qu’antérieurement (voir section V.4.4), par contre pour la même période la relation entre la production nucléaire et les TGV est devenue plus négative (paragraphe 213), ce qui pourrait signifier qu’à certaines périodes de l’année, les importations étaient proche de leur limite maximale et par conséquent les TGV ont retrouvé leur caractère de rentabilité. En 2015, la production horaire des TGV était supérieure à la production nucléaire pendant plus de 27,7% du temps.
Figure 2: Evolution de la consommation moyenne (bleu), la capacité cumulée (jaune) de production (orange) et d’importation nette (rouge), la production nucléaire (violet), les flux physiques d’importation (gris - valeur négative) et la température moyenne (vert - échelle de droite) en 2015
Sources : CREG et Elia
-9,0
-6,0
-3,0
0,0
3,0
6,0
9,0
12,0
15,0
18,0
21,0
24,0
27,0 -6.000
-2.000
2.000
6.000
10.000
14.000
18.000 ConsommationProduction nucléaireFlux physiques nets d'importationCapacité de production Capacité d'importationCapacité totaleTempérature equivalente seules Doel 2, Doel 3en Tihange 1
seules Doel2 et Tihange 3
MW°C 8.814* 2.834* -2.371* 3.960*
11,3*
13.064* 9.572* * moyenne annuelle