LISTE DES FIGURES - Étude sur le fonctionnement et l’évolution des prix du marché de gros belge

8. ANNEXES

8.3. LISTE DES FIGURES

Figure 1 : Évolution des prix de l’électricité (€/MWh), du gaz (€/MWh) et du pétrole (€/baril) de 2007 à 2016 ... 9 Figure 2 : Évolution de la consommation moyenne quotidienne (bleu foncé), de la capacité de production totale (bleu clair), de l'énergie nucléaire produite (jaune), des volumes d'importation nets (rouge) et de la température équivalente quotidienne (vert) pour tous les jours ouvrables de 2016. 13 Figure 3 : Demande d'électricité pendant un jour ouvrable typique en janvier 2016 ... 17 Figure 4 : l'électricité supplémentaire qui peut être fournie pendant la nuit/journée en comparaison avec la consommation électrique quotidienne moyenne pour 1, 2 et 5 millions de voitures particulières électriques 18

Figure 5 : Évolution relative du pic de demande d'électricité horaire (max heure/an) de 2011 à 2016 pour la Belgique et ses pays limitrophes. ... 20 Figure 6 : Qui consomme l'électricité provenant des producteurs et des importations du réseau en 2016 ... 21 Figure 7 : Monotones annuelles de la charge de réseau Elia pendant la période 2007-2016 ... 22 Figure 8 : Évolution de la production, des importations et de la charge du réseau Elia, pertes comprises, entre 2007 et 2016 (Tableau 1) ... 23 Figure 9 : Évolution de la moyenne et de la demande maximale (MW) dans la zone de réglage Elia et leurs courbes de tendance sur la période 2007-2016 ... 24 Figure 10 : Évolution des niveaux de demande classés dans la zone de réglage Elia (MW) pour 2007-2016 (pour le ¼ heure le plus élevé, l’heure 100, l’heure 200 et l’heure 400), ainsi que leur courbe de tendance ... 25 Figure 11 : Demande mensuelle moyenne d'électricité dans la zone de réglage Elia entre 2007 et 2016 ... 26 Figure 12 : Thermosensibilité (MW/°C) de la demande belge totale et de la demande de réseau Elia, répartie en demande de distribution et demande directe sur le réseau Elia, pour tous les jours ouvrables de 2016. ... 27 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). ... 28 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. ... 29 Figure 15 : Estimation de la production quart horaire moyenne, maximale et minimale par les panneaux solaires installés (MW) entre 2013 et 2016. ... 30 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). ... 31 Figure 17 : Évolution de la production mensuelle maximale, moyenne et minimale à la treizième heure du jour ... 32 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. ... 33 Figure 19 : Écart-type de la différence de la demande d'électricité entre deux quarts d’heure consécutifs (MW). ... 34

Figure 20 : Capacité installée et production d'électricité en 2016 par source de combustible. ... 36 Figure 21 : Nominations mensuelles pour la production par des centrales nucléaires par année (TWh) ... 38 Figure 22 : Nombre de jours d'indisponibilité des 7 centrales nucléaires par an ... 39 Figure 23 : Energie nominée totale en day-ahead des TGV de la zone de réglage Elia, par mois, ainsi qu’une indication du volume minimum moyen devant être nominé pour les réserves secondaires (ligne bleue) ... 40 Figure 24 : La résilience moyenne annuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité pour la fourniture dans la zone belge de dépôt des offres. Une demande supplémentaire présente un impact bien inférieur sur les prix par rapport aux observations de 2015, mais cet impact reste supérieur à toute autre année, sauf 2007 et 2008 qui ont été des années exceptionnelles. La fourniture supplémentaire illustre en revanche un impact généralement inférieur, mais il est toujours comparable aux années caractérisées par de fréquents arrêts nucléaires (2013, 2014) ... 45 Figure 25 : La résilience moyenne mensuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité pour fourniture dans la zone belge de dépôt des offres si 500 MWh/h étaient vendus ou achetés en plus, est élevée de septembre à la fin de l'année en 2016. Un pic local est observé en juin 2016. La résilience pendant le reste de l'année est d'un ordre qui n'était plus apparu depuis 2013 ... 46 Figure 26 : La distribution des changements absolus dans les prix en 2016 lors de la vente d'un volume supplémentaire est négativement biaisée : la fourniture de volumes supplémentaires débouche logiquement sur des prix inférieurs. La dissymétrie augmente avec la hausse des volumes de fourniture. Des changements positifs dans les prix se produisent également et se limitent généralement à moins de 1,5 €/MWh ... 47 Figure 27 : La distribution des changements absolus dans les prix en 2016 lors de l'achat d'un volume supplémentaire est positivement biaisée : la demande de volumes supplémentaires débouche logiquement sur des prix supérieurs. La dissymétrie augmente avec la hausse des volumes de demande. Des changements de prix négatifs se produisent également et se limitent généralement à moins de -1.5 €/MWh ... 47 Figure 28 : Le nombre d'heures auquel une résilience de prix contre-intuitive est observée a régulièrement augmenté depuis l'introduction des (profile) block orders en 2007 et leur plus large utilisation par la suite. En février 2014, les acteurs du marché ont pu faire des smart orders (ordres exclusifs et associés), ce qui a entraîné une soudaine augmentation du nombre d'heures avec des prix contre-intuitifs. La tendance baissière qui a suivi l'année 2014 peut découler de la plus grande efficacité lors du calcul des résultats optimaux du marché ... 48 Figure 29 : Le nombre d'heures en 2016 avec une résilience contre-intuitive lors de la vente d'un volume supplémentaire est le plus élevé en fin de soirée (heures 19 à 23) ... 49 Figure 30 : Le nombre d'heures en 2016 avec une résilience contre-intuitive lors de l'achat d'un volume supplémentaire est distribué de manière plus égale en journée que lors de la vente d'un volume supplémentaire, sauf pour les quelques heures au tout début de la journée ... 49 Figure 31 : Lorsque l'on compare les différences de prix horaires lorsque l'on fournit 50 MWh/h de plus et que l'on demande 50 MWh/h de plus, on observe que plus souvent, un volume équivalent d'approvisionnement supplémentaire impacte plus le prix que la demande supplémentaire, bien que lorsque la demande supplémentaire ait un impact supérieur, l'impact est plus significatif en comparaison avec ceux de l'approvisionnement supplémentaire... 50 Figure 32 : Lorsque l'on compare les différences de prix horaires lorsque l'on fournit 500 MWh/h de plus et que l'on demande 500 MWh/h de plus, on observe que plus souvent, un volume équivalent d'approvisionnement supplémentaire impacte plus le prix que la demande supplémentaire, bien que lorsque la demande supplémentaire ait un impact supérieur, l'impact est plus significatif en comparaison avec ceux de l'approvisionnement supplémentaire... 51 Figure 33 – La comparaison des variations de prix de base lorsque 50 MWh/h additionnels sont fournis s et /ou demandés 50 MWh/h, indique que certains jours, les prix de base du dernier trimestre de 2016

pourraient sensiblement être impactés par de faibles volumes de demande et d'approvisionnement supplémentaires. Soulignons que les changements de prix de base contre-intuitifs existent aussi, mais sont moins importants en comparaison avec les changements de prix causés par des changements de prix significatifs ... 52 Figure 34 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité, par zone de dépôt des offres dans la région CWE, a continué de baisser en 2016. La zone belge de dépôt des offres ainsi que la zone française présentent les prix moyens les plus élevés ... 53 Figure 35 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead du charbon (CIF ARA) et du gaz (TTF) affiche une diminution de prix des matières premières utilisées pour la production d'électricité par les centrales à l'extrémité supérieure de la courbe de préférence en Allemagne et aux Pays-Bas respectivement. Les prix du gaz ont baissé de près de 50 % depuis 2013, ce qui correspond à 38 % de réduction des prix de gros néerlandais de l'électricité depuis 2013. Depuis 2013, les prix du charbon ont baissé de 11 % et les prix de gros allemands de l'électricité ont diminué de 23 %. Ce phénomène est souvent uniquement attribué à l'intégration des sources d'énergie renouvelables, la diminution des prix de gros de l'électricité pourrait être plus significativement impactée par les évolutions des prix des matières premières ... 54 Figure 36 : La moyenne mensuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité par zone de dépôt des offres dans la région CWE montre que des prix extrêmement hauts sont apparus de septembre à décembre 2016. L'année 2016 est également la première année depuis 2012 où les prix dans la zone allemande de dépôt des offres ont été plus élevés à la fin de l'année qu'au début. L'indisponibilité des centrales nucléaires en Belgique et en France explique l'augmentation de prix en fin de l'année ... 55 Figure 37 : La volatilité des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres montre que les pics de prix horaires ne se sont pas produits plus souvent que d'habitude (turquoise).

Des prix élevés pendant plusieurs jours ou heures se sont toutefois présentés plus souvent ... 56 Figure 38 : La volatilité, en journée, des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres, moyennés sur des périodes quotidiennes et mensuelles, indique que les centrales flexibles ont principalement eu des opportunités d'arbitrage pendant les mois d'octobre et novembre 2016 ... 56 Figure 39 : La convergence complète des prix (écart de prix < 0,01 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE affiche la plus forte occurrence de convergence complète des prix depuis 2013. La divergence complète des prix a pour la première fois dépassé 50 % depuis les observations. Les convergences de prix entre la zone belge de dépôt des offres et d'une part uniquement la zone française de dépôt des offres et d'autre part uniquement la zone hollandaise de dépôt des offres, ont atteint la fréquence la plus basse depuis le début des observations ... 57 Figure 40 : La convergence de prix approximative (écart de prix < 1 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE indique qu'il existe fréquemment une différence de prix de moins de 1 €/MWh entre les zones de dépôt des offres belge et française ... 58 Figure 41 : La convergence complète des prix (écart de prix < 0,01 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE en 2016 indique que le dernier trimestre de 2016 a enregistré une divergence de prix fréquente ... 58 Figure 42 : La convergence de prix approximative (écart de prix < 1 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE en 2016 indique qu'il existe fréquemment une différence de prix de moins de 1 €/MWh entre les zones de dépôt des offres belge et française ... 59 Figure 43 : La valeur totale de tous les contrats conclus sur le marché de gros day-ahead de l'électricité pour la fourniture en Belgique a baissé depuis l'an dernier pour atteindre un niveau équivalent à celui observé en 2008 et pendant la période allant de 2012 à 2014 ... 60

Figure 44 : Les volumes horaires moyens des produits énergétiques de gros day-ahead vendus, achetés et échangés ont fortement baissé à partir de décembre 2015 et jusqu'en août 2016. Depuis septembre 2016, le volume échangé et acheté a sensiblement augmenté pour enregistrer des niveaux observés depuis 2007, à un taux supérieur au volume vendu sur la même période ... 61 Figure 45 : La moyenne annuelle des prix des produits de gros intraday et day-ahead des produits électriques, y compris l'erreur absolue entre les deux, indique que de grandes différences peuvent intervenir. Les différences positives et négatives sont assez équivalentes ... 62 Figure 46 : Le nombre d'heures pendant lesquelles un prix de gros intraday de l'électricité peut être calculé sur la base de données d'échange actuelles a fortement augmenté au fil du temps ... 63 Figure 47 : Les prix moyens annuels pour les produits électriques de gros à long terme échangés pour une fourniture en Belgique, par année d'échange, ont baissé en 2016. Notons que le prix des produits électriques de gros year-ahead échangés en 2016 a servi de meilleure prédiction du prix de l'électricité de gros day-ahead en 2017. Puisque sa valeur est inférieure au prix de gros day-ahead de l'électricité en 2016, le marché s'attend à ce que les prix de gros de l'électricité baissent encore en 2017 ... 64 Figure 48 : Les prix moyens mensuels pour les produits électriques de gros à long terme échangés pour livraison en Belgique, par mois d'échange, indiquent que les prix de tous les produits considérés ont visuellement été corrélés en 2016. Le prix de gros year-ahead de l'électricité a néanmoins commencé à augmenter avant les augmentations de prix observées avec d'autres produits électriques de gros 65 Figure 49 : Les prix moyens mensuels pour les produits électriques de gros à long terme échangés pour la fourniture en Belgique, par mois de fourniture, montrent une évolution similaire dans le dernier trimestre de 2016 avec de faibles niveaux de prix des produits énergétiques de gros quarter-ahead et des niveaux de prix élevés des produits énergétiques de gros day-ahead et month-ahead ... 66 Figure 50 : Les Clean Spark Spread d'une TGV avec une efficacité comprise entre 47 % et 53 %, pour la fourniture en baseload dans la zone belge de dépôt des offres en utilisant le calendrier des produits énergétiques de gros pour fourniture en 2017 et des produits trimestriels pour fourniture durant le premier trimestre de 2017, sont positifs de septembre à novembre. En 2016, les Clean Spark Spreads pour fourniture en Belgique durant le premier trimestre de 2017 étaient positifs ... 67 Figure 51 : Les prix moyens mensuels de gros year-ahead de l'énergie négociés pour la fourniture dans chaque zone de dépôt des offres dans la région CWE, par mois d'échanges, illustrent que les prix ont commencé à augmenter dans toutes les zones de dépôt des offres depuis le début de l'année 2016, avant que les problèmes des centrales nucléaires en France ne soient rendus publics en mai. À la fin du mois de décembre 2016, les prix moyens mensuels de gros year-ahead de l'électricité dans les zones de dépôt des offres française, belge et hollandaise ont convergé ... 68 Figure 52 : Carte du réseau de transmission belge ... 72 Figure 53 : Illustration du Flow Based Market Coupling dans le cas non congestionné. La combinaison des Net Exchange Positions (NEP) qui maximise la fonction objective du bien-être social se situe dans le domaine basé sur le flux. La convergence totale des prix entre les différentes zones de prix est atteinte ... 77 Figure 54 : Illustration du Flow Based Market Coupling dans le cas congestionné. La combinaison des Net Exchange Positions qui maximise la fonction objective du bien-être social se situe en dehors du domaine basé sur le flux. L'optimisation cherche la solution dans le domaine basé sur le flux qui est la plus proche de ce maximum, touchant une (ou plusieurs) contrainte(s) du réseau. Ce sont les branches critiques actives - arrêts critiques (CBCO) pour cette heure. Il n'y a pas de convergence de prix complète. Le prix virtuel (€/MW) associé au CBCO actif reflète la perte marginale du bien-être social résultant de la limitation de l'échange transfrontalier. ... 78 Figure 55 : L'inclusion des LTA assure une adéquation financière pour la rémunération des détenteurs de capacité à long terme en augmentant le domaine basé sur le flux si le domaine basé sur le flux n'est pas assez grand pour couvrir toutes les capacités allouées à long terme (domaine des LTA) ... 80 Figure 56 : Positions nettes moyennes mensuelles et échanges interzonaux dans la CWE en day-ahead avant et après l'introduction du FBMC le 21/05/2015 ... 82

Figure 57 : Positions nettes moyennes mensuelles et échanges interzonaux dans la CWE en day-ahead + long terme avant et après l'introduction du FBMC le 21/05/2015 ... 82 Figure 58 : Évolution au cours de 6 années des échanges interzonaux de la CWE sur le long terme (LT) et le marché day-ahead (DA) par rapport à l'écart de prix maximal moyen au sein de la région CWE, évaluée pour toutes les heures (haut) et pour toutes les heures de congestion (bas) ... 84 Figure 59 : Valeurs mensuelles maximales, moyennes et minimales du volume transfrontalier de la CWE (day-ahead + long terme) pour 2011 – 2016. La ligne verticale indique le début du FBMC pour le couplage de marchés day-ahead ... 84 Figure 60 : Valeurs horaires des échanges interzonaux au sein de la CWE (DA + LT) en fonction de l'écart de prix maximal avant et après l'introduction du FBMC. Les heures avec des écarts de prix supérieurs à 200 €/MWh ne sont pas illustrées... 85 Figure 61 : Occurrence de combinaison de positions nettes des volumes day-ahead au sein de la CWE (B : Belgique, N : Pays-Bas, F : France, D : Allemagne/Autriche/Lux et i : importation, e : exportation) avec le nombre d'heures de congestion et les volumes transfrontaliers CWE moyens (toutes les heures et les heures de congestion uniquement). Les directions du marché plus probables présentent généralement un volume transfrontalier CWE moyen supérieur. Toutes les directions, sauf pour celle où la France et l'Allemagne exportent vers la Belgique et vers les Pays-Bas (Bi-Ni-Fe-De), pâtissent beaucoup de la congestion. ... 88 Figure 62 : Pendant 50 % du temps, le résultat du marché basé sur les flux était limité par des CBCO avec une RAM inférieure à 30 % de Fmax. Dans 26 % du temps, la RAM était inférieure à 10 % de Fmax.

... 89 Figure 63 : Nombre d'heures pendant lequel le marché s'est équilibré dans une certaine direction (ligne) et une répartition du nombre total de CBCO actifs (barres) dans les CBCO transfrontaliers, les CBCO internes et les contraintes externes. La direction du marché est définie par la combinaison des positions nettes de la Belgique (B), de la France (F), des Pays-Bas (N) et de l'Allemagne/Autriche/Luxembourg (D) avec les importations (i) et les exportations (e). Le nombre total d'heures pendant lequel le marché s'est équilibré dans une certaine direction est indiqué par la ligne (#heures). ... 91 Figure 64 : Moyenne des caractéristiques et occurrence des branches critiques transfrontalières, classées par le nombre d'heures actives. La hauteur de la barre correspond à la capacité de ligne thermique moyenne (Fmax). La marge disponible pour les échanges interzonaux day-ahead (RAM) découle de cette capacité de ligne totale après déduction du pré-chargement (Fref') et de la marge de fiabilité du flux (FRM). Sur certaines de ces lignes transfrontalières, la RAM était réduite ou accrue par une variable d'ajustement du flux (FAV) positive ou négative. Les marqueurs indiquent le nombre d'heures de congestion (« comptage »). ... 92 Figure 65 : Moyenne des caractéristiques et occurrence du top 20 des branches critiques internes, classées par le nombre d'heures actives. La hauteur de la barre correspond à la capacité de ligne moyenne, c'est-à-dire à la capacité de ligne thermique (Fmax), y compris l'augmentation de capacité virtuelle par inclusion des LTA. La marge disponible pour les échanges interzonaux day-ahead (RAM) découle de cette capacité de ligne totale après déduction du pré-chargement (Fref') et de la marge de fiabilité du flux (FRM). La première lettre du nom de la branche critique indique sa localisation zonale (D : Allemagne/Autriche/Luxembourg, B : Belgique, N : Pays-Bas, F : France). Les marqueurs indiquent le nombre d'heures de congestion (« comptage »). ... 93 Figure 66 : Les mêmes informations que dans la figure ci-dessus, présentées différemment. Nous observons que les 5 CBCO internes actifs d'Amprion (points rouges) inclus dans la liste du Top 20 présentent une RAM moyenne inférieure ou légèrement supérieure à 10 %. Sur la base des données de suivi du NRA, les quatre CBCOs encerclés ont été ajoutés après le lancement du FBMC ... 94 Figure 67 : Valeur moyenne et occurrence de la contrainte externe pendant l'activité (21/05/2015-31/12/2016). La valeur introduite pour le couplage de marchés day-ahead tient compte des droits à

long terme nominés (ci-après désignés par Fref). Les marqueurs indiquent le nombre d'heures pendant lequel la contrainte était active (anglais : « count »). ... 95 Figure 68 : Les enchères concernant la capacité mensuelle d'IMPORTATION à long terme à la frontière française (dessus) et à la frontière hollandaise (dessous). Les barres grises illustrent les volumes vendus aux enchères (MW), la ligne bleue l'écart de prix moyen mensuel à chaque frontière dans la direction donnée, la ligne orange le prix du droit de transfert. Plus les prix des enchères sont corrélés à l'écart de prix réellement réalisé, plus le marché a été en mesure d'anticiper la situation du marché. La ligne jaune représente l'indice HHI, qui est une mesure de la compétitivité du marché en tant que fonction

Dans le document Étude sur le fonctionnement et l’évolution des prix du marché de gros belge de l'électricité - rapport de suivi 2016 | CREG : Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz (Page 134-0)