Chiffres clés 2018

GRI 203-1

Sécurité du système

Nous maintenons l’équilibre

En tant que gestionnaires de réseau européens, notre rôle consiste à concevoir et à développer l’infrastructure adéquate pour permettre la transition énergétique. D’un côté, nous devons mettre en place l’infrastructure nécessaire pour transporter l’énergie de manière efficace et abordable de l’endroit où elle est produite à l’endroit où elle est consommée. De l’autre, nous devons assurer la stabilité du système à chaque instant. Grâce aux nouvelles technologies et méthodes qui nous permettent de contrôler des volumes de données énormes et complexes, nous parvenons à équilibrer l’injection et le prélèvement d’électricité dans le réseau, et ainsi à garantir la sécurité du système électrique toute l’année durant.

Découvrez la vidéo sur la gestion du système avec l’intégration d’énergie renouvelable.

15 672 MW

NOTRE GESTION DU SYSTÈME NOUS PERMET D’INTÉGRER 15 672 MW D’ÉNERGIE ÉOLIENNE DANS LE RÉSEAU EN TOUTE SÉCURITÉ.

Quelques semaines à peine après la toute première injection par 50Hertz de plus de 15 000 mégawatts d’énergie éolienne dans le réseau, le record a à nouveau été pulvérisé. Le 8 décembre, des vents très violents entre 13h et 13h15 ont permis d’injecter 15 672 MW d’énergie éolienne dans la zone de réglage de 50Hertz. En Belgique, la production d’énergie renouvelable a grimpé de 18 % en valeur absolue par rapport à 2017. Le 28 juillet, à 15h, la production éolienne et solaire a couvert 46 % de la charge totale belge : un véritable record ! Les mois de mai (517 GWh), de juin (464 GWh) et de juillet 2018 (555 GWh) ont enregistré les plus hauts niveaux de production d’énergie solaire jamais rencontrés en Belgique. Quant aux parcs éoliens onshore et offshore, ils ont également battu des records de production en janvier (403 GWh) et en décembre (452 GWh).

+ 18 %

105,4 MWh

En 2018, nous avons établi un nouveau record en enregistrant le score d’énergie non fournie (Energy Not Supplied – ENS) le plus bas jamais atteint en Belgique. L’ENS correspond au volume d’énergie que nous ne sommes pas parvenus à fournir à nos clients en raison de coupures internes. Ce record souligne l’excellente collaboration qui règne entre les départements, la rapidité avec laquelle nous prenons les décisions et l’effi cacité de notre gestion des assets.

Le score ENS équivaut à la durée de la coupure multipliée par la puissance interrompue. Pour le calculer, nous ne tenons compte que des coupures de plus de 3 minutes.

Indisponibilité inattendue de plusieurs centrales nucléaires belges pendant l’hiver 2018-19

G4 – EUS –DMA DISASTER/ EMERGENCY PLANNING AND RESPONSE Au terme d’une analyse de la capacité pouvant être importée dans des conditions de marché favorables, Elia a augmenté le niveau de capacité importée en Belgique au premier semestre 2018 d’un maximum de 4 500 MW à 5 500 MW. Cette nécessité d’optimiser l’allocation de capacité s’est rapidement confi rmée au second semestre 2018, avec la mise à l’arrêt inattendue de la moitié des réacteurs nucléaires belges (Doel 1, Doel 2, Tihange 2 et Tihange 3), en plus de ceux dont l’arrêt avait été planifi é (Doel 4, Tihange 1). Cette situation, inédite en Belgique, a entraîné jusqu’à la mi-décembre une pénurie de capacité de 3 000 MW (soit 25 % de la capacité totale de production gérable installée en Belgique). Au mois de novembre, un seul réacteur nucléaire sur les sept que compte la Belgique était opérationnel, tandis qu’en décembre, ils étaient toujours quatre à être hors service.

Pour gérer la crise, Elia a pris une part active à la task force dirigée par la ministre de l’Énergie et s’est attelée à une analyse opérationnelle hebdomadaire de la situation en vue d’établir les prévisions pour la semaine suivante. Grâce au soutien international, à la réorganisation des interventions de maintenance et aux efforts du marché pour dénicher de la capacité supplémentaire, la sécurité d’approvisionnement n’a jamais été compromise, malgré le caractère critique de la situation.

« Nous sommes ravis de voir le professionnalisme avec lequel Elia a assumé ses responsabilités et d’avoir contribué à éviter un délestage. Nous aurons au moins appris une chose : cette situation ne peut plus durer. La Belgique ne devrait pas se retrouver confrontée à ces problèmes chaque hiver. Notre pays doit se préparer et prendre les mesures qui s’imposent pour garantir la sécurité d’approvisionnement, puisque la sortie du nucléaire est prévue pour 2025. »

Pascale Fonck –Chief External Relations Offi cer chez Elia

Sur fond de pénurie d’énergie imminente, la ministre belge de l’Énergie, Marie Christine Marghem, a rencontré son homologue allemand, Peter Altmaier, pour discuter de l’aide que pourrait apporter l’Allemagne en cas d’éventuelles pénuries de courant. Lors de son passage à Berlin, la ministre s’est également rendue au siège de 50Hertz.

Consultez la calculatrice redispatching pour savoir combien nous avons économisé jusqu’à présent.

465 mio €

ÉCONOMIES GÉNÉRÉES GRÂCE À L’INTERCONNEXION SUD-OUEST En 2017, l’interconnexion sud-ouest 380 kV (5 000 MW) entre le nord-est de l’Allemagne et la Bavière a été complètement mise en service, marquant l’aboutissement de 15 années de développement et de construction. Cette nouvelle liaison a permis de mieux gérer les congestions et de réaliser immédiatement d’importantes économies en la matière. Au 31 décembre 2018, 50Hertz avait ainsi économisé plus de 465 millions €.

GESTION DE LA CONGESTION ET REDISPATCHING

Les jours très ensoleillés et très venteux, le volume d’électricité échangé est supérieur à celui que le réseau est physiquement en mesure de transporter. Afi n d’assurer la sécurité du système dans ces situations, les producteurs d’électricité traditionnels qui se trouvent physiquement à proximité d’un goulet d’étranglement sont tenus de réduire leur production. Parallèlement, la production d’électricité est activée de l’autre côté du goulet d’étranglement. Ces mesures de redispatching sont complexes et onéreuses, car elles nécessitent d’interrompre la production dans le nord et l’est de l’Allemagne et d’activer simultanément des centrales de réserve dans le sud du pays ou de l’Europe. Il convient bien entendu de compenser les pertes des centrales électriques. Si ces mesures ne suffi sent pas à décongestionner le réseau, nous devons limiter la génération d’électricité renouvelable en gérant l’injection, ce qui entraîne également des paiements compensatoires aux producteurs d’énergie renouvelable. Nous appelons les coûts totaux générés par ces mesures les « coûts de gestion de la congestion ».