Non-confidentiel
Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz Rue de l’Industrie 26-38
1040 Bruxelles Tel.: 02/289.76.11 Fax: 02/289.76.09
COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ
ETUDE
(F)160526-CDC-1513
relative au
"fonctionnement et évolution des prix sur le marché de gros belge de l'électricité - rapport de monitoring 2015"
faite en application de l’article 23, §2, alinéa deux, 2° et 19°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité.
26 mai 2016
TABLE DES MATIERES
PREAMBULE ... 4
EXECUTIVE SUMMARY ... 5
FONCTIONNEMENT DU MARCHE DE GROS DE L’ELECTRICITE ... 9
I. Introduction ... 9
II. Production d’électricité ...16
II.1 Types de centrales ...16
II.2 Capacité des centrales de production et l’énergie produite ...29
II.3 Arrêts planifiés et non planifiés des unités de production (Outages) ...35
III. Prélèvement électrique ...40
III.1 Evolution de la consommation d’électricité...41
III.2 Evolution de la consommation d’électricité en fonction des phénomènes météo ....46
III.3 Profil d’utilisation et impact des panneaux solaires ...48
III.4 Capacité installée en énergie éolienne offshore et onshore ...55
IV. Échanges d'électricité ...62
IV.1 Marché à court terme ...62
IV.1.1 Marché day-ahead Belpex (DAM de Belpex) ...62
IV.1.2 Marché intra-day continu (Belpex CIM) ...87
IV.2 Marché à long terme ...90
IV.2.1 Prix futures par rapport au marché journalier Belpex ...90
IV.2.2 Prix futures dans la région CWE ...94
IV.2.3 Écarts de prix des baseload year-ahead futures sur le marché de l'électricité de la région CWE ...96
V. Interconnexions ... 100
V.1 Aperçu global ... 100
V.2 Capacité ... 102
V.2.1 Capacité physique ... 102
V.2.2 Capacité commerciale ... 102
V.3 Enchères de capacité à long terme ... 105
V.3.1 Enchères de capacité annuelle ... 106
V.3.2 Enchères de capacité mensuelle ... 107
V.4 Utilisation de la capacité d’interconnexion ... 113
V.4.1 Utilisation physique ... 113
V.4.2 Utilisation commerciale (nominations) ... 117
V.4.3 Utilisation physique versus utilisation commerciale ... 129
V.4.4 Impact capacité nucléaire sur les importations et les TGV ... 130
V.4.5 Rentes de congestion sur base journalière ... 135
VI. Balancing ... 138
VII. Conclusions ... 155
GLOSSAIRE ... 157
LISTE DES ABREVIATIONS ... 160
LISTE DES TRAVAUX CITES ... 163
LISTE DES FIGURES ... 164
LISTE DES TABLEAUX ... 170
PREAMBULE
Dans cette étude, la COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ (CREG) examine le fonctionnement et l'évolution des prix du marché de gros belge de l'électricité pendant la période allant du 1er janvier 2015 au 31 décembre 2015 inclus. Depuis 2007, la CREG réalise tous les ans une telle étude.
L’objectif de ces études est d’informer toutes les parties intéressées de certains aspects importants du marché belge de l’électricité, notamment les interconnexions avec l’étranger, l’échange d’électricité sur les bourses d’électricité, la production, la consommation, et le balancing.
Dans la mesure du possible, un historique des 9 dernières années (2007-2015) est donné. Si l’année 2007 est reprise encore dans cette étude, c’est pour le motif que l’année 2007 précède les crises financière(s) et économique(s) de la période étudiée. Ainsi, le lecteur pourra comprendre plus aisément l'évolution du marché de gros de l’électricité.
Cette étude comporte cinq chapitres :
1. le premier examine la production d’électricité ;
2. le second se penche plus spécifiquement sur les prélèvements d’électricité ; 3. le troisième aborde l’échange d’électricité sur les marchés ;
4. le quatrième, analyse les interconnexions entre la Belgique et les pays limitrophes ; 5. le cinquième et dernier chapitre traite du balancing.
Un Executive Summary des cinq chapitres susmentionnés les précède et un résumé les suit.
Quelques conclusions seront également tirées à l’issue de cette étude. Le lecteur trouvera en fin du document un glossaire, les principales abréviations utilisées dans l’étude, une liste des travaux cités ainsi qu’un relevé des figures et tableaux ayant illustré ce travail.
Le Comité de direction de la CREG a approuvé la présente étude lors de sa réunion du 26 mai 2016.
EXECUTIVE SUMMARY
L’étude porte sur le fonctionnement et l’évolution des prix du marché de gros belge de l'électricité en 2015. Il s’agit du marché de l’électricité sur lequel l’énergie est achetée et vendue avant d’être livrée aux clients finals, qu’ils soient particuliers ou professionnels.
En vue d’une meilleure compréhension de l'évolution des marchés en 2015, une période plus longue, allant de 2007 à 2015 et appelée « période sous revue », est souvent prise en considération dans l'étude.
Le bilan du marché de gros belge de l’électricité en 2015 ne peut être dressé sans tenir compte de l’ensemble des ‘incidents’ survenus au sein des installations nucléaires pendant les années 2012 à 2015. Dans ce contexte, plusieurs mesures furent prises en 2014 et en 2015, comme, notamment, la création d’une réserve stratégique en 2014 dont les moyens furent encore renforcés en 2015 et l’instauration d’un tarif de déséquilibre de 4.500 €/MWh en cas de déficit structurel.
I. Production
La production totale en 2015 dans la zone de réglage Elia est estimée à 54,6 TWh contre 59,5 TWh en 2014, soit une diminution de 8,1 % en un an. La part de marché d'Electrabel relative à l'énergie produite en Belgique s’élève à 64,8% en 2015 alors qu’en 2007 elle était encore de 86,2 %. Malgré cette baisse, le marché de la production reste encore très fortement concentré.
Les centrales nucléaires ont produit 24,8 TWh en 2015 (45,9 TWh en 2007), soit le niveau le plus bas des neuf années étudiées. Depuis 2012, le parc nucléaire belge connaît de graves problèmes à répétition. Malgré cette situation exceptionnelle, la part de la production nucléaire s’élève encore à 45,4% en raison d’éléments multifactoriels comme la diminution totale de la production en Belgique et la baisse du prélèvement d’électricité. La production conjointe des centrales au gaz et au charbon s’élève à 21,0 TWh en 2015 en hausse de 8,4%
par rapport à 2014. Les autres types de sources d’énergie ont contribué à la production d’électricité à concurrence de 16,1%.
II. Prélèvement d’électricité
Le prélèvement d'électricité dans la zone de réglage Elia s’élève en 2015 à 77,2 TWh, soit un niveau similaire à celui de 2014. Or cette dernière année, le prélèvement d’électricité était à son niveau le plus bas de la période sous revue. De façon générale, la CREG constate une tendance à la baisse du prélèvement d'électricité et, surtout, de la puissance prélevée maximale qui n’est plus que de 12.634 MW en 2015.
La production décentralisée non contrôlable, telle que la production par panneaux solaires, est considérée par la CREG comme une consommation négative. L'impact de la production par les panneaux solaires sur la consommation est de plus en plus important (3,0 TWh en 2015). En 2015, les 3 parcs éoliens offshore ont injecté conjointement 2,5 TWh dans le réseau de transport, soit une hausse de 18,5% par rapport à 2014. Si la production onshore estimée totale est additionnée à la production offshore, la production éolienne en 2015 s’élève à 5,0 TWh, soit une hausse de 16,8% par rapport à 2014.
III. Echange d’électricité
Le prix annuel moyen de l’électricité dans la région Europe CWE affiche une tendance contradictoire, avec une hausse de prix en Belgique et en France et une baisse aux Pays-Bas et en Allemagne. La zone belge d'enchères présente le prix le plus élevé de la région en 2015.
L’indisponibilité du parc de production nucléaire pourrait expliquer pourquoi le prix du marché day-ahead de l’électricité en Belgique divergeait de celui des pays voisins pendant 42% du temps alors qu’antérieurement cette fréquence ne dépassait pas 5 %. La résilience du marché journalier Belpex a fortement diminué par rapport à 2014 et ce, principalement en raison de pics de prix extrêmes observés en septembre et octobre 2015.
Le volume total négocié sur le marché journalier Belpex atteint à nouveau un record (23,7 TWh), avec une hausse des importations commerciales à 14 TWh. La valeur totale des contrats traités enregistre également un nouveau record (>1 milliard d'euros). Les smart orders, introduits en février 2014, représentent une part croissante de cette activité : le volume proposé via ces smart orders est supérieur à celui proposé via des block orders.
Le volume négocié sur le marché intra-day connaît une légère diminution en 2015, à 642,9 GWh.
Le prix moyen de l’électricité sur le marché à long terme augmente à mesure que la durée de la période contractuelle s'allonge.
IV. Interconnexions
En 2015, la capacité commerciale d'interconnexion moyenne disponible de la zone de réglage belge est de 3.492 MW dans le sens des importations et de 3.213 MW dans le sens des exportations.
Les importations commerciales nettes vers la Belgique s’élèvent en moyenne en 2015 à 2.398 MW, ce qui correspond à des importations commerciales nettes totales de 23,7 TWh pendant toute l'année. Il s'agit d'un record absolu pour la période étudiée et d'une augmentation de pas moins de 25% par rapport à 2014, l’année record précédente.
Comme en 2014, l'indisponibilité de plusieurs centrales nucléaires en 2015 a été en grande partie compensée par une importation supplémentaire d'électricité. Il s'avère cependant qu’une baisse de la production nucléaire est de plus en plus souvent compensée par les centrales TGV, vu que l'importation d'électricité s’est rapprochée de plus en plus des limites physiques des capacités d'interconnexion.
L'introduction du système de couplage de marché basé sur les flux entre les pays de la région CWE le 20 mai 2015 a été un moment important pour le réseau électrique belge et les interconnexions avec les pays voisins. À partir du 21 mai, les capacités d'interconnexion disponibles sont utilisées de façon plus intense et plus efficace.
Les rentes de congestion, qui constituent un bon baromètre de la convergence des prix entre la Belgique et les pays voisins, restent avec 107,9 millions d’euros à un niveau élevé, malgré la baisse par rapport à l’année record 2014.
V. Balancing
En 2015, l’énergie totale activée des moyens de réserve, hors participation à la plate-forme IGCC (Internation Grid Control Cooperation), augmente légèrement à 0,8 TWh par rapport à 2014.
La réserve secondaire est saturée pendant environ 4 % du temps pour le réglage à la baisse et à la hausse.
Les parts des réserves tertiaires contractuelles et d’inter-GRT restent négligeables en termes de volumes activés. La CREG estime que la zone de réglage Elia recèle encore un grand potentiel en ce qui concerne la demand response.
L’activation de clients interruptibles est relativement exceptionnelle et le volume interrompu par événement et le nombre moyen d’heures par événement d’interruption sont eux aussi relativement limités.
Depuis le passage à un tarif « Single marginal price » en 2012, la volatilité des tarifs pour les déséquilibres positifs et négatifs est très proche, ces tarifs n’étant plus différenciés que par la valeur de l’incitant. Alors que l’année 2014 a été marquée par une forte diminution de la volatilité des tarifs de déséquilibre - plus importante encore que celle du prix du Belpex DAM - en 2015, les volatilités ont augmenté de manière sensible pour atteindre presque les valeurs de 2013 (pour les tarifs de déséquilibre), voire en la dépassant (pour le prix du Belpex DAM).
Un prix de déséquilibre de -100 €/MWh ou moins est atteint moins souvent en 2014 qu’en 2013, et moins souvent en 2015 qu’en 2014. Les mois de décembre 2012 et 2013 sont particulièrement surprenants, compte tenu du fait que la production solaire était peu importante et que plusieurs périodes tombaient pendant les vacances de Noël (après le 21 décembre).
Les données de décembre 2014 et 2015 ne confirment pas cette tendance. Une explication partielle du phénomène trouve sa source dans les indisponibilités importantes connues par le parc nucléaire belge en 2014 et 2015.
FONCTIONNEMENT DU MARCHE DE GROS DE L’ELECTRICITE
I. Introduction
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
27
87 90
30
63 65
60
55
36
15
30
9
31
16 16
42
85
32
94
82
43 57
36
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
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
II. Production d’électricité
13. Ce chapitre analyse les unités de production situées en Belgique en ce qui concerne leur capacité, leur propriété, le type de combustible et l'énergie produite. Seules les centrales de production raccordées au réseau Elia (tension de 30 kV ou plus) sont prises en compte.
14. Malgré l’augmentation de la capacité de production sur le réseau de distribution et l’impact considérable de ces installations sur le fonctionnement du marché, la CREG estime qu’il n’est pas conseillé d’inclure ces installations de production dans ce chapitre-ci. En effet, la capacité de production sur le réseau de distribution est composée en grande partie d’unités non contrôlables (productions éolienne et solaire) qui, par conséquent, ne réagissent pas souvent aux indications de prix du marché de gros. Cette production peut également être considérée comme de la consommation négative. Au vu de la part toujours croissante de cette consommation négative au cours de ces dernières années, la CREG a réalisé une estimation de l’impact de la production d’électricité par les panneaux solaires et une estimation de l’éolien dans la section7 relative au prélèvement d’électricité.
II.1 Types de centrales
Centrales nucléaires
15. La Belgique possède 7 réacteurs nucléaires répartis sur deux sites (Doel et Tihange) offrant une capacité théorique de production totale de 5.926 MW fin 2015. Le Tableau 2 donne un aperçu des 7 centrales et de leur puissance maximale (Pmax) respective ainsi que leur actionnariat.
7 Sections III.3, page 48 et III.4, page 55.
Tableau 2 : Ventilation des puissances maximales des centrales nucléaires entre leurs propriétaires (Electrabel et EDF8) et / ou bénéficiaires de droits de tirage dont E.ON au 31 décembre 20159
Source : CREG
16. Electrabel est le responsable d’équilibre (ARP) pour les 7 centrales, mais ne dispose pas de la totalité de l'énergie produite. Le tableau ci-dessus donne un aperçu de l’actionnariat du parc nucléaire belge. Celui-ci intègre notamment l’accord entre Electrabel et E.ON de début novembre 2009, relatif notamment aux droits de tirage (drawing rights swap). La capacité de production maximale mentionnée de 5.926 MW est celle qui est théoriquement disponible en décembre 2015. Il en ressort que la part d’Electrabel (EBL) dans la capacité nucléaire est passée de 89,06 %10 avant février 2009 à 76,1 % à la fin de l’année 2015.
17. Sous la législature précédente, la décision de fermer les centrales de Doel 1 et de Doel 2 en 2015 et de prolonger Tihange 1 jusqu’en 2025, a été coulée dans la loi du 31 janvier 2003, amendée le 18 décembre 2013, relative à la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle d'électricité. Cette loi modifiée a fixé le calendrier de la sortie du nucléaire pour la production d’électricité et a prolongé la durée de vie de la centrale de Tihange 1 de dix ans.
18. Les centrales de Doel 1 & 2, qui devaient être fermées dans le courant de l’année 2015, ont été prolongées de dix ans supplémentaires par la loi du 28 juin 201511 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.
8 « EDF Belgium détient 63,5% des actions d'EDF Luminus. Cette société opère actuellement dans un contexte économique difficile avec des prix de l'énergie à la baisse dans un marché très concurrentiel.
Par ailleurs, le futur de la participation nucléaire d'EDF Luminus dans Doel 3 et Tihange 2 est incertain suite à l'arrêt de ces unités. De ce fait, une réduction de valeur sur la participation dans EDF Luminus a été enregistrée pour une valeur de 567,8 M€ » (source rapport de gestion (C8) des comptes annuels 2014 déposés auprès de la Banque Nationale).
9 selon l’Asset Swap Transaction Agreement et Drawing Rights Swap Transaction Agreement entre, d’une part Electrabel et, d’autre part E.ON. Les droits de tirage de Doel 1 sont échus depuis janvier 2015 et ceux de Doel 2 et Tihange 1 arriveront à échéance respectivement en janvier et avril 2016.
10 Voir l’étude de la CREG (F)130530-CDC-1247 du 30 mai 2013 au paragraphe 4.
11 Art. 4/2. § 1er. Le propriétaire des centrales nucléaires Doel 1 et Doel 2 verse à l'Etat fédéral, jusqu'au 15 février 2025 pour Doel 1 et jusqu'au 1er décembre 2025 pour Doel 2, une redevance annuelle en contrepartie de la prolongation de la durée de permission de production industrielle d'électricité à partir de la fission de combustibles nucléaires.
Parc nucléaire Doel 1 Doel 2 Doel 3 Doel 4 Tihange 1 Tihange 2 Tihange 3
2015 (MW) 433 433 1.006 1.038 962 1.008 1.046 5.926 100,0%
dont: Electrabel 100,0% 61,7% 89,8% 89,8% 30,9% 89,8% 89,8% 4.677 78,9%
EDF 10,2% 10,2% 50,0% 10,2% 10,2% 899 15,2%
E.ON 0,0% 38,3% 19,1% 350 5,9%
Total
19. Le graphique ci-dessous illustre l’évolution des capacités nucléaires disponibles jusqu’en 2025 en fonction des modifications successives apportées à la loi du 31 janvier 2003.
Toutes les centrales nucléaires12 seraient donc opérationnelles jusqu’en 2022, Doel 3, fermerait le 1er octobre 2022 et Tihange 2, le 1er février 2023. Les 5 autres centrales nucléaires seraient fermées dans le courant de l’année 2025. En 2026, il n’y aurait donc plus aucune centrale nucléaire opérationnelle. A la date de leurs fermetures respectives, trois centrales nucléaires (Doel 1 & 2 et Tihange 1) auront eu une durée de vie de 50 ans et quatre (Doel 3
& 4 et Tihange 2 & 3) de 40 ans.
Figure 3: Part d’Electrabel dans le parc nucléaire belge Source : CREG
20. Depuis 2012, le parc nucléaire belge connaît un certain nombre d’incidents avec des impacts de longue durée. Ceux-ci peuvent être regroupés en deux périodes.
La première période a débuté au milieu de l’année 2012 ; il a été annoncé que 2 centrales nucléaires - Doel 3, le 1er juin 2012, et Tihange 2, le 17 août 2012, - seraient indisponibles pour une période prolongée, en raison de l’éventuelle insécurité liée à la cuve des réacteurs13. Les centrales nucléaires ont redémarré en juin 2013.
12 Sous réserve des décisions des tribunaux compétents suite aux recours déposés par différentes parties opposées à la prolongation des centrales nucléaires belges.
13 Les deux centrales ont redémarré respectivement les 3 et 7 juin 2013.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000
MW
Parc nucléaire belge Electrabel EDF E.ON Electrabel/Total (%)
2022: fermetures Doel 3 et Tihange 2
2025: fermetures Tihange 1&3 et Doel 4 2025: fermetures Doel 1&2
La seconde période a commencé le 25 mars 2014 lorsque Doel 3 et Tihange 2 ont, à nouveau, été arrêtées en raison de l’éventuelle insécurité liée à la cuve des réacteurs. Ce n’est qu’en fin d’année que les deux réacteurs ont été remis en service ; Doel 3 a redémarré le 20 décembre 2015 et Tihange 2 six jours plus tôt.
Le 5 août 2014, Doel 4 était indisponible du fait d’un supposé acte de sabotage. Ce réacteur nucléaire était à nouveau disponible le 19 décembre 2014.
L’indisponibilité de ces centrales s’est traduite par une production nucléaire d’électricité significativement plus faible comme. La Figure 4 illustre, mensuellement, les productions nominées totales des 7 centrales nucléaires depuis 2007 (TWh).
21. La période des années 2007 à 2013 a été agrégée dans la zone grisée de la figure en y reprenant pour chaque mois des 7 années le minimum et le maximum des moyennes de la production nominée totale des centrales nucléaires. Les années 2014 et 2015, par contre, apparaissent distinctement dans la figure.
Avec 24,8 TWh produite, l’année 2015 correspond à la production nucléaire la plus basse de la période sous revue. Aux 9 premiers mois de l’année correspondent les productions mensuelles les plus basses jamais enregistrées, seule la production des 3 derniers mois de l’année 2015 sont légèrement supérieurs aux productions mensuelles moyennes de l’année 2014. La production nucléaire mensuelle est descendue jusqu’à 1,2 TWh en septembre 2015 en raison de l'indisponibilité complète de Doel 1, Doel 3, Doel 4, Tihange 2 et, pendant près de 88% du temps de Tihange 1.
Figure 4: Production nominée totale mensuelle des 7 centrales nucléaires par année (TWh) Sources : Elia et CREG
22. Comme le montre la Figure 5 ci-après, Doel 3 et Tihange 2 ont été, parmi les 7 centrales nucléaires, celles ayant connu le taux d’indisponibilité le plus élevé au cours des 9 dernières années. Pendant cette période, ces 2 centrales ont été indisponibles respectivement pendant 37,1% et 32,8% du temps. Par contre, Doel 2 et Tihange 3 ont connu un taux d’indisponibilité inférieure à 10% du temps. Les raisons de ces indisponibilités sont de tous types : entretiens prévus, sécurité ou limitation de la durée de vie légale et pannes.
4,2
4,0
3,8
2,5 2,9
2,5
2,8
2,2
1,4
1,6
2,1
2,2 2,8
2,4
2,3
1,7
2,1 2,2
1,8
1,4
1,2
2,1
2,2
2,7 2,9
2,7
2,9
2,1 2,2
3,3 3,5
3,1
2,7
2,1
2,6 2,8
4,4
3,9
4,1
4,0 4,0 4,0 4,0
4,3
3,9
4,4 4,3
4,4
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
2014 2015 min 2007-2013 max 2007-2013
TWh
Figure 5: Nombre de jours d’indisponibilité des 7 centrales nucléaires par année Sources: Elia et CREG
23. La Figure 6 indique, pour tous les jours de l'année 2015, la production nucléaire moyenne ainsi que la disponibilité ou l'indisponibilité14 des réacteurs nucléaires. En 2015, la production d'électricité quotidienne moyenne par les unités nucléaires s'élevait à 2.834 MW.
Cela représente une production totale d'électricité nucléaire de 24,8 TWh en 2015, soit 47,8 % de la production théoriquement possible. La puissance installée atteint en effet 5.926 MW. La production quotidienne moyenne minimale a été enregistrée le 30 août 2015 (1.430 MW), lorsque seules Doel 2 et Tihange 3 étaient disponibles. La production d'énergie nucléaire la plus élevée a été observée le dernier jour de 2015, le 31 décembre : une moyenne de 4.755 MW pour Doel 1, Doel 2, Doel 4, Tihange 1, Tihange 2 et Tihange 3. Seule Doel 3 était indisponible à ce moment.
14 Les journées au cours desquelles une unité nucléaire est disponible sont indiquées en vert. Les journées au cours desquelles une unité nucléaire est indisponible sont indiquées en rouge. Une unité nucléaire est considérée comme « indisponible » lorsque la production quotidienne de cette unité s'élève à moins de 20 % de la capacité totale de cette unité.
44 29 41 4 49 52 0 52
78 31 73 52 44 43 66 18
62 32 33 73
0 0 44 53
37 38 35 61 36 37 0 48
42 18 35 36 53 55 55 0
32 43
213
43 0 126 136
38
6 21
153
23 61 61 153
36
21 18
279
162 50 50
279
8 315
75
358
49 97 97
345
58
19,4%
9,3%
37,1%
15,3% 11,9%
15,9%
32,8%
9,5%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0 365 730 1.095 1.460 1.825 2.190 2.555 2.920 3.285
DOEL 1 DOEL 2 DOEL 3 DOEL 4 TIHANGE 1N TIHANGE 1S TIHANGE 2 TIHANGE 3
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 interruptions cumulées 2007-2015 (%)
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Les deux pics relatifs au sein de la production d'électricité lors de la période août – septembre 2015 (c.-à-d. la période dotée d'une disponibilité nucléaire minimale) coïncident avec le retour de Tihange 3 suivi de la soudaine indisponibilité de Doel 4 d'une part, ainsi que la courte disponibilité de Tihange 1 d'autre part. En effet, le 18 septembre 2015, Tihange 1 s'est de nouveau arrêtée automatiquement - après avoir été redémarrée un jour plus tôt à la suite de travaux d'entretien - en raison d'un défaut technique du générateur de vapeur.
Figure 6: Production d'électricité quotidienne moyenne par les centrales nucléaires en 2015 (ligne noire) et (in)disponibilité des centrales nucléaires (vert / rouge))
Sources: Elia et CREG
Centrales de pompage
24. La Belgique compte 2 sites équipés de centrales de pompage : Coo, dont la capacité de production maximale s'élève à 1.216 MW et Plate Taille, plus petite, dont la capacité de production maximale s'élève à 141 MW. La première centrale est à la disposition d'Electrabel et la seconde de Lampiris. Il s'agit d'unités qui produisent de l'électricité à partir d'eau préalablement pompée vers un bassin situé en amont à l'aide de turbines et ensuite la déversent dans un bassin situé en aval. Le volume des bassins est limité. De ce fait, l'énergie pouvant être livrée est également limitée. Lorsque l'eau est pompée (souvent la nuit), l'unité consomme de l'électricité à un coût moindre que son prix de vente. En effet, les turbines sont (souvent) en fonctionnement pendant les heures de pointe. En 2015, elles ont produit 1.099 GWh, en baisse de 5,9% par rapport à 2014. Cette production est la plus faible depuis 2007.
-10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35
-2.000 -1.000 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000
Unité nucléaire indisponible Unité nucléaire disponible Production nucléaire totale Production moyenne Capacité théorique Doel 1 Doel 2 Doel 3 Doel 4 Tihange 1 Tihange 2 Tihange 3 31/12/2015
maximum = 4.755 MW MW
30/8/2015 minimum = 1.430 MW 2015
moyenne = 4.755 MW capacité théorique
= 5.926 MW
25. Initialement, les centrales de pompage ont été construites, hormis pour des raisons économiques, en vue de garantir la sécurité du réseau électrique dans le cadre de la création des grandes centrales nucléaires. Les principales centrales nucléaires ont une capacité d’environ 1.000 MW et l'arrêt imprévu d'une telle centrale doit pouvoir être compensé rapidement par la zone de réglage d’Elia. Les centrales de pompage, qui doivent pouvoir passer de 0 MW à une puissance maximale en quelques minutes, conviennent parfaitement pour ce type de compensation, permettant ainsi de mieux garantir l'équilibre sur le réseau d'électricité. La nuit, les centrales de pompage peuvent consommer de l'électricité (souvent meilleur marché) pour remplir à nouveau les bassins ; les centrales de pompage peuvent également fournir la flexibilité nécessaire pour la consommation et la production, par exemple en cas de forte hausse de la consommation en début de journée ou dans le cas de moyens de production intermittents telle que l'énergie éolienne.
Turbines gaz-vapeur (TGV)
26. En 2015, dans la zone de réglage Elia, il y avait 9 grandes centrales TGV15, dotées chacune d'une puissance d'environ 400 MW16. Une centrale TGV (Turbine Gaz Vapeur) possède une ou deux turbines à gaz et une turbine à vapeur. Les turbines à gaz sont actionnées par les gaz d'échappement chauds générés par la combustion du gaz naturel.
Après la mise en marche de la turbine à gaz, la chaleur résiduelle des gaz d'échappement est partiellement récupérée afin de produire de la vapeur actionnant la turbine à vapeur. La chaleur résiduelle permet d'augmenter le rendement moyen d'une telle centrale à 50-55 % et pour les TGV les plus récentes, même parfois au-delà de 60 % (sans récupération de chaleur de condensation (PCI)17). Ces rendements moyens ne sont obtenus que lorsque les unités tournent à leur puissance maximale. Si les centrales doivent produire à une puissance moindre, le rendement instantané diminue sensiblement. Les centrales TGV sont des unités de production relativement flexibles et sont également utilisées dans la zone de réglage d’Elia pour les réserves secondaires.
Le Tableau 3 ci-dessous donne un aperçu des 8 plus grandes centrales TGV dans la zone de réglage Elia avec leur capacité de production et leur propriétaire. La capacité de production
15 La centrale de Vilvoorde (1er janvier 2014), anciennement TGV, est devenue une TG en 2014 et a été versée dans les réserves stratégiques, tout comme Seraing (31 octobre 2014) et Twinerg (1er octobre 2015).
16 La zone de réglage Elia comprend la Belgique et une partie du Grand-Duché de Luxembourg, qui comptabilise une unité TGV (Esch-Sur-Alzette). Par conséquent, le territoire belge ne compte que 8 unités TGV.
17 Le pouvoir calorifique inférieur (PCI) est l’énergie thermique libérée par la combustion d'un kilogramme de combustible sous forme de chaleur sensible, à l'exclusion de l’énergie de vaporisation (chaleur latente) de l'eau présente en fin de réaction.
totale de l’ensemble de ces centrales est de 3.269 MW. L’unité de Marcinelle (405 MW) est la plus récente des grandes centrales TGV, opérationnelle depuis 2012. Par rapport à il y a deux ans, trois unités (Vilvoorde, Seraing et Esch-Sur-Alzette (Twinerg)) font partie de la réserve stratégique. La capacité de production en 2015 s’établit à 3.269 MW, soit un niveau inférieur à celui de la fin de l’année 2014 qui s’élevait à 3.645 MW.
Tableau 3: Les 8 plus grandes centrales TGV (+/- 400 MW) de la zone de réglage Elia, sans les trois centrales de la réserve stratégique
Source : CREG
27. Depuis 2010, la production d’électricité par les TGV suit une tendance générale à la baisse. Cette tendance s’est interrompue depuis le quatrième trimestre 2014, comme en témoigne la Figure 7. Cette figure illustre par mois l’énergie totale nominée (TWh) en day- ahead sur les TGV de la zone de réglage Elia. La ligne bleue indique le volume minimum moyen devant être nominé afin de pouvoir fournir les réserves secondaires18 (et donc le must- run) symétriques et continues19 d’une valeur de 140 MW, au sein de la zone de réglage d’Elia.
Cette réserve est activable à la hausse comme à la baisse. L’activation à la hausse se traduit par une augmentation de la puissance injectée sur le réseau Elia alors que l’activation à la baisse entraîne une diminution de la puissance injectée.
28. Au fil des années, le nombre de TGV dont dispose le marché a été porté de 8 TGV jusqu’en février 2009 à 11 TGV à partir de février 2012 pour redescendre depuis, à 8 TGV dans le courant de l’année 2015. Les périodes pendant lesquelles un nombre différent de TGV était en activité sont indiquées en nuances de gris. La figure illustre pour l’année 2015 une
18 L’utilisateur de réseau qui signe un contrat de réserve secondaire s’engage à mettre à la disposition d’Elia la réserve fixée dans le contrat, dans un délai entre 30 secondes et 15 minutes après la demande d’Elia et ce, selon la vitesse de démarrage de l’unité de production ou « ramping rate ». (source : Elia).
19 Fonction du nombre d’heures par mois.
Propriétaire Unité MW
Electrabel AMERCOEUR 1 420
Electrabel DROGENBOS 460
Electrabel HERDERSBRUG 460
Electrabel SAINT-GHISLAIN 350
Electrabel 50% / BASF 50% ZANDVLIET POWER 395
EdF/SPE RINGVAART 357
T-Power T-POWER 422
Enel Marcinelle Energie 405
Total Electrabel 1.888
Total EdF/SPE 357
Total 3.269
Grandes TGV (± 400 MW) dans la zone de réglage Elia
inversion de la tendance à la baisse observée ces dernières années. Aux mois de septembre et octobre 2014, un pic de production avait été observé au moment même où la production nucléaire était la plus basse. L’augmentation de la production d’électricité en 2015 à partir du gaz naturel à 17,3 TWh dont 12,2 TWh à partir des grandes TGV s’explique par la problématique du parc nucléaire belge. Les 3 premiers mois de l’année 2015, comme les quatre derniers mois se caractérisent par une production mensuelle supérieure à 1 TWh ; pendant les mois d’avril à août 2015, la production mensuelle était, par contre, inférieure à 1 TWh.
Figure 7: 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).
Sources : Elia et CREG
29. Compte tenu du contexte économique moins favorable aux centrales au gaz – crise du parc nucléaire belge excepté - depuis plusieurs années, plusieurs producteurs d’électricité ont, soit annoncé des fermetures, soit retiré du marché des centrales au gaz afin de les placer dans la réserve stratégique. Le CSS (clean spark spread) est utilisé pour évaluer la rentabilité économique20 d’une centrale au gaz. Le graphique ci-après illustrecette problématique.
La figure ci-après reprend la valeur que devrait atteindre la tonne de carbone sur les marchés afin de s’assurer qu’une technologie plus propre, à savoir le gaz, soit utilisée à la place du
20 correspondant à la marge brute, ou au chiffre d’affaires moins les coûts des ventes (gross profit margin = revenue minus cost of goods sold).
2,26
1,28 1,90
1,78
0,49 1,10
0,50 0,84
1,48
0,59 1,34
1,08
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50
8 unités 9 unités 10 unités 11 unités Total R2 (3*150+140) Poly. (Total )
TWh
charbon21. Le coût de la tonne de CO2 pour lequel le clean spark spread (CSS) est égal au clean dark spread (CDS) est représenté en ligne pointillée mauve (Prix de la tonne CO2 quand CSS = CDS (€/t)). Ce prix - month ahead - représente la valeur de la tonne de carbone pour laquelle le producteur est indifférent entre ces deux types de centrales pour produire de l’électricité. Pour l’année 2015, ce prix aurait dû varier entre 34 et 52 €/t compte tenu des hypothèses retenues22.
Il ressort de la figure que le baseload CSS est encore meilleur à la fin 2015 que celui de 2012, 2013 et du premier semestre de 2014, malgré le retour de l’ensemble du parc de production nucléaire. Cette amélioration s’explique par la baisse du prix du gaz relativement plus forte que celle du prix de l’électricité.
Figure 8: Ecarts (spreads) entre le prix de l’électricité et son coût estimé de production entre 2009 et 2015 (lignes continues) et estimation du prix de la tonne de CO2 afin qu’une unité de production de gaz produise de l’électricité au même coût qu’une unité de charbon (ligne discontinue).
Sources : Elia et CREG
21 Etude (F)110203-CDC-1036 du 3 février 2011 relative à l’analyse du concept des spreads (page 25/32, paragraphes 62 à 68) et Working Paper (Z)151113-CDC-1476 of 13 november 2015 on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September 2015.
22 Les hypothèses retenues sont notamment :
un rendement de 35% pour une centrale au charbon et de 50% pour une centrale au gaz ;
le nombre de tonnes de CO2 émises suite à la combustion d’un MWh thermique de charbon/
gaz naturel est de respectivement de 0,301 t/CO2 / 0,19 t/CO2 par MWh thermique brûlé.
30. Plusieurs producteurs ont fermé des centrales en 2015 et ont annoncé une série de fermetures supplémentaires, soit temporairement soit définitivement, comme la Figure 9 ci- après l’illustre.
Celle-ci reflète d'une part, le cumul des mises effectives à l'arrêt de centrales électriques entre décembre 2013 et avril 2016 et d'autre part, les mises à l'arrêt annoncées de mai 2016 à décembre 2016 inclus. Les arrêts totaux pour l’année 2015 représentent 661 MW et les arrêts pour l’année 2016 devraient dépasser 1.275 MW.
Les 2 unités TGV mises à l'arrêt en 2014 ont été contractées dans la réserve stratégique pour une période de trois ans à compter du 1/11/2014. 4 unités (TGV) – totalisant 493 MW - ont également été mises à l’arrêt en 2015. Au cours de l’année 2016, 3 arrêts complémentaires (672 MW) de TGV s’ajouteront aux déjà nombreuses fermetures antérieures.
Le cadre légal relatif aux mises à l'arrêt de Doel 1 et Doel 2 prévues en 2015 a été modifié et ces deux centrales, prolongées pour une décennie, ont redémarré à la fin du mois de décembre. Les réacteurs nucléaires de Tihange 2 et Doel 3, indisponibles pendant la quasi- totalité de l’année 2015, n’ont pas été considérés comme une mise à l'arrêt.
Globalement, la figure montre qu’une capacité de production de 1.275 MW devrait encore être mise à l'arrêt l'année prochaine dont 560 MW ont déjà été annoncés.
Figure 9: Mises à l'arrêt effectives jusqu’en avril 2016 et annoncées à partir de mai 2016 Source: CREG
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000
MW
Autres TG TGV Nucléaire
31. Le Tableau 4 ci-dessous donne, par année, l’énergie nominée (TWh) en day-ahead des TGV dans la zone de réglage Elia, l’évolution de la production exprimée en pourcentage, le nombre de TGV moyen et la production moyenne par TGV. Pour 2015, avec 7,8 TGV en moyenne, un volume de 12,2 TWh a été nominé, c’est-à-dire un niveau de production correspondant à 54,9% de la production la plus élevée (2010) de la période sous revue. En 2015, la production a augmenté de 12,4% par rapport à 2014. De ce fait, la production nominée moyenne en day-ahead par TGV est passée de 2,3 TWh en 2007 à 1,6 TWh en 2015, soit une diminution globale de près de 32,9 % en 9 années. Par rapport à 2013 et 2014, la production par unité a toutefois augmenté de 1,1 TWh à 1,6 TWh, soit une hausse de 45 %.
Tableau 4: Production nominée moyenne des TGV dans la zone Elia Sources: Elia, CREG
Les réserves stratégiques
32. L’article 5 de la loi du 26 mars 2014 modifiant la loi électricitéa prévu l'introduction d'un mécanisme de réserve stratégique23. La réserve stratégique est destinée à garantir, jusqu'à un certain niveau, la sécurité d’approvisionnement électrique pendant les périodes hivernales. Elle se compose en partie d'unités de production ayant notifié leur mise hors service et en partie de la gestion de la demande. Pour déterminer le volume de réserves stratégiques requis, le gestionnaire de réseau réalise une analyse probabiliste des besoins en capacité de production, afin de pouvoir atteindre les critères LOLE (Loss of load expectation) fixés par la loi. Sur base de cette analyse, la Direction Générale de l'Énergie remet un avis au ministre, qui donne ensuite instruction à Elia de contracter un volume donné. Pour la période
23 Le 29 avril 2015, la Commission européenne a ouvert une enquête sectorielle dans 11 pays, dont la Belgique, sur des mécanismes visant à garantir l’approvisionnement en électricité. Le 13 avril 2016, le rapport intermédiaire de l’enquête sectorielle sur les mécanismes de capacité dans le secteur de l’électricité a mis en lumière d’importantes lacunes.
(TWh)
Production totale Nomination
Evolution (%)
Nombre moyen de
TGV
Nomination/
Unité
Evolution (%)
2007 18,5 8,0 2,3
2008 17,4 -6,1% 8,2 2,1 -7,9%
2009 21,0 21,0% 9,0 2,3 9,7%
2010 22,1 5,2% 9,1 2,4 4,4%
2011 17,4 -21,4% 10,7 1,6 -33,1%
2012 15,3 -12,3% 11,0 1,4 -15,0%
2013 12,5 -18,3% 11,0 1,1 -18,2%
2014 10,8 -13,3% 9,7 1,1 -1,4%
2015 12,2 12,4% 7,8 1,6 38,7%
2007-2015 16,4 -34,3% 9,4 1,8 -32,9%
