3.4.1. Monitoring de l’équilibre entre l’offre et la demande
• Demande86
La charge du réseau d’Elia représentait 77,41 TWh en 2017 contre 77,30 TWh en 2016, ce qui correspond à une augmenta-tion de 0,1 % entre 2016 et 2017.
Tableau 8 : Charge (énergie et puissance de pointe) du réseau d’Elia pour la période 2007-2017 (Source : Elia, 2017 : données provisoires)
Énergie (GWh)
Puissance de pointe (MW)
2007 86 619 14 033
2008 87 760 13 431
2009 81 575 13 513
2010 86 501 13 845
2011 83 350 13 201
2012 81 717 13 369
2013 80 534 13 446
2014 77 161 12 736
2015 77 184 12 634
2016 77 295 12 734
2017 77 414 12 867
• Capacité installée et énergie produite
Dans le courant de l’année 2017, la capacité de production ins-tallée raccordée au réseau d'Elia en Belgique et qui ne fait pas partie de la réserve stratégique a augmenté par rapport à 2016, passant de 13 978 MW à 14 069 MW. Cette hausse résulte principalement de l’augmentation de la capacité installée des éoliennes offshore, déduction faite de la mise à l’arrêt défini-tive d’une unité de 52 MW. La capacité de production totale qui fait partie de la réserve stratégique à la fin 2017 s’élevait à 750 MW (unités de Seraing et Vilvorde).
Tableau 9 : Répartition par type de centrale de la capacité installée raccordée au réseau d'Elia au 31 décembre 2017 (Source : Elia)
Type de centrale Capacité installée
MW %
Centrales nucléaires 5 919 42,1
TGV et turbines à gaz 3 736 26,6
Centrales classiques 315 2,2
Cogénération 807 5,7
Incinérateurs 247 1,8
Moteurs diesel 5 0,0
Turbojets 195 1,4
Hydro (sans centrales de
pompage-turbinage) 86 0,6
Centrales de pompage-turbinage 1 308 9,3
Éoliennes onshore 187 1,3
Éoliennes offshore 878 6,2
Biomasse 385 2,7
Total 14 069 100,0
Tableau 10 : Répartition par type d'énergie primaire de l'électricité produite en 2017 par les centrales situées sur des sites raccordés au réseau d’Elia
Énergie primaire Énergie produite
GWh %
Énergie nucléaire1 40 187 56,0
Gaz naturel1 18 836 26,2
Charbon1 26 0,0
Fuel1 11 0,0
Autre autoproduction consommée
localement3 1 693 2,4
Hydro (y compris centrales de
pompage-turbinage)1 1 273 1,8
Autres1 9 875 13,8
Total2 71 900 100,0
1 Source : Elia, données provisoires 2 Source : Synergrid, données provisoires
3 Source : calculs CREG (valeurs non transmises par Elia)
3.4.2. Contrôle des plans d’investissements du gestionnaire de réseau de transport
La CREG a continué à suivre, sur la base du plan de développe-ment du réseau de transport de l’électricité, l'exécution des in-vestissements prévus dans l'infrastructure de réseau en 2017.
Ce plan est établi par le gestionnaire de réseau de transport de l'électricité, Elia, en collaboration avec la direction générale de l’Énergie et le Bureau fédéral du Plan.
86 La demande considérée ici est la charge du réseau d’Elia, calculée comme le bilan des productions nettes injectées sur le réseau d’Elia, des importations et des exportations, duquel est soustraite l’énergie pompée par les centrales de pompage-turbinage. C’est donc la somme des prélèvements nets et des pertes.
3.4.3. Sécurité opérationnelle du réseau
La figure ci-après illustre l’évolution de la charge physique maximale des interconnexions avec la France et les Pays-Bas.
Cette charge physique est une combinaison de flux résultant des importations et des exportations commerciales avec la Belgique et de flux de transit sur le réseau belge.
Les flux physiques maximaux observés en 2017 sont inférieurs à ceux de 2016. Les valeurs les plus élevées de ces dix der-nières années ont été observées en 2016, tant sur les inter-connexions avec la France que sur celles avec les Pays-Bas et ce dans les deux sens.
Le pic de flux maximal à la frontière néerlandaise en direction des Pays-Bas (exportations) est de 3 026 MW en 2017, contre
3 341 MW en 2016. Ce pic a été enregistré le 15 août, jour où la France et la Belgique ont conjointement exporté 4 567 MW vers les Pays-Bas et l'Allemagne. La part de la Belgique s’élève à 523 MW.
Le pic de flux maximal de 3 799 MW à la frontière néerlandaise en direction de la Belgique (importations) a eu lieu le 16 janvier 2017, jour où la Belgique et la France ont conjointement impor-té 6 766 MW depuis l’Allemagne et les Pays-Bas. La part de la Belgique s’élève à 2 200 MW.
Le pic de flux maximal de 3 209 MW à la frontière française en direction de la France (exportations) a eu lieu le 25 no-vembre 2017, jour où la France a importé 8 129 MW depuis la Belgique (46 MW), les Pays-Bas (2 483 MW) et l’Allemagne/le Luxembourg/l’Autriche (5 600 MW). Le pic de flux à la frontière
française en direction de la Belgique (importations) a été en-registré le 4 avril, avec un niveau maximal de 3 275 MW, soit légèrement inférieur à celui de 2016. À cette même heure, la France a exporté 4 180 MW vers la Belgique (2 669 MW), les Pays-Bas (1 102 MW) et l’Allemagne/le Luxembourg/l’Autriche (409 MW).
Ces valeurs maximales coïncident avec les heures durant les-quelles les flux de bouclage pris en compte par Elia dans le calcul de la capacité day-ahead (voir site Internet d’Elia) sont re-lativement faibles, à savoir entre 26 MW et 447 MW, alors que la valeur moyenne annuelle était de 840 MW dans la direction nord-sud. En d’autres termes, le taux d'utilisation physique des interconnexions est maximal lorsque les flux de bouclage sont faibles.
3.4.4. Investissements dans les interconnexions transfrontalières
Le réseau haute tension doit continuellement évoluer pour répondre aux besoins des consommateurs et du marché et garantir la sécurité d’approvisionnement. Le renforcement des interconnexions au niveau européen constitue l’un des princi-paux défis à relever pour atteindre ces objectifs.
La plupart de ces projets figurent dans la liste des « Projects of Common Interest (PCI) » de la Commission européenne, qui souligne leur intérêt pour la société dans le cadre de la po-litique énergétique européenne et le renforcement nécessaire de l'infrastructure électrique qui en découle.
• Renforcement prévu de la frontière nord (projet BRABO) Le projet Brabo s’inscrit dans le cadre du renforcement du ré-seau belge d’électricité et est nécessaire pour garantir l’ap-provisionnement de toute la Belgique et de la région portuaire d’Anvers en particulier.
Figure 17 : Évolution entre 2007 et 2017 de la charge physique maximale des interconnexions avec la France et les Pays-Bas (Source : CREG, sur la base des données d’Elia)
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
2 055 2 095 2 714 3 030 2 470 2 678 2 963 2 154 2 199 3 218 3 209
2 553 2 663 2 208 2 724 2 567 2 510 2 825 2 235 1 898 3 341 3 026
-3 597 -3 333 -1 917 -2 637 -3 171 -3 301 -3 643 -3 461 -3 795 -3 962 -3 275
-3 260 -3 477 -2 740 -2 989 -2 711 -2 922 -3 050 -3 312 -4 005 -3 982 -3 799
charge max. BE ➝ FR charge max. BE ➝ NL charge max. FR ➝ BE charge max. NL ➝ BE
MW
-5000 -4000 -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000
Dans le courant de l’année 2016, le deuxième transforma-teur-déphaseur de Zandvliet87 a été installé en configuration parallèle, tandis que le deuxième terne Doel – Zandvliet a été renforcé de 150 à 380 kV. Dans les scénarios étudiés d'une production maximale de 2 000 MW à Doel, ces investisse-ments augmentent d'environ 1 000 MW la capacité d’inter-connexion de la frontière nord depuis les Pays-Bas. Elia estime que, si la production de Doel excède les 2 000 MW, la capacité d’interconnexion supplémentaire de 1 000 MW de la frontière nord ne pourra être pleinement utilisée qu'après la réalisation des deuxième et troisième phases du projet Brabo.
La deuxième phase prévoit la construction d'une nouvelle ligne à haute tension de 380 kV entre les postes à haute ten-sion existants de Zandvliet et Lillo et le passage de l'Escaut à hauteur de Liefkenshoek. Les travaux de la deuxième phase ont démarré en 2017 et seront terminés en 2020 selon le planning actuel.
Dans la troisième phase, la connexion 150 kV depuis Liefkenshoek sera modernisée et sa tension sera portée à 380 kV. Cette ligne s’étend de Liefkenshoek (commune de Beveren) au poste à haute tension Mercator (commune de Kruibeke) en passant par le poste à haute tension Kallo (com-mune de Beveren). Ces travaux débuteront après achèvement de la deuxième phase.
• Renforcement prévu de la frontière sud
Il sera nécessaire, à moyen terme, de renforcer structurelle-ment les liaisons avec la France pour continuer à garantir le bon fonctionnement du marché. Le renforcement prévu consiste à remplacer d’ici 2022 les conducteurs existants sur l’axe Horta (Zomergem) - Avelgem - Avelin/Mastaine (FR) par des conduc-teurs dits « à haute performance »88, afin de renforcer d’envi-ron 1 000 MW la capacité à la fd’envi-rontière sud.
• Interconnexion prévue entre la Belgique et le Royaume-Uni (projet NEMO)
Le projet NEMO implique l’installation d'un câble sous-ma-rin de 1 000 MW en courant continu d'une longueur de quelque 140 km. Ce projet permettra de relier Richborough au Royaume-Uni à la sous-station « Gezelle », qui fait partie du projet Stevin à Bruges.
Pour la Belgique, cela signifie que de l'énergie peut être échan-gée directement avec le Royaume-Uni, ce qui doit conduire à un renforcement de la sécurité d’approvisionnement compte tenu de la diversification qu'engendre une nouvelle interconnexion.
Les travaux de construction ont commencé à la mi-2016. La ré-ception technique de la nouvelle connexion est prévue début 2019, après quoi l’exploitation commerciale pourra commencer.
• Interconnexion prévue entre la Belgique et l'Allemagne (projet ALEGrO)
Dans ce projet, baptisé ALEGrO (Aachen Liège Electric Grid Overlay), un câble à courant continu d'une puissance d'envi-ron 1 000 MW sera installé sur une distance d'envid'envi-ron 90 km entre les sous-stations Lixhe (Visé) en Belgique et Oberzier en Allemagne.
Cette nouvelle interconnexion améliorera la sécurité d’appro-visionnement et facilitera l’intégration des marchés, principa-lement par la diversification du marché offerte par l’échange direct d’énergie entre la Belgique et l’Allemagne, ce qui se traduira par une convergence des prix accrue dans la région CWE. Par ailleurs, ALEGrO pourra jouer un rôle important dans l'intégration d'un nombre sans cesse croissant de sources d’énergie renouvelable.
Les contrats des stations de conversion et de la connexion par câble ont été attribués au cours du second semestre de 2016.
Fin 2017, les autorisations nécessaires ont été délivrées pour permettre d’entamer les travaux début 2018 en vue d'une ré-ception technique fin 2019 et d’une exploitation commerciale à compter de 2020.
• Interconnexion BeDeLux
Elia, Creos (le gestionnaire de réseau de transport luxembour-geois) et Amprion travaillent au couplage de leurs réseaux.
Ce projet porte le nom d’interconnexion BeDeLux et vise à améliorer la sécurité d’approvisionnement du Grand-duché de Luxembourg et à réaliser un couplage commercial des mar-chés belge et allemand.
Dans une première phase, Creos a installé un transforma-teur-déphaseur de 400 MVA/220 kV sur le poste à haute tension de Schifflange (Luxembourg). Grâce à une meilleure maîtrise des flux énergétiques sur le réseau existant, ce trans-formateur-déphaseur contribuera principalement à la sécurité d’approvisionnement du Grand-duché de Luxembourg.
Après une étude approfondie et une analyse de données dé-taillée sur l’incidence prévue de la mise en place d'un nouveau transformateur-déphaseur de Creos sur le marché day-ahead, le groupe de projet (composé d’Elia, Creos et Amprion) a décidé de reporter la commercialisation de la nouvelle inter-connexion BeDeLux. Les simulations actuelles de l’analyse d’impact montrent que l’effet sur le bien-être de la zone Eu-rope centre-ouest serait neutre, alors que les processus opéra-tionnels deviendraient considérablement plus complexes. Des analyses supplémentaires sont nécessaires pour garantir que les marges de sécurité nécessaires de l’échéance day-ahead ne soient pas menacées. La décision relative à la commercia-lisation du nouveau transformateur-déphaseur de Creos sera
87 Le quatrième sur la frontière nord : deux à Zandvliet et deux dans la sous-station Van Eyck à Kinrooi.
88 Les conducteurs à haute performance ou HTLS (high-temperature low-sag) se dilatent moins que des conducteurs classiques en cas d'exploitation à plus hautes températures. De ce fait, davantage d'électricité peut être transportée dans les conducteurs et la capacité de la liaison s'en trouve accrue.
évaluée après une phase test d’un an qui a commencé au mo-ment où le système était techniquemo-ment opérationnel (octobre 2017). Cette décision sera prise sur la base d’une évaluation approfondie de l’analyse d’impact et des paramètres tech-niques et tiendra compte des enseignements tirés de l’utilisa-tion effective en temps réel.
3.4.5. Mesures visant à couvrir les pics de demande et faire face aux déficits d’approvisionnement
3.4.5.1. Réserve stratégique : période hivernale 2017-2018 Le 13 janvier 2017, la ministre de l’Énergie a décidé que le ges-tionnaire de réseau de transport (Elia) était tenu de constituer une réserve stratégique d’un volume de 900 MW pour une période de trois ans à compter du 1er novembre 2017. Suite à la prise en compte du retour sur le marché d’unités de pro-duction, les arrêtés royaux du 31 octobre 2017 imposant des conditions de prix et de volume pour la fourniture de la réserve stratégique à partir du 1er novembre 2017 pendant une durée d’un an ont ensuite réduit le volume contracté à 725 MW.
Comme le prévoit la loi électricité, le gestionnaire de réseau de transport (Elia) définit les modalités de procédure pour la constitution de la réserve stratégique après consultation des utilisateurs de réseau, de la CREG et de la direction générale Énergie. La CREG a formulé89 un certain nombre de remarques sur la proposition de procédure de constitution de réserves stratégiques pour la période hivernale 2017-2018 qui a été sou-mise par Elia pour consultation.
La loi électricité prescrit en outre qu’Elia doit soumettre pour approbation à la CREG les règles de fonctionnement de la ré-serve stratégique. La CREG a organisé une consultation pu-blique relative à la proposition de règles de fonctionnement et à son projet de décision. Dans sa décision du 9 février 201790, la CREG a approuvé la proposition d’Elia sous réserve de cer-taines adaptations.
Le 23 mars 2017, la CREG a organisé une consultation publique sur la proposition d’addenda aux règles de fonctionnement et sur son projet de décision. Elle a reçu sept réactions qui ont été intégralement ajoutées à la décision du 7 avril 2017 par laquelle la CREG a approuvé la proposition d’Elia moyennant certaines adaptations91. Les règles de fonctionnement approu-vées sont d’application depuis l’entrée en vigueur des arrêtés royaux du 31 octobre 2017.
Ensuite, le 13 juillet 2017, la CREG a rendu son avis (A)1630 sur le caractère manifestement déraisonnable ou non des prix of-ferts à Elia System Operator SA pour la fourniture de la réserve stratégique en réponse à l’appel d’offres de 2017.
Enfin, pour ce qui concerne le tarif de l'obligation de ser-vice public « réserve stratégique », il s’élevait, en 2017, à 0,1902 €/MWh, prélevé net. Par décision du 14 décembre 201792, la CREG a approuvé la proposition d’Elia concernant l’actualisation de ce tarif. Le nouveau tarif (0,4298 €/MWh) sera applicable à partir du 1er janvier 2018.
3.4.5.2. L’accès à la gestion de la demande
• La participation de la flexibilité de la demande aux mar-chés de l’électricité en Belgique
Suite à la promulgation le 13 juillet 2017 de la loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité en vue d’améliorer la flexibilité de la demande et le stockage d’électricité, la CREG a rédigé un projet de décision portant exécution de l’article 19bis, §§ 3 à 5, de la loi du 29 avril 1999 en vue de rendre possible le transfert d’énergie. Ce projet de décision sera soumis à une consultation publique au début de l’année 2018. La CREG a également participé à une concertation avec Elia concernant la mise en œuvre de l’article 19bis, § 2, de cette même loi. Les règles organisant le transfert de l’énergie par l’intermédiaire d’un opérateur de service de flexibilité seront proposées par Elia à l’approbation de la CREG en 2018.
• Analyse de l’étude d’Elia relative aux scénarios élec-triques pour la Belgique à l’horizon 2050
Dans sa note (Z)1706 du 30 novembre 2017, la CREG formule une liste non exhaustive de remarques factuelles sur l’étude d’Elia intitulée « Electricity scenarios for Belgium towards 2050 - Elia’s quantified study on the energy transition in 2030 and 2040 », publiée le 15 novembre 2017.
89 Note (Z)1607 relative à la proposition de « procédure de constitution de la réserve stratégique » soumise à consultation par la SA Elia System Operator.
90 Décision (B)1598 relative à la proposition de la SA Elia System Operator relative aux règles de fonctionnement de la réserve stratégique applicables à compter du 1er novembre 2017.
91 Décision (B)1619 relative à la proposition de la SA Elia System Operator apportant un addenda aux règles de fonctionnement de la réserve stratégique applicables à compter du 1er novembre 2017.
92 Décision (B)658E/48 relative à la demande d’approbation de la proposition tarifaire actualisée en vue d’une modification à partir du 1er janvier 2018 du tarif pour le financement de l’obligation de service public de la réserve stratégique, introduite par la SA Elia System Operator.